摘要：川西地区上三叠统须家河组气藏具有埋藏深，目的层断层多，地层破碎，泥页岩易坍塌掉块，同一裸眼井段压力系数差别大(须五段至须三段地层压力系数接近2.0，目的层须二段地层的压力系数为1.5左右)，天然气显示活跃且气层多，固井防气窜难度大等固井难点。针对上述问题，提出了安全固井的对策：①对于易漏失地层的固井，可采用连续正注反挤固井作业；②对于长裸眼井段固井，如果地层承压能力不能满足单级注水泥，可采用多级注水泥方式，在条件允许的情况下可用双胶塞注水泥；③对于表层大尺寸套管固井，采用内插管固井；④对于油气层尾管固井，尽量采用旋转尾管固井，优化设计水泥浆性能，以达到替净井内钻井液进而提高固井质量的目的。
关键词：四川盆地；西；晚三叠世；深井；地层压力；固井；水泥浆；套管；四川；西
0 引言
川西地区地质构造复杂，目的层埋藏深，断层多，地层破碎，泥页岩易坍塌掉块，上三叠统须家河组须三段含煤线，天然气显示层多而且高压，同一裸眼井段地层压力系统不完全一致，须五段、须四段、须三段地层压力系数接近2.0，而目的层须二段仅有1.5左右，须家河组地层胶结性较差，井壁稳定性差，给固井工作带来许多困难。川西深井井眼条件复杂，深井裸眼井段长(Ø193.7mm技术套管的裸眼长度为2000～3000m甚至更长)；地层压力高(在XC12井中钻井液密度高达2.40g/cm3以上)，一般下技术套管和油层套管前，钻井液密度都要加重至1.90～2.0g/cm3。且许多井地层压力平衡关系敏感，钻井液密度稍高则发生井漏、低则发生井喷(如X2井在须二段目的层钻进时)，固井施工过程中易发生漏失；地层裂缝多、断层多，易破碎；有的井段易坍塌，井眼极不规则，井径扩大严重，“大肚子”井眼和“糖葫芦”井眼普遍存在；深层CO2含量较高，根据气井固井经验，各层套管水泥均要求返至地面，导致固井封固段长，采用一次固井，封固段通常达4700m，上下温差大，水泥浆设计困难，固井施工时运移段长，容易形成长的混浆段，同时环空液柱压力大，兼固防漏与防窜，施工安全窗口较小；地层倾角大，软硬变化多，部分井井斜角大；气层多、气显示活跃等[1]。从固井质量统计分析来看，深井固井质量虽然有了较大程度的提高，但仍然还存在一些问题，分析总结这些问题，再采取有效措施提高深井固井质量具有重要意义。
川西地区深井井身结构经过优化调整，更利于提高机械钻速，缩短钻井周期。目前的井身结构及固井方法见表1。
表1 井身结构及固井方法表
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钻头尺寸(mm)
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套管尺寸(mm)
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井深(m)
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固井方法
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设计水泥返深
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406.4
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339.7
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300～350
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内插管/双胶塞
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通常地面
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316.5
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273.1
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1900～2500
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单级
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通常地面
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241.3
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193.7
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4500～4750
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双胶塞单级
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通常地面
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165.1
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139.7
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5100～5400
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尾管
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尾管至尾管顶部以上
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采用的固井方式主要有大尺寸套管固井、尾管悬挂、双级固井技术、长封固段双胶塞固井技术及低密度水泥浆固井等，特别是长封固段双胶塞固井技术成功应用，基本解决了四川地区深井、高压复杂井分级固井时分级箍位置固井质量不好的问题，为后期作业提供了良好的井筒条件。
1 川西地区深井固井中存在的问题
随着钻井技术的进步，给固井提供的井眼条件有了明显改善，同时由于在固井工艺、水泥外加剂、固井工具、固井装备等技术方面均有了较快的发展，使得固井质量有了大幅度的提高，施工安全顺利，并且将环空气窜等严重固井质量问题大大减少。但由于川西地区气藏内在的复杂特性，受多种因素的制约，川西地区深井固井仍然还存在一些难题及问题，主要体现在如下几方面。
1.1 地质及地层原因导致固井质量差
川西地区深井中，部分井由于地层特性差，带有井漏、井斜、局部缩径、井壁稳定性差，其中从上至下，在剑门关组、千佛崖组、白田坝组、须四段、须二段均存在不同程度的漏失，且蓬莱镇组、上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组、白田坝组、须四段、须二段均有较好的油气显示，也是目前开发的主力产层。同一裸眼段存在漏失层和气层，固井时要兼顾防气窜和防漏失，固井难度大，使得部分井固井质量较差。
大邑、新场地区的深井存在井斜，大邑地区最大地层倾角为9°左右，新场地区略小，尤其是边缘区域、断层附近的井，往往更容易井斜，DY7井最大井斜达到16.9°。若钻井过程中不采取措施控制井斜，控制井身质量，易导致井斜超标，严重影响套管居中度，使顶替效率降低、固井质量差。
深层须家河组含泥岩、页岩，难以选择合适的钻头提高机械钻速，导致钻井周期长，且须五段、须三段存在煤线，易坍塌掉块，形成“大肚子”井眼，使得固井时顶替钻井液效率低，固井质量难以保证。
1.2 井身质量差导致套管难以下入到位甚至影响固井质量
由于地层易斜、煤线、泥页岩的存在，部分井过于追求提高机械钻速，而忽略对井斜的控制，使形成的井眼质量差，X851井Ø177.8mm套管差20m未到位，DY5井下套管过程中出现了中途难以下放的复杂情况，不得不起出套管，重新通井后下入。另外井径扩大率差异较大，Ø241.3mm钻头的井径扩大率为10%～15%，有的井甚至存在“糖葫芦”井眼，同时钻井液的密度及黏切较高，造成固井顶替效率低、环空气窜等。
1.3 井身结构设计难度大、单层套管封固段长，存在多个气层，固井防气窜难度大
川西地区深井通常井深约5000m，部分井超过6000m，压力梯度从1.0MPa/100m上升到1.95MPa/100m再下降到1.5MPa/100m，井身结构设计困难，考虑必封点设置及钻井实践，经优化后采用四开制井身结构(见表1)。
表层大尺寸套管固井时，采用常规固井管内混浆严重，影响水泥塞及套管鞋附近固井质量；存在顶替效率不高，多数井声波测井质量不够好，有的井还有环空气窜问题。在X851、L150井都遇到该问题。
技术套管固井时，裸眼段长2000～2850m，包含沙溪庙组、千佛崖组、白田坝组、须五段、须四段、须三段，同一裸眼段含多个气层。采用单级注水泥时，水泥浆柱长，水泥浆候凝时“失重”严重，容易发生气窜。上下温差大，上部井段水泥浆不凝固或其强度发展极其缓慢，造成其固井质量差；注入水泥量大，施工时间长，水泥浆性能不易调整；油气层分布段长，气层活跃、地层压力高、防气窜难度大，从上到下有的井达到10多个气层。
油层尾管固井环空间隙小，特别是小间隙环空井段长，施工压力高，水泥环薄，水泥石抗冲击力差，防气窜难度大。Ø215.9mm钻头下Ø177.8mm油层套管(尾管)施工泵压为15～22MPa。Ø165.1mm钻头下Ø139.7mm油层套管(尾管)施工泵压也在20MPa左右，注替参数的选择难度大。HF203井油层尾管固井后悬挂器位置气窜，不得不进行回接固井。
1.4 井下工具多，易出现复杂情况
深井固井时，井下工具多，如尾管悬挂器、分级箍、封隔器、浮鞋、浮箍、回压凡尔等，操作不当易造成事故，在X851出现了封隔器提前座封的事故；DY4井中尾管固井丢手未成功，固井后尾管串全部被提出。
1.5 钻井液与水泥浆污染，严重影响水泥浆性能，初凝时间短，导致水泥浆替不到位，甚至造成固井事故
固井时由于在注水泥施工前长时间未活动套管，容易在环空形成固定流道(即形成死泥浆)，当套管实现了旋转(或上下活动)导致环空内流体流向发生变化，改变了环空流道，其未替干净的钻井液与水泥浆有了直接接触的机会，会造成水泥浆污染而影响其稠化时间，严重的会造成固井事故。在X8井就出现了该情况。
2 解决对策
针对上述问题，提出如下的解决办法[2～5]：固井前对该井的地质资料如漏失层、气层及井斜、钻井液性能充分认识，针对具体井况设计选取合理的固井方式。对于易漏失井固井，如果固井途中出现的漏失，一般采用连续正注反挤作业；对于长裸眼段固井，如果地层承压能力不能满足单级注水泥，可采用多级注水泥方式，在条件允许的情况下可采用双胶塞注水泥的方式；对于表层大尺寸套管固井，采用内插管固井；对于油层尾管固井，尽量采用旋转尾管固井，优化设计水泥浆性能，可防止气窜发生，提高固井质量。
3 结论与建议
1) 建议钻井施工方在控制井身质量的同时，固井设计时尽量采用前置液紊流顶替技术，提高顶替效率，在井况、设备能力允许的条件下尽量提高注替排量，或者采用旋转固井，以替净钻井液进而提高固井质量。
2) 水泥浆性能要求低失水、低收缩、高的早强度，同时要进行抗压、抗折以及胶结强度试验，调节外加剂加量，对于气层采用防气窜水泥体系、膨胀水泥浆体系，尤其是提高防气窜性能，力争最优化水泥浆配方。同时，对配方的抗高温稳定性以及水泥石的塑性都有较高要求，避免因为射孔而产生裂缝影响油气井寿命。
3) 入井工具串设计时应尽量简单、可靠，避免因为工具原因造成复杂情况。针对钻井液普遍污染水泥浆的情况，优化隔离液性能或加大使用量，对钻井液进行相容性处理。
参考文献
[1] 莫军.川西大尺寸套管长封固段固井技术[J].西部探矿工程，2006(增刊)：158-160.
[2] 万仁溥.现代完井技术[M].北京：石油工业出版社，2000.
[3] 张德润，张旭.固井液设计及应用[M].北京：石油工业出版社，2002.
[4] 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.
[5] 齐奉忠，申瑞臣，刘英，等.国内固井技术现状问题及研究方向建议[J].钻采工艺，2004，27(2)：7-1O.
(本文作者：严焱诚 肖国益 薛丽娜 中国石化西南油气分公司工程技术研究院)
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