[摘 要]马深1井是一口部署在川东北通南巴构造带上的超深预探井，完钻井深8418m，是目前国内第一深井。由井深造成的一系列问题，给下套管和固井施工带来了极大的难度。采用了内插法固井解决上部大尺寸套管固井窜槽问题；采用双级固井及正注反挤工艺，解决了大尺寸套管长井段低压漏失地层的封固；采用优化施工参数、优选前置液和水泥浆体系等，解决了超深及小间隙尾管固井的问题；采用预应力固井技术等，解决了回接固井长井段一次封固及环空微隙问题。
　　[关键词]超深井、高温高压、低压易漏、正注反挤、小间隙、预应力固井
　　中图分类号：TE256 文献标识码：A 文章編号：1009-914X（2018）13-0031-01
　　1 引言
　　马深1井完钻井深8418m，完钻层位为震旦系灯影组二段，创国内及亚洲内陆最深井纪录。二开固井面临大尺寸套管超长裸眼段封固难题；尾管固井面临井下高温高压、压稳防漏、小环空间隙等一系列难点；回接固井面临一次封固段长，上下温差大的问题。通过优化施工方案，优选前置液、水泥浆体系等，解决了各开次固井的难题，固井施工成功率和固井合格率均达到了100%。
　　2 井身结构
　　马深1井井身结构如下：720mm导管×50m+一开482.6mm×959.64m+二开（346.08mm+339.7mm）×4293m+三开（282.6mm+273.1mm）×6203.5m+四开（206.4mm+193.7mm）×7699m+五开（146.1+139.7mm）×8418m。一开采用内插法固井，二开采用分级固井，三开、四开采用尾管+回接的固井方式，五开采用尾管固井方式。
　　3 固井工艺技术
　　3.1 二开长封固段低压漏失地层固井
　　3.1.1 固井难点
　　（1）封固井段长，井眼条件复杂。①二开Φ346.08mm+Φ339.7mm复合套管下深4292.98m。套管悬重360吨以上，大悬重易造成吊卡处接箍变形，易造成丝扣上不到位，给后期施工带来隐患。②须家河地层压力窗口窄，2251m-3536m井段有裂缝性含气层、煤层气、页岩气显示，气层压稳是难点之一。③地层承压能力低。钻井液密度1.57g/cm3，钻进过程中发生数次漏失，总漏失量达529m3。本开下套管下至3232m处发生漏失，套管下到位后开泵循环，井口失返，固井前无法建立循环，在已下入分级箍的情况下，分级固井难以实现全井段封固。同时，漏失易造成井控风险，施工安全风险大。
　　（2）施工注替量大，增加施工风险。二开固井水泥用量455吨，一级固井替浆量331m3，施工时间300min以上，施工风险大。同时，水泥浆运移距离和运移时间长，套管内和环空容积大，易产生窜槽，影响封固质量。
　　（3）上下温差大，高达93℃。施工时间长，导致缓凝剂加量大，上部水泥浆低温度条件下容易超缓凝，影响上部地层封固质量。
　　3.1.2 主要技术措施
　　（1）下套管措施：采用外径402mm扶正器双扶通井，对井径不规则井段控制下放速度180S/立柱以上，对阻卡井段进行划眼。上部套管不使用吊卡，选用足够吨位的卡盘来进行下套管作业，避免接箍处套管因大悬重变形导致上扣不到位。
　　（2）针对套管下到位无法建立循环的情况，采用正注+反挤的固井方式。正注水泥浆控制返高2650m（分级箍位置2701.72-2700.6），替浆到位后，投重力塞并下行到位。然后从井口环空反挤水泥，水泥量为2700m至井口环空容积，候凝72h。通过测声幅，确定漏封井段，再实施补救措施。正注施工过程中，优化施工排量，控制注替排量2.5m3/min，提高顶替效率，缩短施工时间。控制反挤水泥浆的领浆稠化时间在80min-120min，确保水泥浆到达漏层后及时封堵漏层。
　　（3）后期补救措施：根据的电测结果，0-247m和1200m-2700m井段漏封。制定两步补救措施：①从井口吊灌，封固上部247m空井段，②打开分级箍，从循环孔处挤水泥，封固1200m-2700m井段。在打开分级箍，井口发生失返性漏失。钻具下深至2700m处，注隔离液20m3，再注水泥浆18m3，此时隔离液返出钻具10m3，关封井器，注水泥浆100m3，清水替浆到量后，打开封井器，快速下放钻具下压重力塞，关闭分级箍，起钻循环洗井后候凝。
　　根据第二次测声幅情况，漏封井段1310m-1660m及2700m-2770m，其它井段封固良好。实现了二开长裸眼低压漏失地层的良好封固，为后期钻进创造了良好条件。
　　3.2 超深及小间隙尾管固井
　　3.2.1 固井难点
　　（1）井下高温高压。各开尾管属深井、超深井固井，对前置液、水泥浆及工具附件等抗高温性能要求高。同时超深井固井施工泵压高，井下不确定因素多，施工风险大。
　　（2）井筒压力体系复杂，涌漏矛盾突出。三开四开钻进过程中均有不同程度的漏失。同时，气、水层分布广，压力系数高，钻井液密度1.95g/cm3-2.0g/cm3。施工压力窗口窄，涌漏矛盾突出。同时，水泥浆候凝期间水泥浆失重大，容易造成环空气水层窜槽。
　　（3）环空间隙小。五开尾管Φ165.1mm井眼下入的Φ146.1mm套管单边理论间隙9.5mm。超薄水泥环很难实现长期有效封固地层，增加了气窜风险。
　　（4）界面冲洗困难。钻进周期长，钻井液密度高，井壁容易形成厚泥饼，影响顶替效率和二界面的胶结。
　　3.3 回接套管固井
　　3.3.1 固井难点
　　（1）套管壁容易形成虚泥饼，影响固井质量。
　　（2）上下温差大，四开尾管回接，一次封固井段长达5987m，上下温差高达120℃以上。选用合适缓凝剂，避免超缓凝是关键。同时，长封固段可能会导致较强U型管效应，致使套管内外流速变化，影响顶替效率。
　　（3）水泥环与套管可能会产生微间隙。
　　3.4.2 主要技术措施
　　（1）采用加重隔离液作为前置液，密度1.40g/cm3，并加入5%水泥冲洗液，提高对套管壁的冲洗能力。
　　（2）缩小钻井液与水泥浆的密度差，采用1.75g/cm3，减小U型管效应，同时降低替浆后期的管内外压差。
　　（3）采用预应力固井，施工结束后，环空憋压10MPa。候凝后放压，套管产生微膨胀，弥补可能产生的微间隙，增强一、二界面胶结紧密度。
　　4 结论
　　（1）二开固井通过正注、井口及分级箍循环空挤水泥、井口吊灌水泥等工艺，成功解决了严重漏失情况下的长井段封固。
　　（2）尾管固井，通过优化胶乳水泥浆和隔离液体系、优选工具附件、地层承压、分段加回压、优化施工参数等措施，解决了涌漏矛盾突出、超深小间隙、井下高温高压等问题。回接采用预应力固井，避免了环空微间隙的产生，减小了后期井口带压的风险。
　　（3）马深1井固井难度国内外罕见，通过针对性技术措施，保证了固井质量，为后期作业提供了条件，也为其它超深井固井提供了参考。