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摘要：JH107井钻揭潜四下段盐间非砂岩产层时，油气显示活跃，井口溢流严重。文章采用产层顶部注水泥的后期裸眼完井方式，在油气上窜不压稳的情况下，固井取得成功，裸露的产层得到有效地保护，水泥封固段固井质量优良。
关键词：溢流井；后期裸眼；固井技术；固井质量
中图分类号：TE256 文献标识码：A文章编号：1006-8937（2014）18-0009-02
JH107井设计垂深2 750 m。钻至井深2 757 m的潜四下段盐间非砂岩时，出现溢流。溢出物为原油、天然气。溢速26.4 m3/h。钻井液密度由1.28 g/cm3降至1.0 g/cm3以下。经液气分离器放喷点火，火焰高5~6 m，回收原油近300 m3。将钻井液密度提至1.35 g/cm3，溢流量减小，边溢边钻至完钻井深2 787 m。潜四下段盐间非砂岩良好的油气显示在该地区尚属首次发现，为保护产层，提高盐间非砂岩裂缝性油藏的开发效果，决定在溢流不压稳的情况下，采用后期裸眼方式完井，水泥封固溢流层之上。
1固井难点
JH107井的溢流井段2 751.00~2 766.00 m为裂缝性产层，全井油层22.2 m/7层、含油水层2.8 m/2层、水层8.6 m/3层、裂缝性产层51.0 m/5层，且油层、水层、产层间互。在井段2 400~2 758.2 m存在19个裂缝发育段，裂缝以高导缝为主。
存在以下固井难点：需借助于机械封隔，对工具的性能要求高。座封的井段短，诱导缝发育，能否座准、座稳、隔开是固井成败的关键。长时间油气污染，难以保证水泥环与两个界面的胶结质量。存在诸多裂缝发育段，固井过程中易发生井漏。油层、产层、水层间互，压力系数各异，难以保证层间封隔质量。
2固井工艺技术
2.1管串结构和固井工具的选择
采用浮鞋+盲管+管外封隔器+分级箍+套管的结构。
浮鞋：引导套管入井、防止盲管水泥塞脱落、钻除后起斜坡护丝作用。
盲管：管内充填水泥封堵，封隔管内外流体，阻止水泥浆由套管进入裸眼段，阻止溢流层的油气进入管内。
管外封隔器：使用TWF系列5 1/2"Ⅱ型水力膨胀式管外封隔器。下至预定位置，管内蹩压使封隔器橡胶筒永久膨胀座封，封隔其上下的环空流体。
分级箍：使用XYZ-A型5 1/2"液压式分级箍。待管外封隔器座封后，继续管内施压至设定压力，打开分级箍循环孔，建立循环；碰压后，再施压关闭分级箍，阻止管外水泥浆回流。
2.2座封位置确定
管外封隔器座封位置应满足以下条件：溢流层之上；井径规则的泥岩段；裸眼段不包含溢流层之外的任何油气水层和产层；考虑座封时套管的伸长量。
溢流层2 751~2766 m之间的井段2 716.6~2 751 m为白色盐岩，扩径明显，不宜座封，再上的井段2 701.6~2 716.6 m为泥质岩类，井径规则，可作为座封井段。
套管伸长量计算：
①在自重作用下的伸长：
ΔL=[7.854-ρm]L2·10-7/4
式中，ΔL为自重伸长量，m；ρm为钻井液密度，取1.39 g/cm3；L为套管原有长度，取2 714.85 m。
经计算：ΔL=1.19 m。
②套管压缩距：
ΔL=L自[L固ρ钢-L总ρm]E·10
式中，ΔL为套管压缩矩，m；L自为自由段套管长度，取1 900 m；L固为水泥封固段套管长度，m；L总为套管总长，取
2 714.85 m；ρ钢为钢的密度，取7.85 g/cm3；ρm为钻井液密度，取1.39 g/cm3；E为钢的弹性系数，取2.1×106 kg/cm3。
经计算：Δe=1.67 m。
伸长量、压缩距两者差值较小，座封前的管内加压将造成局部套管的拉伸，因此，本井的座封位置不考虑套管的伸、缩。鉴于井段2 701.6~2 716.6 m诱导缝发育，为保证封隔效果，使用双封隔器，串联的两只管外封隔器橡胶筒间隔1.98 m。
确定管外封隔器下深2 706.03~2 711.85 m，分级箍位置2 704.88~2 706.03 m。
2.3水泥浆体系
尽管水泥封固段存在间互分布的油、水、产层，但钻井过程中未发生漏失，采用常规水泥浆体系可以保证封固质量和封隔效果。
水泥浆配方：三峡D级水泥+G3 01+USZ+FRY+G 203；水泥浆密度1.90 g/cm3，稠化时间210 mm，失水量220 ml，水泥石强度19.0 MPa（80 ℃×24 h）。
2.4技术措施
①下套管前通井，对定向段、油水层段充分划眼，循环排污，调整钻井液密度至1.39 g/cm3，井底垫稠浆（粘度100 s），均匀起钻。
②管串联接时分级箍以下的连接丝扣应均匀涂抹丝扣胶，按推荐扭矩值紧扣到位。
③下套管完，立即管内蹩压，使封隔器座封，并打开分级箍。
④先小排量顶通，待泵压正常后，大排量循环，彻底清除钻井液内油气，并冲洗井壁。
⑤清水前置液量足，保证足够的紊流冲洗接触井壁时间；水泥浆混拌均匀，密度控制在1.90 g/cm3左右；顶替时，负压阶段应大排量，管内外压力平衡后改为小排量顶替。
2.5现场应用情况
下入Φ215.9 mm三牙轮钻头通井至2 787 m，对2 017.30~
2 787 m划眼；通井期间分别于1 400 m、2 017 m、2 787 m开泵循环排污，调整钻井液密度至1.39 g/cm3；下入Φ139.7 mm套管至井深2 714.85 m；加压12 MPa，稳压5 min，井口溢流停止，座封成功；继续加压至28 MPa，分级箍未打开；投重力塞，经50 min候塞入座，加压至30 MPa，压力缓降至10 MPa，井口返泥浆；大泵分别单凡尔、双凡尔、三凡尔循环，直至进出口钻井液密度一致；注清水6 m3；注入三峡D级水泥65 t，水泥浆平均密度1.90 g/cm3；顶替钻井液33.5 m3，其中大泵大排量顶替21 m3（排量2.0~2.5 m3/min），水泥车小排量顶替12.5 m3（排量由1.4 m3/min逐渐降至0.3 m3/min），未漏失；碰压至25 MPa，关闭分级箍。
3实施效果
①测井显示，封隔器座封在井深2 706~2 712 m的泥岩段，与预定位置相符。固井及候凝过程中未出现溢流层的油气上窜。
②经检验，水泥返高1 568 m，油顶2 144 m至分级箍之间固井质量优。
③钻塞后，对溢流层裸眼试采，日产原油30 m3。
4结语
①采用后期裸眼完井方式不压井固井，有利于保护裂缝性盐间非砂岩产层，提高其开发效果。
②借助于管外封隔器、分级箍等井下工具，可实现欠平衡固井目的。管外封隔器锁紧阀打开压力，限压阀关闭压力及分级箍打开压力，关闭压力应视井下情况和固井要求而设定。
③钻井过程中不漏的裂缝发育段，通过小排量方式顶替，可以防止固井时发生漏失。
参考文献：
[1] 赵金洲,张桂林.钻井工程技术手册[M].北京:中国石化出版社,2004.
[2] 刘德平,王仕水,卓云,等.高压低渗透气井欠平衡固井技术[J].天然气工业,2009,(8).
[3] 邓旭.套管外封隔器技术发展及应用[J].试采技术,2009,(4).
[4] 宋显民,张立民,李良川,等.水平井和侧钻水平井筛管顶部注水泥完井技术[J].石油学报,2007,(1).
[5] 孙建用.筛管顶部注水泥技术在稠油开发中的应用[J].中国石油大学胜利学院学报，2011,(1).
关键词：溢流井；后期裸眼；固井技术；固井质量
中图分类号：TE256 文献标识码：A文章编号：1006-8937（2014）18-0009-02
JH107井设计垂深2 750 m。钻至井深2 757 m的潜四下段盐间非砂岩时，出现溢流。溢出物为原油、天然气。溢速26.4 m3/h。钻井液密度由1.28 g/cm3降至1.0 g/cm3以下。经液气分离器放喷点火，火焰高5~6 m，回收原油近300 m3。将钻井液密度提至1.35 g/cm3，溢流量减小，边溢边钻至完钻井深2 787 m。潜四下段盐间非砂岩良好的油气显示在该地区尚属首次发现，为保护产层，提高盐间非砂岩裂缝性油藏的开发效果，决定在溢流不压稳的情况下，采用后期裸眼方式完井，水泥封固溢流层之上。
1固井难点
JH107井的溢流井段2 751.00~2 766.00 m为裂缝性产层，全井油层22.2 m/7层、含油水层2.8 m/2层、水层8.6 m/3层、裂缝性产层51.0 m/5层，且油层、水层、产层间互。在井段2 400~2 758.2 m存在19个裂缝发育段，裂缝以高导缝为主。
存在以下固井难点：需借助于机械封隔，对工具的性能要求高。座封的井段短，诱导缝发育，能否座准、座稳、隔开是固井成败的关键。长时间油气污染，难以保证水泥环与两个界面的胶结质量。存在诸多裂缝发育段，固井过程中易发生井漏。油层、产层、水层间互，压力系数各异，难以保证层间封隔质量。
2固井工艺技术
2.1管串结构和固井工具的选择
采用浮鞋+盲管+管外封隔器+分级箍+套管的结构。
浮鞋：引导套管入井、防止盲管水泥塞脱落、钻除后起斜坡护丝作用。
盲管：管内充填水泥封堵，封隔管内外流体，阻止水泥浆由套管进入裸眼段，阻止溢流层的油气进入管内。
管外封隔器：使用TWF系列5 1/2"Ⅱ型水力膨胀式管外封隔器。下至预定位置，管内蹩压使封隔器橡胶筒永久膨胀座封，封隔其上下的环空流体。
分级箍：使用XYZ-A型5 1/2"液压式分级箍。待管外封隔器座封后，继续管内施压至设定压力，打开分级箍循环孔，建立循环；碰压后，再施压关闭分级箍，阻止管外水泥浆回流。
2.2座封位置确定
管外封隔器座封位置应满足以下条件：溢流层之上；井径规则的泥岩段；裸眼段不包含溢流层之外的任何油气水层和产层；考虑座封时套管的伸长量。
溢流层2 751~2766 m之间的井段2 716.6~2 751 m为白色盐岩，扩径明显，不宜座封，再上的井段2 701.6~2 716.6 m为泥质岩类，井径规则，可作为座封井段。
套管伸长量计算：
①在自重作用下的伸长：
ΔL=[7.854-ρm]L2·10-7/4
式中，ΔL为自重伸长量，m；ρm为钻井液密度，取1.39 g/cm3；L为套管原有长度，取2 714.85 m。
经计算：ΔL=1.19 m。
②套管压缩距：
ΔL=L自[L固ρ钢-L总ρm]E·10
式中，ΔL为套管压缩矩，m；L自为自由段套管长度，取1 900 m；L固为水泥封固段套管长度，m；L总为套管总长，取
2 714.85 m；ρ钢为钢的密度，取7.85 g/cm3；ρm为钻井液密度，取1.39 g/cm3；E为钢的弹性系数，取2.1×106 kg/cm3。
经计算：Δe=1.67 m。
伸长量、压缩距两者差值较小，座封前的管内加压将造成局部套管的拉伸，因此，本井的座封位置不考虑套管的伸、缩。鉴于井段2 701.6~2 716.6 m诱导缝发育，为保证封隔效果，使用双封隔器，串联的两只管外封隔器橡胶筒间隔1.98 m。
确定管外封隔器下深2 706.03~2 711.85 m，分级箍位置2 704.88~2 706.03 m。
2.3水泥浆体系
尽管水泥封固段存在间互分布的油、水、产层，但钻井过程中未发生漏失，采用常规水泥浆体系可以保证封固质量和封隔效果。
水泥浆配方：三峡D级水泥+G3 01+USZ+FRY+G 203；水泥浆密度1.90 g/cm3，稠化时间210 mm，失水量220 ml，水泥石强度19.0 MPa（80 ℃×24 h）。
2.4技术措施
①下套管前通井，对定向段、油水层段充分划眼，循环排污，调整钻井液密度至1.39 g/cm3，井底垫稠浆（粘度100 s），均匀起钻。
②管串联接时分级箍以下的连接丝扣应均匀涂抹丝扣胶，按推荐扭矩值紧扣到位。
③下套管完，立即管内蹩压，使封隔器座封，并打开分级箍。
④先小排量顶通，待泵压正常后，大排量循环，彻底清除钻井液内油气，并冲洗井壁。
⑤清水前置液量足，保证足够的紊流冲洗接触井壁时间；水泥浆混拌均匀，密度控制在1.90 g/cm3左右；顶替时，负压阶段应大排量，管内外压力平衡后改为小排量顶替。
2.5现场应用情况
下入Φ215.9 mm三牙轮钻头通井至2 787 m，对2 017.30~
2 787 m划眼；通井期间分别于1 400 m、2 017 m、2 787 m开泵循环排污，调整钻井液密度至1.39 g/cm3；下入Φ139.7 mm套管至井深2 714.85 m；加压12 MPa，稳压5 min，井口溢流停止，座封成功；继续加压至28 MPa，分级箍未打开；投重力塞，经50 min候塞入座，加压至30 MPa，压力缓降至10 MPa，井口返泥浆；大泵分别单凡尔、双凡尔、三凡尔循环，直至进出口钻井液密度一致；注清水6 m3；注入三峡D级水泥65 t，水泥浆平均密度1.90 g/cm3；顶替钻井液33.5 m3，其中大泵大排量顶替21 m3（排量2.0~2.5 m3/min），水泥车小排量顶替12.5 m3（排量由1.4 m3/min逐渐降至0.3 m3/min），未漏失；碰压至25 MPa，关闭分级箍。
3实施效果
①测井显示，封隔器座封在井深2 706~2 712 m的泥岩段，与预定位置相符。固井及候凝过程中未出现溢流层的油气上窜。
②经检验，水泥返高1 568 m，油顶2 144 m至分级箍之间固井质量优。
③钻塞后，对溢流层裸眼试采，日产原油30 m3。
4结语
①采用后期裸眼完井方式不压井固井，有利于保护裂缝性盐间非砂岩产层，提高其开发效果。
②借助于管外封隔器、分级箍等井下工具，可实现欠平衡固井目的。管外封隔器锁紧阀打开压力，限压阀关闭压力及分级箍打开压力，关闭压力应视井下情况和固井要求而设定。
③钻井过程中不漏的裂缝发育段，通过小排量方式顶替，可以防止固井时发生漏失。
参考文献：
[1] 赵金洲,张桂林.钻井工程技术手册[M].北京:中国石化出版社,2004.
[2] 刘德平,王仕水,卓云,等.高压低渗透气井欠平衡固井技术[J].天然气工业,2009,(8).
[3] 邓旭.套管外封隔器技术发展及应用[J].试采技术,2009,(4).
[4] 宋显民,张立民,李良川,等.水平井和侧钻水平井筛管顶部注水泥完井技术[J].石油学报,2007,(1).
[5] 孙建用.筛管顶部注水泥技术在稠油开发中的应用[J].中国石油大学胜利学院学报，2011,(1).