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狮70井是青海油田部署在柴达木盆地柴西坳陷英雄岭构造带英中地区英中三号构造的一口重点探井。钻探目的是探索英中三号南高点含油气性。该井三开Ø333.4 mm钻头钻至井深4 600 m，设计下入Ø273.05 mm套管进行尾管悬挂固井。该井钻井期间发生多次漏失，整个裸眼承压能力低，在4 577.41 m钻遇高压盐水层发生溢流，关井后上部地层发生井漏，导致井底存在内循环，环空压力系统紊乱，钻具水眼内压力体系时而与地层连通，时而与环空连通，下套管及固井期间必然会发生失返性漏失，会导致漏层以上井段漏封。高压盐水层接近井底，很难保证套管鞋处固井质量，可能导致该井四开钻进时环空带压甚至全井报废。为此，在分析该井Ø273.05 mm尾管固井技术难点的基础上，通过优选水泥浆体系，优化水泥浆稠化时间，采用正注反挤施工工艺，实现了溢漏同层段的有效封固，为后期作业提供了合格的井筒条件。
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该井属于一级井控风险井，井下存在内循环，不具备正常固井所需要的基本条件。另外还存在盐水层不易封固、易漏、管鞋处固井质量难以保证等难点，对水泥浆综合性能和现场固井工艺提出了极高的要求。
(1)钻井期间发生多次漏失，液面不在井口，整个裸眼承压能力低，下套管及固井期间必然会发生失返性漏失，会导致漏层以上井段漏封。
(2)高压盐水层深度4 577.31~4 577.41 m，接近井底，很难保证套管鞋处固井质量。
(3)通井期间多次遇阻，电测数据显示3 500 m以下部分井段存在明显缩径现象，下套管时存在遇阻可能性很大，由于尾管悬挂器的存在，一旦下套管遇阻处理手段受限。
(4)本次电测温度146 ℃，与邻井及本井4 518 m时电测温度105 ℃差异巨大，存在电测温度失真的可能，给水泥浆化验温度选取带来困难。
(5)由于下套管时间较长，下完套管后不能有效循环，下套管及固井期间不能实时监测液面，井控风险较高。
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采用正注反挤固井施工工艺，正注水泥浆按照管外400 m、管内600 m考虑(水泥浆量合计40 m3)。使用高黏、超短稠化时间的抗高温高密度韧性水泥浆体系，封固主力漏层及高压水层井段。设计水泥浆领浆占环空高度400 m，密度2.2 g/cm3，黏度150 s，稠化时间160~180 min；水泥浆尾浆占管内高度600 m，密度1.90 g/cm3，黏度150 s，稠化时间100~110 min。前期按照正常排量35 L/s施工，隔离液出管鞋前20 m3时将施工排量提至50 L/s，在尾浆出管鞋1 m3时关井(此时水泥浆已经返至漏层，施工时间约84 min)，同时降低施工排量至5~8 L/s小排量顶替。在小排量顶替过程中让水泥浆逐渐稠化凝固，达到快速封固高压水层的目的，以此来确保套管鞋封固质量。
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(1)赤铁矿粉。赤铁矿本身密度比较高[1-3]，达4.80~5.20 g/cm3，在配制水泥浆时随其加量增加需水量增加较小，对水泥浆性能有稍微的增稠现象出现，水泥浆密度可达2.60 g/cm3。
(2)微锰。含氧化猛96%~98% (质量分数)，密度4.90 g/cm3，粒径分布为0.1~10 μm，大部分颗粒粒径集中在0.5~l.0 μm范围内，比表面为3.0 m2/g，十倍于水泥颗粒。在高密度水泥浆中悬浮性能好，浆体稳定，不增加需水量，有适当的减阻效果，水泥浆综合性能良好，水泥浆密度可调整到2.80 g/cm3。
(3)硅砂[4-6]。硅砂能够有效地提高水泥石的热稳定性，是防止水泥石在高温下强度衰退的有效外掺料。井底静止温度超过130 ℃时，在水泥浆中必须加入抗高温的硅砂，有效防止水泥石强度衰退。
(4)微硅。在紧密堆积理论中小颗粒组分能起到充填、滚珠、悬浮增强效应。优选的小颗粒微硅的大部分粒径集中在1~10 μm，可使材料的孔隙度大幅度下降，实现良好的孔隙充填，保证浆体在高温条件下仍然保持良好的稳定性和流变性。
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针对该井的高温及高压盐水层发育情况，以抗高温抗盐聚合物降滤失剂HX-11L为基础，优选了相配套的高温缓凝剂HX-31L、中高温缓凝剂FS-33L、分散剂HX-21L、防气窜剂FLOK-2和悬浮剂O-SP。
通过实验结果分析，优选的外加剂适合本次研究，配制出的高密度水泥浆有较好的性能，流动度、流变、滤失量等性能基本符合要求。
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1#配方：嘉华G级水泥(加硅砂)+4%微硅(CEA-1)+5%降滤失剂HX-11L+3%分散剂HX-21L+5%防气窜剂FLOK-2。
2#配方：1#+复合加重材料(赤铁矿粉与超细微锰混配)+0.5%悬浮剂O-SP+30%液固比。
3#配方：1#+复合加重材料(赤铁矿粉与超细微锰混配)+0.5%悬浮剂O-SP+30%液固比。
4#配方：1#+复合加重材料(赤铁矿粉与超细微锰混配)+0.4%悬浮剂O-SP+33%液固比。
5#配方：1#+加重材料(赤铁矿粉)+0.4%悬浮剂O-SP+32%液固比。
6#配方：1#+加重材料(赤铁矿粉)+0.2%悬浮剂O-SP+34%液固比。
本井4 600 m电测温度146 ℃，但前期在4 518 m处电测井底温度105 ℃，本开次电测温度偏高，分析为井底钻井液静止时间较长和持续出水的原因，取循环温度系数0.75，设定实验温度110 ℃。水泥浆综合性能见表1，可以看出，该体系密度1.88~2.40 g/cm3，沉降稳定性小于0.03 g/cm3，水泥浆析水为0 mL，水泥浆SPN值小于3，水泥石24 h抗压强度大于18 MPa，水泥浆稠化时间可调，API失水小于50 mL，水泥浆的性能能够满足施工需求[7-10]。
表 1 水泥浆综合性能
Table 1. Comprehensive performance of cement slurry
配方 密度/
(g · cm−3)Ф600/Ф300/Ф200/Ф100/Ф6/Ф3 n K/
(Pa · sn)FLAPI/
mLSNP值 沉降稳定性/
(g · cm−3)稠化(过渡)时间/
minp24 h/
MPa1# 1.88 112/69/47/28/13/10 0.866 0.197 45 2.00 0.01 267(8) 24.1 2# 2.40 161/88/59/31/8/5 0.831 0.239 45 2.16 0.02 288(9) 21.4 3# 2.35 129/75/55/29/7/4 0.844 0.215 42 1.42 0.02 258(6) 21.6 4# 2.30 176/87/49/31/5/2 0.941 0.131 47 1.82 0.02 268(7) 21.9 5# 2.20 232/121/78/46/5/2 0.847 0.309 43 2.03 0.02 299(9) 22.1 6# 2.10 133/68/47/28/7/5 0.824 0.196 49 1.93 0.02 261(7) 23.4 -
稠化时间的控制是此次固井施工的核心问题，要防止水泥浆在候凝过程中被盐水顶替掉，需要使水泥浆到盐水层后迅速凝固，同时必须确保水泥浆能替至盐水层及漏层以上，这样才能确保正注施工有效封固盐水层，保证套管鞋固井质量。
要确保水泥浆在注替过程中凝固，同时确保凝固时水泥浆已返至盐水层以上，水泥浆稠化时间应该大于水泥浆返至盐水层的时间，小于注替结束的时间，考虑到该井电测温度可能存在偏差，因此现场做了水泥浆温度高点及低点稠化时间实验。测定100、105、110、113、116、120 ℃时的水泥浆稠化时间结果见表2，预测施工时间见表3。可以看出，水泥浆最短稠化时间93 min，大于注替过程中水泥浆返至盐水层需要的稠化时间84 min，水泥浆最长稠化时间135 min，小于注替结束所需要的时间，可以确保水泥浆在注替过程中凝固。
表 2 水泥浆稠化时间
Table 2. Thickening time of cement slurry
实验温度/
℃领浆稠化
时间/min尾浆稠化
时间/min反挤水泥浆
稠化时间/min100 381 135 321 105 365 122 298 110 355 104 113 347 100 116 332 97 120 219 93 表 3 固井施工时间预测
Table 3. Estimated cementing time
操作内容 工作量/
m3介质 密度/
(g · cm−3)平均排量/
(L · s−1)施工压力/
MPa施工时间/
min累计时间/
min管线试压 20 注前置液 12 隔离液 1.6 20~25 12 注水泥领浆 11 水泥浆 2.20 30 11~12 6 6 注水泥尾浆 29 水泥浆 1.90 30 8~11 16 22 投胶塞 10 32 注后置液 5 隔离液 1.60 20 8~9 5 37 泵替钻井液 78 钻井液 1.60 35 8~11 37 74 泵替钻井液 30 钻井液 1.60 50 8~14 10 84 关井 5 89 泵替钻井液 27.2 钻井液 1.60 5~8 8~17 107 196 领浆配方：嘉华G级水泥(加硅砂)+120%复合加重材料(赤铁矿粉与超细微锰混配)+0.5%悬浮剂O-SP+4%微硅(CEA-1)+5%降滤失剂HX-11L+3%分散剂HX-21L+5%防气窜剂FLOK-2+2.4%缓凝剂HX-31L。
尾浆配方：嘉华G级水泥(加硅砂)+4%微硅(CEA-1)+5%降滤失剂HX-11L+3%分散剂HX-21L+5%防气窜剂FLOK-2+0.6%缓凝剂HX-31L。
反挤水泥浆配方：嘉华G级水泥(加硅砂)+4%微硅(CEA-1)+5%降滤失剂HX-11L+3%分散剂HX-21L+5%防气窜剂FLOK-2+1.3%缓凝剂HX-31L。
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由于本井液面不在井口，在注替过程及停泵时可能存在内外压差，因此实际注替排量可能大于设计排量，甚至出现停泵后在内外压差作用下继续替浆的可能，这样会导致泵入泥浆量小于实际替浆量，最终达不到在替浆结束前水泥浆凝固的要求，严重时可能出现替空现象，导致固井施工失败。因此固井期间必须对管内管外液面进行准确监测。在本井施工中，共计3次停泵进行管内液面监测，见表4。
表 4 狮70井Ø273.05 mm尾管固井施工管内液面监测
Table 4. Inside-string fluid level monitoring during Ø273.05 mm liner cementing of Well Shi-70
监测阶段 管内液面
高度/m钻杆掏空
体积/m3实际替
浆量/m3注水泥浆前 142 1.5 替入泥浆量113 m3 468 4.93 116.43 停泵观察10 min 512 5.4 116.9 从实际监测情况看，现场施工时出现了实际替浆排量大于泥浆泵排量的情况，停泵后管内液面继续下降，说明此时管内与漏层已经连通，且存在明显压差，停泵后仍然会继续小排量替浆，若继续替浆至设计量，存在替浆结束水泥浆仍未凝固，甚至替空的风险，因此，现场确定停止替入泥浆，靠内外压差小排量顶替直至水泥浆凝固。
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固井施工前以30 L/s排量注入钻井液10 m3，验证井眼是否畅通，随后测量环空液面158 m，钻具水眼内液面140 m，随后开始固井施工。
正注施工：管线试压20 MPa，5 min压力不降合格；注前置液12 m3，密度1.65 g/cm3，压力12 MPa；注领浆11 m3，密度2.2 g/cm3，压力11~12 MPa；注尾浆29 m3，密度1.90 g/cm3，压力8~11 MPa；释放胶塞、注后置液5 m3；替浆112 m3，排量35 L/s，压力9~11 MPa。小排量顶替10 m3，排量5 L/s，压力7~9 MPa。施工完环空液面160 m，水眼内液面468 m，停泵10 min后环空液面162 m，水眼内液面512 m，起钻至1 019 m候凝。
反挤施工：通管线，试压20 MPa，5 min压力不降合格；注前隔离液13 m3，密度1.60 g/cm3，注压0~2 MPa，注G级加砂水泥浆90 m3，平均密度1.88 g/cm3，压力2~11 MPa，车替后置液1 m3，大泵替浆18.3 m3压力6~10 MPa，起钻，液面位置660 m。
反挤结束候凝48 h实探喇叭口以上塞面位置1 975m，上塞长25 m，钻上塞后试压8 MPa合格，随后进行尾管回接固井。全井固井质量优质率62.21%(声幅值10%以内)，合格率98.92%(声幅值30%以内)，固井质量判定为合格。其中重点关注井段套管鞋及漏层处固井质量优质，盐水层处固井质量合格，达到了对漏层及盐水层的有效封固，为该井下步施工提拱了保障。
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(1)针对狮70井这类上漏下溢的井提出了一种新的固井思路，即使用超短稠化时间的水泥浆体系，在替浆过程中使水泥浆凝固，以达到封固井底高压水层，降低水泥浆在候凝期间被井底出水顶至上部漏层的风险。
(2)对水泥浆稠化时间极其敏感的井，水泥浆实验温度的选取十分关键，实验温度系数需要结合电测及邻井温度综合选取，同时进行±10 ℃的温度高低点实验，才能保证水泥浆稠化时间满足这类井的固井需求。
Practice of liner cementing facing both well kick and lost circulation in Well Shi-70 of Qaidam Basin
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摘要: 针对狮70井三开钻遇高压盐水层和漏失层，钻井液不能压稳高压水层，同时井底存在内循环，环空压力系统紊乱，固井期间易发生漏失，高压盐水层不易封固，固井质量难以保证的难题，通过水泥浆性能实验及固井工艺研究，设计了抗高温高密度堵漏水泥浆体系，该体系密度1.88~2.40 g/cm3，沉降稳定性小于0.03 g/cm3，SPN值小于3，稠化时间可调，24 h抗压强度大于18 MPa。现场采用正注反挤固井施工工艺，根据施工参数预测出施工需要的水泥浆稠化时间，通过缩短尾浆稠化时间，并在替浆后期降低施工排量的方法，使水泥浆在小排量顶替过程中逐渐稠化凝固，从而达到快速封固高压水层的目的，再通过反挤施工封固漏层以上井段，顺利完成了该井Ø273.05 mm尾管固井施工，套管鞋及漏层处固井质量优质，盐水层处固井质量合格，为该区块尾管固井积累了成功经验。Abstract: In Well Shi-70, drilling of the liner wellbore section encounters both the high-pressure brine layer and thief zone. The drilling fluid cannot balance the high-pressure aquifer. Meanwhile, internal circulation is present downhole and disturbs the annular pressure system. Consequently, cementing is prone to lost circulation, high difficulties are found in sealing the high-pressure brine layer, and cementing quality is associated with high uncertainty. Based on cement slurry performance tests and cementing practice analysis, the high-temperature-tolerant high-density thief-zone-plugging cement slurry system was designed. The system has a density of 1.88–2.40 g/cm3, with the stability below 0.03 g/cm3, SPN less than 3, adjustable thickening time, and 24 h comprehensive strength of above 18 MPa. The casing/linear injection-annulus squeeze method was adopted in field practices. The required thickening time was estimated from the operation parameters. By reducing the thickening time of the tail slurry and lowering the pump rate in the later stage of slurry displacement, the slurry was gradual thickened and set during the low-rate displacement to rapidly seal off the high-pressure aquifer. Then, cement squeeze through the annulus was performed to seal off intervals above the thief zone. Thus, the Ø273.05 mm liner cementing was successfully completed in this well. The cementing quality at the casing shoe and thief zone was tested to be premium and that at the brine aquifer was also acceptable. The practice provides successful experience for liner cementing in this area.
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表 1 水泥浆综合性能
Table 1. Comprehensive performance of cement slurry
配方 密度/
(g · cm−3)Ф600/Ф300/Ф200/Ф100/Ф6/Ф3 n K/
(Pa · sn)FLAPI/
mLSNP值 沉降稳定性/
(g · cm−3)稠化(过渡)时间/
minp24 h/
MPa1# 1.88 112/69/47/28/13/10 0.866 0.197 45 2.00 0.01 267(8) 24.1 2# 2.40 161/88/59/31/8/5 0.831 0.239 45 2.16 0.02 288(9) 21.4 3# 2.35 129/75/55/29/7/4 0.844 0.215 42 1.42 0.02 258(6) 21.6 4# 2.30 176/87/49/31/5/2 0.941 0.131 47 1.82 0.02 268(7) 21.9 5# 2.20 232/121/78/46/5/2 0.847 0.309 43 2.03 0.02 299(9) 22.1 6# 2.10 133/68/47/28/7/5 0.824 0.196 49 1.93 0.02 261(7) 23.4 
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表 2 水泥浆稠化时间
Table 2. Thickening time of cement slurry
实验温度/
℃领浆稠化
时间/min尾浆稠化
时间/min反挤水泥浆
稠化时间/min100 381 135 321 105 365 122 298 110 355 104 113 347 100 116 332 97 120 219 93
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表 3 固井施工时间预测
Table 3. Estimated cementing time
操作内容 工作量/
m3介质 密度/
(g · cm−3)平均排量/
(L · s−1)施工压力/
MPa施工时间/
min累计时间/
min管线试压 20 注前置液 12 隔离液 1.6 20~25 12 注水泥领浆 11 水泥浆 2.20 30 11~12 6 6 注水泥尾浆 29 水泥浆 1.90 30 8~11 16 22 投胶塞 10 32 注后置液 5 隔离液 1.60 20 8~9 5 37 泵替钻井液 78 钻井液 1.60 35 8~11 37 74 泵替钻井液 30 钻井液 1.60 50 8~14 10 84 关井 5 89 泵替钻井液 27.2 钻井液 1.60 5~8 8~17 107 196
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表 4 狮70井Ø273.05 mm尾管固井施工管内液面监测
Table 4. Inside-string fluid level monitoring during Ø273.05 mm liner cementing of Well Shi-70
监测阶段 管内液面
高度/m钻杆掏空
体积/m3实际替
浆量/m3注水泥浆前 142 1.5 替入泥浆量113 m3 468 4.93 116.43 停泵观察10 min 512 5.4 116.9
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