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摘 要：新港1井是2011年大港油田部署的一口三段制五开重点风险探井，设计井深5985m，152.4mm钻头实际完钻井深6716m，127.0mm尾管下深6714m。由于该井井深、井底温度高、环空间隙小、施工压力高，所以在固井过程中易出现层间互窜、顶部水泥石超缓凝、顶替效率差、水泥环薄且分布不均匀等固井技术难题。通过采取井眼净化技术、套管居中设计、 优选高温防窜水泥浆体系、防污染、防回流固井技术及平衡固井技术，确保了该井￠177.8 mm和￠127 mm尾管固井质量。
关键词：深井 高温 小间隙尾管 固井
一 、基本情况
二、主要固井技术难题
1.井深且井身结构复杂，油层固井环空间隙小
该井为五开三段制定向井，￠177.8 mm和￠127 mm尾管都属小间隙固井。￠177.8 mm悬挂器本体最大外径214mm，上层套管内径为220.52mm，两侧过流间隙为3.26mm；￠127 mm悬挂器本体最大外径152.04mm，上层套管内径为154.78mm，两侧过流间隙为1.37mm。另外，该井在￠152.4mm井眼内下入￠127 mm套管是非常规井深结构，环空间隙仅为12.7 mm。环空间隙小，注替过程中施工泵压高，易造成岩屑堵塞或压漏薄弱地层，施工风险大
2.地层压力层系变化大，油气水层关系复杂
钻遇高压气层的同时存在低压易漏甚至裂缝型漏失层，钻井液密度安全窗口窄，易出现上漏下涌、上涌下漏等现象，压稳和防漏矛盾十分突出。特别是￠177.8 mm及￠127 mm尾管封固井段均为气层，要求水泥浆体系具有较强的防窜能力。此外，由于环空间隙小，环空水泥环较薄，抗冲击能力较差，后期封隔易失效，水泥浆设计应赋予其较强抗冲击破坏能力。
3.井底温高，水泥封固段长，顶底温差大
新港1井67164m实测温度184℃，三开和四开固井水泥封固段长分别达到了1952.4m和2568m，顶底温差都超过60℃，易造成顶部水泥浆产生超缓凝，水泥浆设计难度大。同时水泥封固段长，产生高的环空静液柱压力，易压漏薄弱地层导致水泥返高不够。
4.小间隙尾管固井，套管居中度无法保证
为防止扶正器破坏井壁泥饼、增大流动阻力，导致井漏，扶正器的下入受到了很大限制，在裸眼段套管扶正器下入数量很少，甚至不下，套管偏心，水泥浆窜槽现象很难避免。
5.固井工艺复杂，施工难度大
244.5mm 、177.8mm和127mm均采用尾管及回接等固井工艺，一定程度上增加了固井施工难度。
三 、主要固井技术
1.套管居中优化设计。采用工程设计软件对各层套管扶正器数据和安放位置进行优化设计，以保证足够的套管居中。￠177.8 mm尾管采用￠177.8 mmX￠215.9mm单弓弹性扶正器和刚性扶正器；￠127 mm尾管采用￠152 mmX￠127mm刚性扶正器。
2.井眼净化技术
下套管前用完钻前钻具组合通井，对裸眼井段进行正、倒划眼，确保井眼顺畅，通井到底后，增大排量充分循环钻井液3-4周。
合理选用化学冲洗液是实现固井过程中去除滤饼，为水泥浆创造水润性井壁和套管外壁来保证各界面良好结合的重要途径。化学冲洗液需要具备以下性能：①能充分稀释泥浆；②地层孔隙压力条件允许；③能清扫环空中的可流动泥浆；④控制液体滤失。￠177.8 mm和￠127 mm尾管固井分别设计为6m3和4m3的高效清洗液。
3.实验井温的选择
高温深井小间隙尾管固井温度选择很关键，需要综合考虑随钻循环温度、钻井液出口温度和实测井底温度。由于该井￠177.8 mm尾管电测井底静止温度为165℃，钻井液出口温度为85℃。￠127mm尾管电测井底静止温度为184℃，钻井液出口温度为82℃。通过认真分析，最后￠177.8 mm尾管固井井底循环温度选择了150℃， ￠127mm尾管固井井底循环温度选择175℃，固井质量测试表明，该温度较为合适。
4.水泥浆体系设计
￠177.8 mm尾管作业选择1.88g/cm3抗高温、低失水胶乳防气窜水泥浆体系；￠127 mm尾管作业选择1.90g/cm3抗高温防气窜水泥浆体系。通过在水泥浆体系中加入高温防气窜添加剂有效地防止气窜的发生，加入适量的硅粉，防止水泥环石强度衰退。
5.防污染技术
尾管固井结束、拔出中心管后要将多余水泥浆循环洗出井口，由于水泥浆的流程过长，与钻井液接触的几率加大，一旦污染，浆体会变稠，稠化时间大大缩短，因此，流动阻耗剧增，容易产生憋高压或者发生“插旗杆”事故。为防止复杂事故的发生，本井三次尾管固井施工中，一是采用了足够数量的冲洗和隔离液；二是管内替浆过程中，在悬挂器顶部设置一定数量的间隔液，使钻井液和水泥浆在长期运行过程中保持有效分隔，收到了良好的效果。￠244.5 mm、￠177.8 mm和￠127 mm尾管固井分别设计注入为1.30 g/cm3间隔夜4m3。
6.防回流技术
尾管固井中一旦单流阀失灵，无法进行憋压候凝，势必会导致水泥浆回流，使尾管内留水泥塞，甚至导致环空返高不够。为防止该类事故发生，本井￠177.8 mm和￠127 mm尾固井作业分别注入了1.80 g/c重浆15 m3和1.85g/cm3重浆4m3使尾管段内外当量密度接近平衡。
四、现场应用
1.￠177.8 mm尾管固井
注入冲洗液6m3，占环空260m；注入1.88g/cm3高温、液降、胶乳水泥浆30.6m3，施工排量0.9-0.6m3/min，压力9-0 MPa；注入压胶塞液2m3，替入密度为1.80g/cm3重泥浆15m3，注间隔液4m3，替钻井液41.7m3，排量1.2 -0.6 m3/min，压力0-15MPa，碰压25MPa。
2.￠127 mm尾管固井
注入冲洗液4m3，占环空300m；注入1.88 g/cm3高温、液降水泥浆7.2m3，施工排量0.5-0.4m3/min，压力13-10-15MPa；注入密度为1.85 g/cm3重泥浆4m3，注间隔夜4m3，替钻井液47.4m3，排量0.7-0.5 m3/min，压力15-12-21MPa，碰压24MPa。
电测表明水泥浆返到了喇叭口，一界面固井质量优质，二界面固井质量合格，各层间封固质量较好，满足了储层开采的要求。
五、结论与认识
1.针对新港1井尾管固井存在高温、小间隙、多压力层系固井难题，合理采用井眼清洁、套管居中设计、界面清洗、防窜水泥浆设计、防污染、防回流固井技术及平衡压力固井技术，有效地解决了施工过程中易出现层间互窜、施工泵压过高易压漏地层、顶替效率差、水泥环薄且分布不均匀、顶部水泥石易超缓凝等固井难题。
2.高温深井小间隙尾管固井技术在该井的成功应用，为今后油田高温深井、小间隙尾管固井提供了经验，将大大促进油田深层石油天然气勘探开发。
参考文献
[1]杨旭.深井小环空间隙井眼固井工艺技术EJ].天然气工业，1996，16（6）：45-48.
[2]刘崇建，刘孝良.提高小井眼水泥浆顶替效率的研究[J].天然气工业，2003，23（2）：46-49.
[3]刘德平，付华才.提高小井眼固井质量研究[J].天然气工业，2004，24（10）：75-77.
关键词：深井 高温 小间隙尾管 固井
一 、基本情况
二、主要固井技术难题
1.井深且井身结构复杂，油层固井环空间隙小
该井为五开三段制定向井，￠177.8 mm和￠127 mm尾管都属小间隙固井。￠177.8 mm悬挂器本体最大外径214mm，上层套管内径为220.52mm，两侧过流间隙为3.26mm；￠127 mm悬挂器本体最大外径152.04mm，上层套管内径为154.78mm，两侧过流间隙为1.37mm。另外，该井在￠152.4mm井眼内下入￠127 mm套管是非常规井深结构，环空间隙仅为12.7 mm。环空间隙小，注替过程中施工泵压高，易造成岩屑堵塞或压漏薄弱地层，施工风险大
2.地层压力层系变化大，油气水层关系复杂
钻遇高压气层的同时存在低压易漏甚至裂缝型漏失层，钻井液密度安全窗口窄，易出现上漏下涌、上涌下漏等现象，压稳和防漏矛盾十分突出。特别是￠177.8 mm及￠127 mm尾管封固井段均为气层，要求水泥浆体系具有较强的防窜能力。此外，由于环空间隙小，环空水泥环较薄，抗冲击能力较差，后期封隔易失效，水泥浆设计应赋予其较强抗冲击破坏能力。
3.井底温高，水泥封固段长，顶底温差大
新港1井67164m实测温度184℃，三开和四开固井水泥封固段长分别达到了1952.4m和2568m，顶底温差都超过60℃，易造成顶部水泥浆产生超缓凝，水泥浆设计难度大。同时水泥封固段长，产生高的环空静液柱压力，易压漏薄弱地层导致水泥返高不够。
4.小间隙尾管固井，套管居中度无法保证
为防止扶正器破坏井壁泥饼、增大流动阻力，导致井漏，扶正器的下入受到了很大限制，在裸眼段套管扶正器下入数量很少，甚至不下，套管偏心，水泥浆窜槽现象很难避免。
5.固井工艺复杂，施工难度大
244.5mm 、177.8mm和127mm均采用尾管及回接等固井工艺，一定程度上增加了固井施工难度。
三 、主要固井技术
1.套管居中优化设计。采用工程设计软件对各层套管扶正器数据和安放位置进行优化设计，以保证足够的套管居中。￠177.8 mm尾管采用￠177.8 mmX￠215.9mm单弓弹性扶正器和刚性扶正器；￠127 mm尾管采用￠152 mmX￠127mm刚性扶正器。
2.井眼净化技术
下套管前用完钻前钻具组合通井，对裸眼井段进行正、倒划眼，确保井眼顺畅，通井到底后，增大排量充分循环钻井液3-4周。
合理选用化学冲洗液是实现固井过程中去除滤饼，为水泥浆创造水润性井壁和套管外壁来保证各界面良好结合的重要途径。化学冲洗液需要具备以下性能：①能充分稀释泥浆；②地层孔隙压力条件允许；③能清扫环空中的可流动泥浆；④控制液体滤失。￠177.8 mm和￠127 mm尾管固井分别设计为6m3和4m3的高效清洗液。
3.实验井温的选择
高温深井小间隙尾管固井温度选择很关键，需要综合考虑随钻循环温度、钻井液出口温度和实测井底温度。由于该井￠177.8 mm尾管电测井底静止温度为165℃，钻井液出口温度为85℃。￠127mm尾管电测井底静止温度为184℃，钻井液出口温度为82℃。通过认真分析，最后￠177.8 mm尾管固井井底循环温度选择了150℃， ￠127mm尾管固井井底循环温度选择175℃，固井质量测试表明，该温度较为合适。
4.水泥浆体系设计
￠177.8 mm尾管作业选择1.88g/cm3抗高温、低失水胶乳防气窜水泥浆体系；￠127 mm尾管作业选择1.90g/cm3抗高温防气窜水泥浆体系。通过在水泥浆体系中加入高温防气窜添加剂有效地防止气窜的发生，加入适量的硅粉，防止水泥环石强度衰退。
5.防污染技术
尾管固井结束、拔出中心管后要将多余水泥浆循环洗出井口，由于水泥浆的流程过长，与钻井液接触的几率加大，一旦污染，浆体会变稠，稠化时间大大缩短，因此，流动阻耗剧增，容易产生憋高压或者发生“插旗杆”事故。为防止复杂事故的发生，本井三次尾管固井施工中，一是采用了足够数量的冲洗和隔离液；二是管内替浆过程中，在悬挂器顶部设置一定数量的间隔液，使钻井液和水泥浆在长期运行过程中保持有效分隔，收到了良好的效果。￠244.5 mm、￠177.8 mm和￠127 mm尾管固井分别设计注入为1.30 g/cm3间隔夜4m3。
6.防回流技术
尾管固井中一旦单流阀失灵，无法进行憋压候凝，势必会导致水泥浆回流，使尾管内留水泥塞，甚至导致环空返高不够。为防止该类事故发生，本井￠177.8 mm和￠127 mm尾固井作业分别注入了1.80 g/c重浆15 m3和1.85g/cm3重浆4m3使尾管段内外当量密度接近平衡。
四、现场应用
1.￠177.8 mm尾管固井
注入冲洗液6m3，占环空260m；注入1.88g/cm3高温、液降、胶乳水泥浆30.6m3，施工排量0.9-0.6m3/min，压力9-0 MPa；注入压胶塞液2m3，替入密度为1.80g/cm3重泥浆15m3，注间隔液4m3，替钻井液41.7m3，排量1.2 -0.6 m3/min，压力0-15MPa，碰压25MPa。
2.￠127 mm尾管固井
注入冲洗液4m3，占环空300m；注入1.88 g/cm3高温、液降水泥浆7.2m3，施工排量0.5-0.4m3/min，压力13-10-15MPa；注入密度为1.85 g/cm3重泥浆4m3，注间隔夜4m3，替钻井液47.4m3，排量0.7-0.5 m3/min，压力15-12-21MPa，碰压24MPa。
电测表明水泥浆返到了喇叭口，一界面固井质量优质，二界面固井质量合格，各层间封固质量较好，满足了储层开采的要求。
五、结论与认识
1.针对新港1井尾管固井存在高温、小间隙、多压力层系固井难题，合理采用井眼清洁、套管居中设计、界面清洗、防窜水泥浆设计、防污染、防回流固井技术及平衡压力固井技术，有效地解决了施工过程中易出现层间互窜、施工泵压过高易压漏地层、顶替效率差、水泥环薄且分布不均匀、顶部水泥石易超缓凝等固井难题。
2.高温深井小间隙尾管固井技术在该井的成功应用，为今后油田高温深井、小间隙尾管固井提供了经验，将大大促进油田深层石油天然气勘探开发。
参考文献
[1]杨旭.深井小环空间隙井眼固井工艺技术EJ].天然气工业，1996，16（6）：45-48.
[2]刘崇建，刘孝良.提高小井眼水泥浆顶替效率的研究[J].天然气工业，2003，23（2）：46-49.
[3]刘德平，付华才.提高小井眼固井质量研究[J].天然气工业，2004，24（10）：75-77.