紅河油田水平井固井工藝技術研究

何斌斌，鄭繼龍

1.中國石化華北石油工程有限公司井下作業分公司 (河南 鄭州 450000)2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 (天津 300452)3.中國石油大學(北京)石油工程學院 (北京 102249)

紅河油田水平井固井工藝技術研究

何斌斌1，鄭繼龍2，3

1.中國石化華北石油工程有限公司井下作業分公司 (河南 鄭州 450000)
2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 (天津 300452)
3.中國石油大學(北京)石油工程學院 (北京 102249)

紅河油田主力開發層位屬于典型的“三低”儲層，為降低油田開發成本，實現分段評價開采，完井方式改用二開井身結構套管射孔完井。通過加強井筒準備、認真落實下套管技術措施，確保油層套管順利下放到位;先后通過附件優選、前置液設計、水泥漿體系優化和固井工藝流程優化，形成了一套適于紅河油田水平井固井工藝技術措施，實現水平井一次全返的封固目的，為油井后期作業提供合格井眼。

紅河油田;水平井;固井工藝;泥漿體系;完井方式;工藝流程

中國石化華北油田分公司紅河油田地處甘肅省慶陽市、平涼市境內，構造位置處于鄂爾多斯盆地西南部天環向斜南端，地層平緩西傾，主力油層延長組，屬于典型的“三低儲層”;該油田自上而下分別為涇川組、羅漢洞組、環河組、華池組、洛河-宜君組、安定組、直羅組、延安組和延長組［1］。由于地層剝蝕嚴重，該區塊缺失涇川組，羅漢洞組也遭受不同程度的剝蝕。該區塊內地層結構復雜，地層承壓能力低，安全壓力間隙小。其中羅漢洞組水層發育較好，同時洛河組大段砂巖地層，地層孔隙度大，滲透率高，含水豐富，易發生漏失。隨著勘探開發技術的深入和成本控制的需要，2013年5月起水平井均采用二開井身結構套管射孔完井，水平段長700～1 300m，全井井深在2 500～3 700m。

對紅河油田的地層特點和水平井井深結構分析總結［2］，紅河油田水平井固井主要存在如下難點［3］:斜井段和水平段處的套管居中比較困難，套管容易貼井壁;水平段長，套管下放過程摩阻大，套管下放到位困難，容易發生卡套管事故;水平段巖屑攜帶困難，泥餅不易驅替;頂替過程中，水泥漿易沿寬邊推進，與鉆井液混竄，造成竄槽;阻流環不能有效密封，水泥漿回流造成套管內留有楔狀水泥塞;頂替摩阻大，施工壓力高;地層承壓能力低，尾漿注入量增大，注漿過程易漏失導致水層漏封。

1 水平井固井技術

1.1 井筒準備

1)完井電測之后，保持鉆井液密度與完鉆鉆井液密度一致，充分循環洗井，循環洗井鉆井液上返速度不小于1.2m/s，確保鉆井液攜帶巖屑的能力，固井前鉆井液性能要求如表1所示。若返速過低，井壁泥餅不易被沖刷干凈，攜帶巖屑的能力低，易引發水泥漿竄槽和固井施工憋堵。通井到底后，對鉆井液進行處理，加入潤滑材料，提高鉆井液潤滑性，降低摩阻，為套管順利下放到位提供保障。

2)水平段套管下放過程摩阻大，為確保套管順利下放到位，水平段建議采用雙扶(φ≥209mm)模擬管柱通井，鉆具剛度大于套管串鉆具剛度，反復對遇阻井段，縮徑井段劃眼，上提下放無阻卡則可進行下步作業［4］。

表1 固井前鉆井液性能要求

3)紅河油田地層承壓能力低，鉆井、固井、候凝期間均可能發生漏失，下套管前最后一次通井至造斜段處進行全井筒地層承壓能力測試，以起壓3MPa，穩壓10min，壓降小于0.5MPa為合格。若無法滿足上述要求，進行堵漏至地層承壓能力符合上述要求，方可進行后續作業。

1.2 附件的選擇

1)選用加長套管膠塞(見圖1)，增加兩道裙邊膠皮，提高膠塞的隔離性。同時防止膠塞在下行過程中磨損嚴重造成膠塞偏心。

圖1 加長膠塞

2)選用水平井固井專用關井閥，有效防止水泥漿倒流形成楔形水泥塞。固井過程頂替到位后，膠塞作用在關井閥上的壓力大于5MPa后，達到銷釘的剪切壓力(5～8MPa)，關井閥關孔。

3)材質上優先選用樹脂材料的扶正器，通過不同材質剛性扶正器性能對比(表2)，樹脂材料的扶正器較其他材質而言，摩阻系數小，抗擠壓強度高，能有效滿足水平井下套管固井的需求。水平段和大斜度井段采用樹脂旋流扶正器(圖2)和樹脂滾珠扶正器交替加入，既提高了水平段套管居中度，又因旋流扶正器的旋流作用，可以提高水泥漿的頂替效率。

1.3 下套管技術措施

1)套管下放至水平段，嚴格控制下放速度不超過0.1m/s，防止因下放速度過快激動壓力過大引發井漏。下套管過程中抽間隙灌漿，減少套管在水平段的停頓時間，防止套管在水平段粘卡。

2)研究表明，套管居中度大于67%才能有效提高固井質量，利用連續梁理論和三彎矩方程組計算表明，每2根套管加1個剛性扶正器時，2扶正器中點的居中度為0，每一根套管加1個剛性扶正器時，套管居中度大于74.23%。因此，水平段套管每根安放1個剛性扶正器，采用樹脂旋流扶正器和樹脂滾珠扶正器交替安放，以提高套管居中度。

圖2 樹脂旋流扶正器

表2 不同材質剛性扶正器性能對比表

1.4 水泥漿技術

1)合理設計前置液的高度，確保足夠的紊流接觸時間，紅河油田前置液的高度以200～250m為宜。通過對前置液與水泥漿相容性實驗，對比了3種不同濃度的前置液體系和水泥漿體系之間的相容性。實驗表明，接觸時間在3min以上，可有效驅替泥餅，水泥石具有較好的膠結質量。同時前置液中加入8%～10%的表面活性物質，密度1.05g/cm3，確保充分驅替泥餅。計算表明，紅河油田二開井身結構水平井施工排量在15～22L/s或環空返速達到0.7～1.1m/s時流體呈紊流狀態。

2)水平井固井對水泥漿性能要求極高，水泥漿穩定性差或析水量大，水泥顆粒會出現沉降，致使水平段或斜井段高邊形成水帶，影響水泥石與井壁的膠結質量;常規水泥漿凝固后會出現體積收縮現象，致使水泥石與井壁和套管壁形成微間隙，進而影響水泥膠結質量［5］。綜合所述，水平井固井水泥漿應該滿足以下條件:低失水、零析水和微膨脹［6］。結合紅河油田地層特點，水平井固井水泥漿體系泥漿沿用壓穩防漏水泥漿體系，以確保非目的層和上部水層的封固質量。尾漿采用塑性微膨脹水泥漿體系，封固A靶點以上200m井段和水平段，確保水平段水泥石強度和封固質量，紅河油田水平井固井水泥漿性能參數見表3。尾漿性能要求:流變性好，易實現紊流頂替;零析水，防止水平段高邊造成水竄;微膨脹，防止水泥石與套管壁和井壁之間形成微裂隙;低失水，漿體穩定，防止水平段高邊形成水帶;水平段水泥石強度高，滿足后期分段壓裂施工［7］。

1.5 工藝流程優化

1)頂替液選用清水以增加套管內外的密度差，實現套管漂浮，有利于提高水泥環均勻度。

2)紊流頂替效率最高。然而紅河油田地層承壓能力低，易發生漏失，而排量與泵壓的關系十分敏感，故而采用紊流-塞流復核頂替模式，提高頂替效率。替漿初期，采用紊流頂替，大排量沖洗井壁，當井口壓力達到循環壓力后，小排量塞流頂替，以達到既提高頂替效率又防止漏失的目的。

3)紅河油田水平井固井呈水泥漿量大 (80～100m3)、替漿量小(35～45m3)的特點，注漿結束后前置液已經上返至非目的層井段，無法實現對水平段和大斜度井段的沖刷。綜上分析，施工過程中，在前置液出套管之前提高施工排量至1.5m3/min至注漿結束，實現對水平段和大斜度井段的大排量沖洗，有效沖洗井壁，攜帶井底巖屑，清除泥餅。

2 現場應用情況

表層用244.5mm套管下至井深329.7m，二開用215.9mm鉆頭鉆至井深3 241.0m，回填后，在井深2 097m處造斜，完鉆井深為3 241.0m，水平段長747.8m。具體的施工方案參照井身結構基本數據(表4)和井身結構設計數據(表5)和井身結構圖(圖3)。

表3 紅河油田水平井固井水泥漿性能參數表

表4 紅河油田水平井井身結構基本數據表

表5 紅河油田水平井井身結構設計數據表

圖3 井身結構圖

目前，在紅河油田水平井固井39口，驗收34口，其中優質26口，良好5口，合格3口，5口質量未評定，從質量情況反映出，針對紅河油田水平井固井提出的工藝技術措施能夠滿足該油田二開結構水平井固井需要。

3 結論與建議

針對紅河油田水平井固井難題，通過分析影響固井質量的因素，不斷優選水泥漿體系和施工參數，通過井眼準備、下套管技術、附件選擇、水泥漿體系優化和施工工藝優化等措施，為固井質量提供保障。

1)樹脂旋流扶正器可有效提高水平段套管居中度和水泥漿的頂替效率;關井閥和加長膠塞的引入可實現水泥漿和頂替液的充分隔離，防止候凝期間水泥漿回流形成水泥塞;

2)表面活性物質的使用可有效驅替水平段沉砂和泥餅，改善第一膠結面和第二膠結面的封固質量。微膨脹尾漿體系可避免水平段高邊析水形成微間隙，確保第二膠結面的封固質量;3)水平井一開鉆穿羅漢洞，可極大降低水平井固井期間漏失的風險，確保壓穩防止漏。

［1］王保玉，李友誼.西峰礦區煤層氣井產出水地球化學特征及排采狀況分析［J］.高校地質學報，2012，18(3):579-582.

［2］李克智，袁本福.紅河油田井漏風險實時識別研究與應用［J］.鉆采工藝，2013，36(4):20-22.

［3］李建成，吳洪波，孫吉軍，等.哈德油田水平井固井工藝技術［J］.鉆井液與完井液，2005，22(4):78-80.

［4］何世明，郭小陽，徐壁華，等.水平井下套管摩阻分析計算［J］.西南石油學院學報，1997(2):29-34.

［5］丁士東，唐世春，田平，等.塔河油田深水平井固井技術［J］.石油鉆探技術，2001，29(3):47-50.

［6］吳永春，廖富國，何仕寶，等.天東90井修井尾管固井實踐［J］.鉆采工藝，2010，33(1):103-105.

［7］馮京海，郝新朝，白亮清，等.冀東油田水平井固井技術［J］.石油鉆采工藝，2007，29(Z1):32-36.

Themain oil reservoirs of Honghe Oilfield are typical“three lows”reservoir.Two-section wellbore structure and perforation completion are applied in order to reduce development cost and imp lement segmenting exploitation.A set of technicalmeasures suitable to the cementing technology of horizontalwells in Honghe Oilfield are formed by strengthening the preparedness to wellbore and seriously implementing the technical measures for casing to ensure production casing smoothly in place，and optim izing appendixes，preflush design，slurry system and cementing process.These technicalmeasures ensure once full-return cementing of horizontalwells，which provides a qualified borehole for late operations of oilwells.

Honghe Oilfield;horizontalwell;cementing technology;mud system;completionmethod;technological process

立崗

2014-12-10

何斌斌(1987-)，男，主要從事石油天然氣固井技術工作。