中原石油工程有限公司固井公司 河南濮阳 457000
摘要：枫1井二开完钻井深4589m（直导眼4604m），Φ339.7mm套管下深4586.57m，是建南区块Φ339.7mm套管下深最深的一口井。针对本开次套管尺寸大，封固段长，地层承压能力低，漏失严重，井眼不规则等多种复杂情况，使用双级固井工艺，并采取强化钻具结构通井，优选水泥浆体系，优化现场施工工艺等措施，解决了大尺寸套管深井固井漏失及封固段长等技术难题，电测显示大部分井段封固良好，为下步钻进创造了有利条件。
关键词：大尺寸套管；漏失；长封固段；双级固井
一、基本情况
枫1井位于湖北省利川市谋道镇茶园沟村六组，是中石化江汉油田分公司部署在四川盆地川东高陡褶皱带石柱复向斜枫箱坝构造中北部的一口预探井（直井），设计井深7860m，补充设计井深7965m（目的层：下寒武统石龙洞组、上震旦统灯影组），实际完钻井深7965m。二开完钻井深4589m（直导眼4604m），Φ339.7mm套管下深4586.57m，套管下入难度大，地层承压能力弱，漏失风险高。在钻进至4064m时发生失返性漏失，经多次堵漏解除。二开钻井液密度1.22 g/cm3，泥浆粘度54s。
二、固井难点分析
1、Φ339.7mm套管下入深，下套管时间长，套管刚性和悬重大(浮重预计408吨)，套管能否下到设计井深是一大难点，同时对下套管设备要求高。
2、井下压力体系复杂。钻井过程中发生过严重漏失，总漏失量达380.85m3，漏失层位主要在长兴组长一段，但具体漏层层位不详。地层承压能力有限，固井过程中液柱压力增大，二级施工结束后分级箍环空液柱当量密度已超过上层套管鞋处当量密度，极易发生漏失。同时油气分布广，需要兼顾压稳。
3、封固段长，水泥量大，替浆量大，施工风险高。此次封固井段长达4586.57m，且使用水泥量大，两级固井共需要水泥约500吨，一级固井总替浆量356.4m3，给现场施工带来了较大的难度。
4、套管内容和环空容积都比较大，水泥浆在运移过程中易混浆，对水泥浆抗污染性要求高，难以实现紊流顶替，提高顶替效率困难。
三、固井技术对策
1、优化通井钻具结构，确保套管顺利下到位
强化通井钻具组合：Ф444.5mm牙轮钻头+Ф241.3mmDC*9m +Ф440mm螺旋扶正器+Ф241.3mmDC*18m+Ф437mm螺旋扶正器+Ф241.3mmDC*18m+Ф203mmDC*27m +Ф139.7m mHWDP 3~5柱。采用双扶通井，对起钻遇阻、卡井段做短程起下钻和划眼，确保井眼畅通。在下钻通井过程中，井径不规则井段控制下放速度180S/立柱以上，通井遇阻不硬压，遇阻不超过30KN，划眼修整井壁。重点注意井径不规则井段、狗腿度大的井段。
2、井眼净化措施
为防止下套管过程中井壁掉块过多，循环过程中不易将其带出地面，造成固井过程中在小井眼桥堵。要求下套管前，用30m3密度为1.50g/cm3，粘度120s以上的稠钻井液携砂一周，充分携带井内岩屑，达到净化井眼的目的。为防止井壁垮塌，井队要调整好钻井液的失水、抑制性、润滑性等性能。同时，提高钻井液的清洁度，降低含砂量，筛除堵漏材料，防止在一级候凝时小排量或间歇顶通循环时由于砂子沉淀堵塞关闭套，影响分级箍关闭。
3、做好地层承压试验
为提高地层承压能力，考虑到做静态承压上层套管鞋处当量密度已超过二开开钻初地破试验当量密度，做动态承压试验：双扶通井到底后以不低于70l/s的排量，循环一周以上，不漏失为合格。
4、优化水泥浆体系及界面
一级固井采用双密度水泥浆体系，领浆采用密度1.35g/cm3的漂珠低密度体系，尾浆采用密度1.90g/cm3的微膨胀非渗透胶乳防气窜体系，双密度界面3900m。二级固井采用双密度水泥浆体系，领浆采用密度1.50g/cm3的漂珠低密度体系，尾浆采用密度1.90g/cm3的微膨胀非渗透防气窜体系，双密度界面1300m，利用尾浆封固二级裸眼段。为防止水泥浆稠化时间短造成分级箍无法开孔，一级领浆稠化时间420min以上，分级箍上下注入开孔液16m³，与钻井液、水泥浆的相容性好；做好一级领浆停机试验，确保分级箍开孔正常。
5、优化扶正器下法，提高顶替效率
为保证套管居中度，合理的扶正器设计提高套管居中度，有利于循环出不规则井眼内的钻井液，提高水泥浆的顶替效率。兼顾到本次顺利将套管下放到位是一个重点，裸眼段使用13 3/8″×16″的欠尺寸刚性扶正器，适当降低扶正器刮蹭井壁造成摩阻增大的程度。
四、现场施工情况
一级固井使用嘉华G级水泥210t，泵入密度1.02g/cm³冲洗液20m³，平均密度1.37g/cm³领浆52m³，平均密度1.88g/cm³尾浆55m³，密度1.02g/cm³压塞液4m³，车替密度1.02g/cm³开孔液16m³，泥浆泵替密度1.50g/cm³加重钻井液93m³，密度1.22g/cm³钻井液243.2m³，碰压压力4.7↗8MPa，放回水断流，替浆期间漏失密度1.22g/cm3钻井液25.5m3。投入重力塞憋压7MPa后打开分级箍建立循环。
一级固井施工结束后候凝等待水泥浆稠化开始二级固井。二级固井注入密度1.02g/cm3冲洗液20m3，平均密度1.55g/cm3领浆87m3，平均密度1.91g/cm3尾浆156m3，密度1.02g/cm3压塞液4m3，泥浆泵替密度1.90g/cm3加重钻井液70m3，密度1.22g/cm3钻井液177.6m3，碰压压力12↗20MPa，稳压5min关闭循环孔，放回水断流，替浆期间漏失密度1.22g/cm3钻井液56m3。
根据CBL、VDL对一、二界面的水泥胶结质量进行定性解释，本段第一界面固井质量为胶结好、好中等交互为主，部分中等，极少量差。第二界面固井质量为胶结胶结好、中等为主，少量差。
五、感悟与体会
1、二开井眼大，循环排量受限，为防止井下掉块和沉沙较多，必须要钻沉沙口袋。重视通井工作，确保井眼通畅。
2、钻进过程中加强井身质量控制，为中完下套管作业创造良好条件；对游动提升系统进行了检查，认真执行通井下套管技术措施，保证套管顺利下到位。
3、大尺寸套管刚性强，重量大，顺利下到位困难。固井队要优化扶正器选型和安装方案，降低下套管摩阻。
4、合理设计浆柱结构，保证全过程压稳。同时采用双凝水泥浆体系，保证在尾浆失重的情况下，上部水泥浆对地层流体的静态压稳。
5、水泥浆做好大小样稠化试验，确保水泥浆性能满足施工要求。
参考文献：
[1]刘崇建，黄柏宗，徐同台等，油气井注水泥理论与应用[M].北京：石油工业出版社，2001.