致密油水平井固井技術探討

劉文宇

（中石油大慶油田有限責任公司鉆探鉆井一公司，黑龍江 大慶 163411）

為了滿足分層、分段開采和穿層壓裂等后期壓裂增產改造的需要，這對固井施工質量提出了更高的要求。而致密油水平井水平段長 （一般在1000m以上），其井眼軌跡特殊，這給固井施工帶來了困難。為此，筆者對致密油水平井固井技術進行了探討，以便為提高固井施工質量提供幫助。

1 致密油水平井固井難點

1.1 下套管難度大

套管能否順利通過彎曲段進入水平井段，是鉆井井眼軌跡設計的關鍵依據之一。由于水平井的軌跡控制以及保證油層鉆遇率等原因會使摩阻增大，導致下套管難度增加。

1.2 套管不易居中

套管在自重作用下易靠近井壁下側，而套管偏心影響巖屑攜帶及注水泥驅替干凈效果，因此套管居中是提高固井質量時必須考慮的問題。

1.3 替驅不干凈

水平環空頂替過程中，前置液易發生指進效應［1］，而且頂替排量越大指進效應越明顯，從而造成水平段環空頂替不充分而影響水泥環的膠結，尤其在大位移水平段環空頂替過程中，指進效應會進一步顯著，即隨著頂替接觸時間的延長，寬邊與窄邊推進的差距會增大，使得水泥漿和鉆井液發生不必要的摻混，從而造成替壓升高頂替困難的現象。此外，在大斜度 （井斜大于30°）段和水平井段環空下部，由于巖屑和重晶石的沉淀堆積或固相顆粒濃度的提高，導致黏度增加，最終造成難以驅替干凈的問題。

1.4 對水泥漿性能要求高

在重力作用下，大位移水平段處的水泥漿沿水平井眼徑線方向沉降，水泥顆粒沿水平井井眼軸線方向重新排布，若水泥漿沉降穩定性較差，會導致大位移水平段處的水泥環強度不均勻，影響水泥環整體的膠結質量和均勻性。此外，水泥漿在水平井中凝固時，容易在水平井眼上側形成游離液通道，這會引起油氣水竄問題，嚴重時還會影響后期壓裂等增產作業。

1.5 井眼條件差

大慶油田特有的薄砂巖儲層致使井眼軌跡控制難度加大，同時隨著水平段的增長，部分呈上傾水平井。此外，淺層巖性疏松，造成井徑擴大嚴重且不規則，使井眼橢圓度加大。

2 固井相關技術對策

2.1 套管安全下入技術

1）井眼凈化 優選排量進行大排量洗井，循環2～3周后進行重稠漿舉砂，適當調整鉆井液性能，從而有效地攜帶巖屑和固相顆粒，充分清洗井筒，為套管順利下入提供良好的井眼條件。

2）模擬通井 下套管前采用水平井專用螺扶 （見圖1）組合模擬套管串進行通井 （鉆具組合:?215.9mm銑鞋＋加重鉆桿＊1根＋?212m螺扶＋ 加重鉆桿＊1根＋?212m螺扶＋加重鉆桿＋鉆桿），通井至井底后對裸眼井段進行倒劃眼短起下鉆作業，保證井壁光滑、平整、無鍵槽。

3）采用漂浮固井技術在套管串結構中加入漂浮接箍 （見圖2），下套管時，將漂浮接箍連接在套管柱上，在套管內構成臨時屏障，漂浮接箍以下的套管柱內充滿空氣，而漂浮接箍以上的套管柱內充滿鉆井液，這樣增加了漂浮接箍以下部分套管柱的浮力，使下部套管串在下套管過程中處于漂浮狀態，降低了套管下入的阻力。同時，由于漂浮接箍以上部分的套管柱內充滿了鉆井液，可以增加將套管柱推入井眼內的壓力，從而實現套管順利下入。

2.2 套管居中技術

1）扶正器選型及加放半剛性扶正器 （見圖3）的應用既起到井壁清潔器的作用，同時也改善了環空流態，顯著提高了泥餅和滯留泥漿的清除效果。在現場施工中，采用半剛性扶正器與彈性扶正器 （見圖4）組合:井斜80°井段到井底處，每根套管加放1只半剛性扶正器；井斜30～80°井段，每根套管加放1只扶正器 （半剛性扶正器與彈性扶正器交替使用）。此外，井斜30°井段到設計返高處，每根套管加放1只彈性扶正器。

2）套管居中度校核 在現場作業時，應對單井封固井段套管居中情況進行校核。實際校核結果表明，水平井段套管居中度最小為80%，造斜井段套管居中度最小達到74%，直井段達83%以上，均高于文獻 ［2］的設計要求。

圖1 水平井專用通井螺扶圖

圖2 漂浮接箍圖

圖3 半剛性扶正器圖

圖4 彈性扶正器圖

2.3 變排量注替技術

在施工過程中，采用變排量注替技術以提高頂替效率，即在隔離液及水泥漿出套管底角時，在保證注灰密度的前提下提高注灰排量。此外，在替漿前期采用大排量進行頂替，這樣可以減小U型管效應，從而改善頂替效果［3］。

2.4 采用低失水雙凝韌性水泥漿體系

針對致密油水平井開發時對水泥漿性能要求高的情況，研發了一套低失水雙凝韌性水泥漿體系，該體系具有低滲透、低失水和穩定性好的性能 （見表1）。

表1 低失水雙凝韌性水泥漿體系綜合檢測性能表

2.5 采用固井前置液體系

針對致密油水平井水平段長的特點，研發了一套新型固井前置液體系。該體系中表面活性劑作為沖洗懸浮劑，重晶石作為加重劑，并加入流型調節劑以調節其流變性能，其主要特點如下:密度適中（1.0～1.80g／cm3）；24h沉降穩定性好 （≤0.02g／cm3）；與鉆井液和水泥漿體系具有良好的相容性；流變性能可調，可根據井況將前置液設計成紊流或塞流頂替模式，這樣能夠使其保持較低的黏度而易于施工。

2.6 井眼軌跡控制技術

由于大慶油田特有的薄砂巖儲層容易導致井眼軌跡控制難度加大，為了保證較高的油層鉆遇率，在施工過程中應用LWD＋MWD井眼軌跡控制技術［1］，可以使井眼軌跡變得規則，從而為固井施工創造良好的井眼條件。

3 現場應用效果

以大慶油田龍26－平7井為例，其完鉆井深3983m，完鉆垂深1807.76m，水平段長1872m。該井固井施工流程如下:①采用雙機雙泵大功率水泥車施工，這樣能夠進行密度、流量和壓力監測，從而滿足施工要求；②固井施工前進行管線試壓。注水泥管線試壓20MPa，替漿管線試壓25MPa，穩壓1min；③注入柴油4m3，再注入沖洗液18m3（密度1.20g／cm3）；④注入低密度水泥漿50m3（平均密度1.64g／cm3），注入 G水泥漿60.3m3（平均密度1.93g／cm3），注水泥排量1.6m3／min；⑤替入清水20.37m3、頂替液20.42m3（排量1.9～2.2m3／min），碰壓15MPa，套管試壓25MPa，穩壓10min不降，敞壓，返出純水泥8m3。候凝48h后聲幅檢測表明，分段壓裂時沒有發生層間竄的現象。

目前，共完成致密油水平井固井16口，固井質量合格率100%，優質率達75%，取得了良好的效果 （見表2）。

表2 致密油水平井固井質量統計表

［1］萬仁薄 .現代完井工程 ［M］.北京:石油工業出版社，2000.

［2］SY／T 5334—88，套管柱結構與強度設計標準 ［S］.

［3］屈建省，許樹謙，郭小陽 .特殊固井技術 ［M］.北京:石油工業出版社，2006.