KM-1井固井技术张相乾

KM-1井固井技术张相乾

张相乾

中石化中原石油工程有限公司固井公司

摘要：KM-1井是KMK油气公司在肯基亚克构造北部所布的一口重点预探井，钻井过程中遇见了井漏、井塌、井涌、大段盐膏层等复杂情况，封固段内地层压力系统紊乱、井眼极不规则，给固井施工安全和固井质量保证造成了极大的困难。针对该井的实际情况，通过优选水泥浆体系、合理设计注替排量和固井施工工艺措施、实现了固井施工一次成功，固井质量达到优质。

关键词：KM-1井；固井

一、概述

KM-1井属于滨里海盆地东缘肯基亚克构造，位于肯基亚克鼻状隆起东北部边缘，是KMK油气公司在肯基亚克构造北部所布的一口重点预探井。设计井深4370米。新区块钻探不可预见的因素多，钻井过程中遇见了易漏、易塌、易斜、易涌等复杂情况，地层压力系数远远高于设计的压力系数，本井设计最高密度1.82g/cm3，实际完钻时钻井液密度1.96g/cm3才压稳活跃的油气。并且盐膏层发育好，3650-4350m井段为盐膏层井段，盐膏层井段长达700m，造成井眼“糖葫芦”状态，高密度钻井液、活跃的油气以及不规则的井眼给固井施工安全和固井质量的保证带来了极大的困难。通过优选水泥浆体系，采用密度为2.0g/cm3的双凝单密度水泥浆；科学设计注替排量；合理的固井施工技术方案，使该井固井施工一次性获得成功，质量评价良好。井深结构见表1.

二、固井技术难点分析

1、压力安全窗口较小

三开钻井过程中井漏、井涌严重，在同一段裸眼中存在多套压力系统，压力安全窗口较小，压稳与防漏兼顾矛盾突出，固井过程中容易产生井漏和井涌。

2、提高顶替效率困难

该井盐膏层井段为3650-4350m，长达700m，井径不规则存在大肚子井段，所以很难将环空中的钻井液驱替干净，提高顶替效率困难。

3、环空间隙小，施工泵压高，极易压漏地层

三开采用Φ215.9的钻头钻井，下入Φ177.8的套管，环空间隙小，水泥浆比钻井液粘度高，在小间隙中流动阻力大，极易造成高泵压，压漏薄弱地层带，造成漏失，水泥浆低返现象。

三、技术措施

1、采用塞流固井，提高顶替效率

因该井存在较大漏失风险，保证施工过程不漏失是关键，考虑防漏的同时还需考虑固井质量，为此，采用塞流固井可以兼顾二者的效果，通过计算塞流固井排量如下：

注水泥浆：0.48m3/min，替钻井液：0.5m3/min。

2、优选水泥浆体系

采用防窜水泥浆体系，将水泥浆稠化时间设计成两段不同的凝结时间，双凝界面为3600m。一方面利用水泥浆自身的防窜性阻止地层中流体侵入，另一方面利用缓凝段水泥浆的液柱压力协助压稳油气。水泥浆性能如下：

2.1领浆配方：G级水泥+防窜剂BCD-200S+降失水剂BXF-200L+缓凝剂BXR-200L+水

2.2尾浆配方：G级水泥+防窜剂BCD-200S+降失水剂BXF-200L+缓凝剂BXR-200L+水

*领尾桨材料加量不同，水泥浆密度2.0g/cm3

2.3见表2：

3、环空加回压技术

固井施工结束后，当尾桨开始发展胶凝强度时开始加回压，等到缓凝水泥浆开始稠化时将回压加至设计值，这样既可以防漏，又可以防止油气窜出。

四、现场施工

1、尾管施工

1.1套管输送到位，开泵循环两周，正常后固井施工。

1.2注隔离液密度1.02g/cm3，2方，排量0.48方/min；注领浆4方。尾浆10方，排量0.48方/min。替原浆53.04方，排量0.9-0.48方/min；碰压9-19MPa。

1.3替浆结束后放回水检查，回压凡尔密封正常。

1.4憋压8MPa，缓慢上提钻具，开泵循环洗井，排出尾管顶部多余水泥浆。

1.5环空加回压：分三次实施，最高加压10MPa

2尾管回接施工

2.1下套管到离回接筒1m处，循环洗井两周。

2.2试插回接头入回接筒，打压检验回接筒密封性。

2.3注隔离液密度1.02g/cm3×20方，泵压12-18MPa，排量0.54方/分钟；注密度2.0g/cm3水泥浆36方，泵压18-21MPa，排量0.54方/分钟。替井浆64.65方，泵压23-25Mpa，排量为0.96方/分钟；排量降为0.54方/分钟后，施工压力为15Mpa，碰压22Mpa，放压，下放回接头入回接筒，施工顺利。

五、固井质量

尾管固井质量良好，回接固井质量优质

结论

优选水水泥浆体系、合理的注替排量及施工措施是本次固井一次成功的关键，KM-1井的成功固井为肯基亚克区块下步搞好固井质量提供了经验。