水平井尾管固井技術及其在蘇里格氣田的應用

李潤 龍遠盛 尹紅斌

中國石油川慶鉆探工程公司井下作業公司

水平井尾管固井技術及其在蘇里格氣田的應用

李潤 龍遠盛 尹紅斌

中國石油川慶鉆探工程公司井下作業公司

針對水平井長水平段尾管固井存在的尾管下入困難、尾管居中度不易保證、環空間隙小、高邊自由水竄槽和低邊泥漿竄槽等技術難題，在試驗研究的基礎上，總結出提高水平井尾管固井質量的實用技術：①選用沉降穩定性好、低失水、零析水、防氣竄的水泥漿體系；②選用黏滯性前置液，使環空漿柱結構的密度成梯度（ρ鉆井液＜ρ前置液＜ρ水泥漿）分布，確定環空前置液流態達到紊流狀態的合理施工排量，可以更好地清潔井眼，提高頂替效率；③模擬尾管剛度通井，采用單銑柱、雙銑柱和三銑柱3種鉆具組合分別進行3次通井，破壞井眼低邊“死泥餅”，消除井眼不規則帶來的阻卡，確保尾管順利下入到位；④合理選用及安放扶正器，保證套管居中度達到67%。在蘇里格氣田蘇5區塊進行了2口水平井尾管固井實踐，結果表明：固井合格率分別達93.78%和99.83%，優質率為70.93%和81.88%，為該區增產改造提供了技術保障。

水平井 固井 長水平段 尾管固井 套管居中 頂替效率 蘇里格氣田

為更加有效開發“四低”（低壓、低滲、低產、低豐度）氣藏，近兩年來，蘇里格氣田引進了水平井整體開發的新模式［1］，大量鉆水平井，以加快氣田開發速度。在鉆井完井技術方面，各科研院所不斷探索研究新技術新工藝。

為進行連續油管噴砂射孔分段壓裂新技術，蘇里格氣田開發第三項目經理部在蘇5區塊完成了2口水平井懸掛尾管固井，并收到了良好的效果，固井合格率分別達93.78%和99.83%，優質率為70.93%和81.88%。優質的固井質量為該區下一步壓裂增產改造提供了技術保證。

1 長水平段小套管固井技術難點

2011年，蘇里格氣田蘇5區塊進行懸掛尾管固井的2口水平井的水平段均較長（水平段長度分別為720 m、1 025 m），長水平段小套管（ 114.3 mm）固井存在一定技術難度及施工風險［2］，具體表現在：①非均質性儲層易造成井眼軌跡復雜，如波浪式、臺階式井眼，導致長水平段小套管（ 114.3 mm）下入到位困難；②水平段 152.4 mm鉆頭所鉆井眼下 114.3 mm尾管固井，環空間隙小，水泥環薄，后期試采及井下增產措施容易造成水泥環及第一、二界面二次竄流（微間隙、微裂縫），降低采收率，對硬化后水泥石（環）的動態力學性能即水泥石（環）的沖擊韌性提出了更高的要求；③水平段裸眼下 114.3 mm尾管（壁厚7.37 mm，鋼級N80，內徑99.56 mm）固井，既要保證套管居中度，又要保證不留長水泥塞，壓穩氣層，防止氣侵氣竄，提高長水平段固井質量，滿足后期完井及儲層改造；④水平段井眼容易出現高邊自由水竄槽和低邊鉆井液竄槽，影響第二界面膠結質量。

2 水平井尾管固井工藝技術

2.1 前置液選用

為有效隔開鉆井液與水泥漿，避免水泥漿的接觸污染和防止鉆井液絮凝，選用黏滯性前置液，利用浮力效應及拖曳力，通過黏性推移提高井眼頂替效率［3］。黏滯性加重前置液配方如下：

清水＋1%CMC＋25%重晶石

其中CMC為羧甲基纖維素鈉鹽，具有良好的相容性、配伍性和懸浮鉆屑及固體顆粒的能力。前置液密度為1.35 g／cm3，85℃時黏度為0.10～0.17 Pa·s，切力為14.5～20.5 Pa。

2.2 水泥漿技術

候凝過程中，由于沉降穩定性和析水的影響，易形成高邊竄槽的自由水通道，因此，水平井固井要求水泥漿體系具有沉降穩定性好、低失水、零析水、防氣竄的特點，流動性和稠化時間要能滿足施工安全要求。通過室內試驗，形成的水泥漿體系配方見表1。

表1 水平井尾管固井水泥漿體系性能表

稠化試驗曲線見圖1。從試驗情況看，該水泥漿體系具有低失水，零析水，接近直角稠化（稠化過渡時間為12 min）的性能。同時還進行了與鉆井液的污染稠化試驗，水泥漿與鉆井液比例為1∶1時，稠化時間超過300 min，流動度達到10.5 cm，完全滿足固井施工安全要求。

圖1 水泥漿稠化曲線圖

固井過程中環空漿柱結構（自上而下）為：鉆井液密度1.26 g／cm3＜加重前置液密度1.35 g／cm3＜水泥漿密度1.88 g／cm3。這樣密度成梯度的漿柱結構可以更好地清潔井眼，提高頂替效率。

2.3 井眼準備及水平段尾管居中

2.3.1 尾管下入條件計算

大斜度井、水平井尾管管體允許的彎曲半徑用下式進行計算［4］：

式中R為允許的尾管彎曲半徑，cm；E為鋼材彈性模量，206×106kPa；D為尾管的外徑，cm；Yp為鋼材的屈服極限，kPa；K1為抗彎安全系數，推薦K1＝1.8；K2為螺紋連接處的安全系數，推薦K2＝3。

經過計算，尾管管體允許的彎曲半徑等于83.57 m，而井眼設計的彎曲半徑為165 m。管體允許的彎曲半徑小于井眼設計的彎曲半徑，所以尾管能下入井底。

2.3.2 尾管下入難度分析及技術措施

裸眼水平段最長達1 025 m，尾管下入到位存在一定難度，井眼準備要保證井眼清潔、暢通、無阻卡、無沉砂。井眼準備技術措施為：①充分循環鉆井液，以攜帶井內沉砂，并調整鉆井液性能，保證井下情況穩定；②嚴格按要求進行通井，通井的目的是消除阻卡因素，模擬尾管剛度，以便尾管順利下入到位，同時破壞井眼低邊的“死泥餅”，提高第二界面膠結質量。通井采用單銑柱、雙銑柱和三銑柱3種鉆具組合分別進行3次通井。三銑柱通井鉆具組合為：

152.4 mm牙輪鉆頭＋鉆具回壓凡爾＋ 101.6 mm加重鉆桿1根＋變扣接頭（ 101.6 mm鉆桿公扣× 88.9 mm鉆桿母扣）＋ 150 mm銑柱1個＋變扣接頭（ 88.9 mm鉆桿公扣× 101.6 mm鉆桿母扣）＋ 101.6 mm加重鉆桿1根＋變扣接頭（ 101.6 mm鉆桿公扣× 88.9 mm鉆桿母扣）＋ 150 mm銑柱1個＋變扣接頭（ 88.9 mm鉆桿公扣× 101.6 mm鉆桿母扣）＋ 101.6 mm加重鉆桿1根＋變扣接頭（ 101.6 mm鉆桿公扣× 88.9 mm鉆桿母扣）＋ 150 mm銑柱1個＋變扣接頭（ 88.9 mm鉆桿公扣× 101.6 mm鉆桿母扣）＋ 101.6 mm鉆桿。

加重鉆桿與尾管的剛度之比為：

計算結果表明，加重鉆桿剛度比尾管剛度大，若通井順利，則下尾管也將順利。

水平段尾管居中難度大，為保證尾管居中，采取的技術措施為合理安放扶正器。經計算，在 152.4 mm鉆頭所鉆井眼中，安放 145 mm螺旋倒角剛性扶正器，可以保證尾管居中度達到67%以上。扶正器安放原則為：顯示層位每2根尾管安放一只扶正器，其余井段每4根尾管安放一只扶正器。

2.4 頂替技術措施

影響水泥漿頂替效率的因素主要有以下4個方面［5］：套管偏心，水泥漿與鉆井液的流變性能，水泥漿與鉆井液的密度差，液體的流態。前3個因素已經在前面做了論述，這里主要討論液體的流態問題。我們知道，要得到較高的環空頂替效率，最好采用紊流頂替，水泥漿屬于非牛頓流體。

根據經驗公式［6］：

式中Vc為環空水泥漿紊流臨界流速，m／s；n為水泥漿流性指數，無因次；ρ為水泥漿密度，g／cm3；K為水泥漿稠度系數，Pa·sn；Dh為井徑，cm；Dc為套管外徑，cm。

由式（2）計算可知，水泥漿環空上返速率要達到2.5 m／s以上方能達到紊流頂替效果，顯然，在窄環空間隙中要達到這樣高的環空返速是不可能的。只有考慮使前置液達到紊流狀態［7］。前置液采用的是清水聚合物＋重晶石，可以作牛頓流體處理，只要環空流速達到1.2 m／s，便可達到紊流狀態。

根據公式：

式中Qc為環空前置液紊流臨界排量，m3／min。

由式（3）計算可知，施工排量達到0.7 m3／min即可。根據理論計算以及現場下尾管后的循環情況及固井施工實踐表明，按照這樣的排量進行固井施工是可行的。

3 現場應用情況

2011年10月，蘇里格氣田開發第三項目經理部在蘇5－15－27 H（水平段長720 m）和蘇5－15－17 H（水平段長1 025 m）2口水平井上進行了尾管固井施工。2口井 114.3 mm套管均順利下到位，且固井合格率分別達93.78%和99.83%，優質率分別為70.93%和81.88%，固井質量優質，滿足了后期增產對固井質量的要求。

4 結論

1）優良的水泥漿體系，是避免水平段水泥環發生高邊自由水竄槽、低邊鉆井液竄槽，提高固井質量的關鍵。

2）嚴格按要求進行通井，調整鉆井液性能等井眼準備技術措施，是保證水平井尾管順利下到位，破壞水平段井眼低邊的“死泥餅”，提高第二界面膠結質量的重要因素。

3）合理選用及安放螺旋倒角剛性扶正器，保證水平段套管居中，可以有效提高水平段環空鉆井液的頂替效率，提高固井質量。

4）合理確定環空液體流態，是既保證頂替效率提高，又兼顧施工作業安全的重要技術措施。

［1］李希霞.蘇里格氣田水平井整體開發鉆井技術［J］.石油天然氣學報，2011，32（2）：293－295.

［2］劉小利.蘇里格氣田長水平段小套管固井及其配套技術研究［J］.鉆采工藝，2011，34（2）：10－12.

［3］王文斌.長慶蘇里格氣田欠平衡及小井眼固井技術［J］.鉆井液與完井液，2006，23（5）：64－66.

［4］劉德平，李江，朱莎.廣安002－H1井長水平段篩管段尾管下入技術［J］.天然氣工業，2010，30（6）：67－68.

［5］劉崇建.油氣井注水泥理論與應用［M］.北京：石油工業出版社，2001.

［6］陳平.鉆井與完井工程［M］.北京：石油工業出版社，2004.

［7］馬勇，劉偉，唐庚，等.川渝地區“三高”氣田超深井固井隔離液應用實踐［J］.天然氣工業，2010，30（6）：77－79.

Liner cementing in horizontal wells and its field practices in the Sulige Gas Field

Li Run，Long Yuansheng，Yin Hongbin
（Downhole Operations Services，Chuanqing Drilling Engineering Co.，Ltd.，CNPC，Chengdu，Sichuan 610051，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 4，pp.66－68，4／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Long horizontal section liner cementing in horizontal wells has many difficulties，including difficult tail pipe running，difficult tail pipe centralizing，small annulus clearance，free water channeling at the high side and mud channeling at the low side.Based on the analysis of the critical points and difficulties of liner cementing in horizontal wells，the following technical measures have been presented.（1）A cement slurry system is selected with good sedimentation stability，low water loss，zero water separation，and antichanneling performance.（2）A viscous preflush system is adopted to make the densities within the annulus slurry column distributed in grades asρfluid＜ρpreflush＜ρslurry，the proper pump rate is chosen to help the pumped preflush to be in turbulent flow in annulus so as to better clean the well and improve the displacement efficiency.（3）The liner cementing is simulated and three types of BHA including single，double and triple casing strings are used to run a single trip respectively to eliminate pipe sticking or jamming caused by irregular boreholes and to destroy the"deadly sticky mud cake"at the lower sides，thereby to ensure smooth liner running to the right position.（4）The proper centralizers are selected and installed to keep the casing centralized to 67%.All the above measures were adopted in liner cementing in 2 wells of Block Su 5 of the Sulige Gas Field，as a result，the qualification rates were 93.78%and 99.83%and the superior quality rates were 70.93%and 81.88%，respectively，which provides a guarantee for the coming－up stimulation jobs.

horizontal well，cementing，long horizontal section，liner cementing，casing centralizing，displacement efficiency，Sulige Gas Field

李潤等.水平井尾管固井技術及其在蘇里格氣田的應用.天然氣工業，2012，32（4）：66－68.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.016

李潤，1976年生，工程師；2008年畢業于西南石油大學油氣井工程專業，獲碩士學位；現從事固井研究工作。地址：（610051）四川省成都市成華區瑞豐巷6號。電話：13608239408。E－mail：lrjacky＠163.com

2011－11－08 編輯 凌 忠）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.016

Li Run，born in 1976，graduated in oil／gas well engineering from Southwest Petroleum University in 2008 with an M.Sc.degree.He is engaged in cementing jobs.

Add：No.6，Ruifeng Lane，Chenghua District，Chengdu，Sichuan 610051，P.R.China

Mobile：＋86－13608239408 E－mail：lrjacky＠163.com