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【摘要】吉H1井是浙江油田公司在苏北探区第一口重要侧钻水平预探井,属于苏北盆地东台坳陷海安凹陷曲塘次凹马家庄南岩性圈闭。本文根据吉H1井的工程概况,在Ф114.3mm小间隙尾管固井过程中,通过分析固井难点、采取有效的固井技术措施、集成现场应用,经电测显示水平段固井质量良好,形成相应的小间隙水平预探井尾管固井技术。
【关键词】苏北探区 小井眼 小间隙 水平井 尾管固井 固井质量
1 工程简况
吉H1井是浙江油田公司在苏北探区第一口重要侧钻水平预探井,属于苏北盆地东台坳陷海安凹陷曲塘次凹马家庄南岩性圈闭。在原Ф177.8毫米套管内井深3203.65-3208米处磨铣开窗,采用Ф152.4毫米钻头钻进,小井眼;目的层为阜宁组三段下油组第三砂层,完钻井深是4275米,水平位移822.73m,最大井斜90.60度,水平段达到513米,创造了浙江油田苏北油区水平井水平段钻井最长纪录,下入Ф114.3mm尾管完井,悬挂器位置2970.21m,钻进中,采用1#3NB1300C泵Ф110 mm缸套+2#3NB1300C泵130mm缸套,排量14 l/s,全井钻进时最高泵压24 MPa,最大全角变化率13.54/30m。
2 固井难点
吉H1井采用Ф152.4mm钻头进行磨铣开窗侧钻,属于侧钻小井眼,固井施工存在以下难点:
(1)钻井施工过程中,阜宁组有大段深灰、灰黑色伊蒙混层及层理裂隙发育的泥页岩,伊蒙混层的不均匀膨胀及泥页岩的剥蚀掉块,使得该部井段极易发生井壁掉块、垮塌,固井施工存在极大风险。
(2)由于本井属于小井眼开窗侧钻水平预探井,固井施工难度大,部分井径极不规则,替浆过程极易发生窜流,影响顶替效率及施工安全。
(3)环空间隙小,尾管居中度差。套管下入难度大,在水平井中套管更易靠向井眼下侧,而形成套管柱偏心、贴壁,居中度不易保证[1],影响顶替效率。
(4)排量小,压力高。下完套管后,循环泵压高达13.0MPa,且尾管悬挂器座挂后过流面积小、流动阻力大[2]、施工压力高,发生砂堵憋高压风险较大。
(5)小井眼小间隙水平井尾管固井,对水泥浆体系性能要求高。
(6)顶替效率差。根据水泥浆的流变学原理,由于環空间隙小,常规钻井液和水泥浆的流变性能均不能适应,造成顶替不良,在环空中形成窜槽,尤其在套管居中度不良时,顶替效率会更差。
(7)套管尺寸小,配套固井工具要求高。小井眼长封固段固井尾管固井,保证尾管安全下入困难,悬挂器能否挂得住、脱得手、封得严,对尾管固井工艺及对尾管悬挂器的可靠性要求高。
3 固井技术措施
针对吉H1井的固井难点及现场实际情况,采取如下措施:
(1)强化通井措施。下套管前,认真通井,对挂卡、遇阻、井斜大的井段必须加强划眼以及坚持短起下钻,充分循环钻井液,高粘度泥浆携沙,下套管后调整钻井液性能达到固井要求。
(2)优选水泥浆体系,提高水泥浆稳定性,控制析水、失水;采用湿混外加剂,保证水泥浆性能稳定,密度均匀,增加水泥浆的可泵性,降低固井施工安全风险。
(3)水泥量的确定。根据固井前现场讨论会各方综合意见进行决定。
(4)保证套管居中。在水平段每2根套管安放一个刚性扶正器;其余大井斜井段每3根套管加1只刚性扶正器,重合段中部及底部各加一只刚性扶正器,提高套管居中度。
(5)下套管过程中,控制套管下放速度,注意悬重和泥浆返出量的情况,并根根灌浆,每二十根套管灌满一次。套管下到开窗位置时,开泵循环一次,泵压要小于悬挂器的座挂压力。套管下到位后,先小排量顶通,待畅通后,再大排量充分循环,防止开泵过猛造成环空憋堵。
(6)正确使用和操作尾管悬挂器及其附件,确保投球、蹩压、座挂、蹩通、倒扣几个环节成功。
(7)优选冲洗液。使用驱油型冲洗液,稳定井壁和稀释钻井液、隔离前后流体,有效清除套管外壁和井壁的稠泥浆和润滑剂,形成亲水环境,提高水泥石胶结强度。
(8)在施工中,注灰与下灰密切配合,严格执行安全操作规程,控制水泥浆密度波动范围,确保水泥浆密度均匀。
(9)提高顶替效率。根据实际泵压及井下情况确定顶替排量,控制固井施工压力,既不能压漏地层同时也保证固井顶替效率
4 现场施工
吉H1井于2012年8月7日16:00下完套管,16:30开泵一个凡尔循环,泥浆返出正常;19:00开三个凡尔循环,处理泥浆,循环压力13MPa。22:40~23:55进行固井施工:
(1)管汇试压20Mpa;
(2)注前置液3m3,排量0.5m3/min;
(3)注水泥浆11.5m3,最大密度1.91g/ cm3,最小密度1.84g/cm3,平均密度1.87g/ cm3;
(4)冲洗管线;
(5)压胶塞,压塞液1m3;
(6)开钻井泵顶替钻井液24m3,排量
0.5m3/min;
(7)停泵;用水泥车顶替1.7m3,碰压20Mpa,5min压力未降,顶替过程中钻井液返出正常,碰压明显,判断浮箍密封有效,施工正常。紧接着起钻,循环。
5 固井质量
经候凝,斯伦贝谢测声幅显示,水平段(3715-4264m,即井径规则井段)固井质量良好。这表明固井质量达到了有效封固油气层井段的目的,保证了后续进一步勘探开发。
6 认识与建议
(1)该井的顺利完成,标志着实现了在浙江油田苏北探区小间隙尾管固井技术零的突破,为以后苏北探区特殊井固井技术储备积累了宝贵的经验;重要的是为浙江油田公司将来成功实现增产增效奠定了基础。
(2)通过现场通井措施,改善井眼条件,可以提高顶替效率及水泥环的承载能力。
(3)优选适应小井眼小间隙尾管固井水泥浆体系,认真通井及根据井眼情况定裸眼段扶正器安放位置及数量,保证居中度,增大环空过流面积,降低流动阻力,提高顶替效率。
(4)继续开展尾管配套固井技术研究,进一步完善浙江油田苏北油区小井眼小间隙井尾管固井工艺。
参考文献
[1] 何生辉,高俊奎,牛庆华.小井眼固井技术[J].钻采工艺,2006年7月,29(4):12~13
[2] 张明昌,牟忠信,李列等.小间隙高压气井固井技术[J].石油钻采工艺,2004年6月第26卷第3期:30~33
[3] 陶世平,段保平,王学良,等.吐哈油田小井眼固井完井技术的研究与实践[J].吐哈油气,2002,(03)
作者简介
覃毅(1984.9- ),男,壮族,2009年6月毕业于长江大学,工学学士;研究方向:固井技术研究及现场应用。