張 弛，趙殊勛，王雅茹，李長坤

（1.中國石油集團鉆井工程技術研究院，北京100195；2.中國石油集團渤海鉆探公司第二固井公司，天津300280；3.俄羅斯古勃金國立石油天然氣大學，俄羅斯莫斯科119991；4.中國石油集團西部鉆探公司準東鉆井公司，新疆昌吉831500）

大港油田經(jīng)歷50多年的大規(guī)模開發(fā)，油田老區(qū)已經(jīng)進入高含水開發(fā)階段，穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)難度極大。為穩(wěn)住產(chǎn)能規(guī)模，進一步挖掘增產(chǎn)潛力，目前主要以加密定向大斜度大位移、分層開采、注水開發(fā)、酸化壓裂改造的方式提高產(chǎn)能。油田老區(qū)隨著復雜斷塊油藏的深入開發(fā)，地質(zhì)構(gòu)造復雜化（主要是油氣水層多、層間隔小、層間壓力系統(tǒng)差別大、地層壓力動態(tài)變化、固井候凝過程易發(fā)生水侵）、鉆井液膨潤土含量高、觸變性強及虛泥餅厚等一系列的固井難題日益突出，嚴重制約著大斜度大位移井固井質(zhì)量的提高。多年來油田大斜度大位移井，特別是當井斜角大于50°且位移大于800m，固井優(yōu)質(zhì)率不理想，直接影響了油田產(chǎn)能建設。

1 主要固井技術難點

1.1 地質(zhì)條件復雜，多壓力系統(tǒng)并存

區(qū)塊先期注水，導致地層壓力體系發(fā)生變化，形成局部高壓圈閉，同一區(qū)塊地層壓力截然不同，鉆井遭遇復雜，油氣水侵較多。如大港油田官16-3井，設計鉆井液密度1.15g/cm3，見后效提至1.65g/cm3后繼續(xù)鉆進。

1.2 儲層密集、層間距小、油水關系復雜

儲層油氣水層分布廣且間距小，存在油氣水竄風險，層間不易有效封隔。如小5-23-1L井儲層段共36個油氣層顯示；在港西、王官屯和棗園等區(qū)塊，層間距在1～5m之間，層間壓力系數(shù)不均衡。

1.3 鉆井液性能不匹配，影響界面膠結(jié)質(zhì)量

大港油田大斜度大位移井使用的鉆井液體系主要以硅基鉆井液、聚合物鉆井液為主。雖然2種體系具有良好的攜砂能力，但也普遍存在因坂土含量高而引起的造壁護壁性能差、熱滾后流動性差等問題，直接導致井壁泥餅虛厚、二界面不易沖凈，影響界面膠結(jié)質(zhì)量。

1.4 大斜度大位移井，套管安全下入及居中度難以保證

井斜角大（在60°～90°之間），位移長（1000m以上），安全下套管風險大；同時，如何在套管順利下入前提下，兼顧套管居中度對提高固井質(zhì)量至關重要。

1.5 水泥漿綜合性能要求高，防水竄水侵性能、水泥石力學性能尤為關鍵

地層流體以“溶解遷移”方式破壞水泥環(huán)的結(jié)構(gòu)完整性，造成二界面固井質(zhì)量不理想。流體的“侵蝕”比氣侵所造成的危害更為嚴重。因此，需要嚴格控制水泥漿體系失水量，提高漿體穩(wěn)定性；同時，縮短水泥漿靜膠凝過渡時間和稠化過渡時間，降低竄槽風險。常規(guī)水泥石力學性能不匹配儲層后期改造需求（最高壓裂壓力可達80MPa），難以保證水泥石的結(jié)構(gòu)密封完整性。儲層段固井水泥漿（石）力學性能應根據(jù)實際作業(yè)工況，進行優(yōu)化設計。

2 關鍵技術對策

2.1 洗油型沖洗隔離液技術

2.1.1 體系組分

沖洗隔離液體系主要由懸浮劑DRY-S1、高溫懸浮劑DRY-S3、洗油型沖洗劑DRY-1L及加重材料等組成。其中懸浮劑DRY-S1及DRY-S3是保證體系具有良好的懸浮穩(wěn)定性能，沖洗劑DRY-1L中含有表面活性劑、有機溶劑等成分，提高對含油鉆井液的清洗能力。

2.1.2 體系性能評價

（1）沉降穩(wěn)定性評價。沖洗隔離液基本配方：清水+2.5%懸浮劑DRY-S1+2.0%高溫懸浮劑DRYS3+6.0%洗油型沖洗劑DRY-1L+X%加重劑+1.0%緩凝劑DRH-100L+0.3%消泡劑DRX-1L。

表1 洗油型沖洗隔離液沉降穩(wěn)定性

由表1中數(shù)據(jù)可知，1.30～1.80g/cm3密度范圍洗油型沖洗隔離液在90℃及120℃條件下均具有良好的沉降穩(wěn)定性，上下密度差均低于0.03g/cm3，滿足固井施工要求。

（2）沖洗效果評價。采用六速旋轉(zhuǎn)粘度計法將洗油型沖洗隔離液（密度1.40g/cm3）對含油硅基鉆井液（密度1.47g/cm3）沖洗效果進行了評價。將含油硅基鉆井液浸泡后的粘度計外筒，采用洗油型沖洗隔離液對鉆井液沖洗40s后，壁面上油膜基本完全沖凈，部分固相物質(zhì)開始沖落，再用清水沖洗5s后，壁面基本沖洗干凈，沖洗效率基本上達到100%。由此說明，洗油型沖洗隔離液體系針對含油硅基鉆井液的沖洗效果良好，可在較短時間內(nèi)達到較高的沖洗效率。

（3）相容性評價。含油硅基鉆井液與水泥漿污染嚴重，屬于“見面稠”。洗油型沖洗隔離液（密度1.40g/cm3）與含油硅基鉆井液（密度1.47g/cm3）、水泥漿（密度1.88g/cm3）的相容性評價結(jié)果見表2、表3。

表2 沖洗隔離液與鉆井液相容性

表3 水泥漿、沖洗隔離液與鉆井液的三相相容性

洗油型沖洗隔離液體系與含有固井鉆井液、水泥漿都具有良好的相容性，能夠降低稠度，延長污染稠化時間，保證固井施工安全。

2.2 高強韌性水泥漿技術

本文對60℃、80℃和100℃條件下的高強韌性水泥漿體系的綜合性能進行評價，如表4所示。從表4中可知，該水泥漿體系（1.88g/cm3）在60℃～100℃范圍內(nèi)，能嚴格控制體系高溫穩(wěn)定性和降失水性能，API失水量在30mL以內(nèi)；通過調(diào)節(jié)緩凝劑加量，能夠有效延長水泥漿稠化時間，保證固井施工安全；水泥石抗壓強度發(fā)展穩(wěn)定，24h抗壓強度大于20MPa，高溫條件下7d強度無衰退，且彈性模量小于7GPa，能滿足儲層改造對水泥石的力學性能要求。綜上，高強韌性水泥漿體系具有良好的工程性能以及保證水泥環(huán)結(jié)構(gòu)完整性的功能性能，可為有效保證層間有效封隔提供技術支撐。

2.3 配套固井技術

表4 韌性水泥漿的綜合性能評價（1.88g/cm3）

2.3.1 鉆井液控制技術措施

（1）三開鉆進前優(yōu)化調(diào)整鉆井液性能，提高鉆井液熱滾后高溫穩(wěn)定性（高溫高壓失水、熱滾性等），要求熱滾前后鉆井液性能基本保持一致，HTHP失水量低于10mL。

（2）鉆進過程中合理運用固控設備，控制鉆井液中的固相含量，特別是要嚴格控制坂含小于40g/L，提高泥餅質(zhì)量，確保二界面固井質(zhì)量。

（3）固井前對鉆井液性能優(yōu)化和調(diào)整是提高界面膠結(jié)質(zhì)量的重要環(huán)節(jié)。方法有三：①稀釋劑降低鉆井液內(nèi)結(jié)構(gòu)力，改善泥餅質(zhì)量；②硅基鉆井液pH值要求11以上，改善泥餅質(zhì)量；③降低膨潤土含量、減弱觸變性、減小掛壁性，為提高固井質(zhì)量創(chuàng)造條件。循環(huán)調(diào)整鉆井液性能，要求循環(huán)周數(shù)不小于4周，循環(huán)環(huán)空返速大于1.1m/s，鉆井液性能根據(jù)實際井況滿足固井技術，一般要求動切力小于8Pa，粘度小于55s。

（4）固井前循環(huán)過程中時刻監(jiān)測進出口密度，要求進出口密度一致，出口無有害固相返出，方可進行固井作業(yè)。

2.3.2 井眼準備技術措施

（1）要求“三扶通井”，其中至少含一個滿眼扶正器，在不規(guī)則井段加強短起下鉆作業(yè)，確保井眼通暢，起下鉆摩阻正常，套管能安全下放到位。

（2）通井到底后充分循環(huán)，環(huán)空返速1.2m/s以上，開啟固控設備，清除井內(nèi)有害固相，確保井眼干凈，井底干凈無沉砂。

（3）提前配制好一罐稠泥漿（至少30m3），要求水化徹底，坂含小于40g/L，粘度達到90s，下鉆到底后注入井內(nèi)，攜帶井內(nèi)有害固相，清潔井眼。

（4）針對大斜度井臺階、高壓油氣水侵井泥餅虛厚等井眼清潔的問題，采用纖維+稠鉆井液攜砂（清潔鉆井液），對井眼進行清洗，提高井眼清潔度。在完鉆后下入套管前最后一趟通井時泵入一定量的清潔鉆井液，利用纖維的擾動和結(jié)構(gòu)力將井下沉砂和浮泥餅等清除，提高井眼質(zhì)量。通井結(jié)束起鉆前，鉆井液靜置2h后進行循環(huán)，并在井口連續(xù)監(jiān)測鉆井液密度，若鉆井液密度降低，說明地層流體侵入鉆井液，需調(diào)整鉆井液密度，壓穩(wěn)地層。

2.3.3 安全下套管技術措施

（1）下套管前，鉆井液靜置4～6h后進行循環(huán)，在井口連續(xù)監(jiān)測鉆井液密度，保證與入井鉆井液密度一致，壓穩(wěn)地層。

（2）嚴格控制下放速度，上層套管內(nèi)每根套管下放時間不少于30s，出上層套管鞋每根套管下放時間不少于50s，下部井段每根下放時間控制在0.5～1min。

（3）下完套管后小排量頂通，逐漸加大至正常鉆進排量循環(huán)，按要求調(diào)整鉆井液性能，循環(huán)至少2周；下套管前提高鉆井液潤滑性，降低下套管摩擦系數(shù)，認真通井，消除臺階。

2.3.4 平衡壓力固井技術

（1）以平衡壓力固井“三壓穩(wěn)”為工藝技術核心，從實驗溫度、入井流體密度、漿柱結(jié)構(gòu)、環(huán)空憋壓候凝等方向優(yōu)化固井工藝。固井前壓穩(wěn)：要求固井前測后效小于15m/h，同時保證測后效密度不降，確保壓穩(wěn)地層，固井前井下處于良好的靜態(tài)環(huán)境；縮短尾漿稠化時間（附加20～30min），加大領尾漿稠化時間差（差值至少200min），使尾漿終凝時，領漿初凝，保證靜液柱壓力的有效傳遞。固井中壓穩(wěn)：合理設計隔離液密度和用量及漿柱結(jié)構(gòu)，要求高壓層最低當量密度不得低于壓穩(wěn)密度，防止固井期間地層流體侵入井內(nèi)。固井后壓穩(wěn)：提高油層段速凝漿失重后的當量密度，保證候凝期間的目的層當量密度不低于壓穩(wěn)密度；環(huán)空加壓、關井候凝，提高壓穩(wěn)系數(shù)。根據(jù)地層承壓情況，合理設計環(huán)空加壓值。

（2）合理設計注替參數(shù)，保證前置液紊流接觸時間大于7min，水泥漿的環(huán)空返速大于1.0m/s，碰壓前的頂替環(huán)空返速小于0.4m/s。

（3）清水漂浮頂替，減小套管承受的周向應力，提升套管抗內(nèi)壓能力。

3 結(jié)論及建議

（1）三開鉆進前優(yōu)化調(diào)整鉆井液性能，提高鉆井液熱滾后高溫穩(wěn)定性，強化井眼準備與頂替技術，有效推動固井質(zhì)量提升。

（2）固井前對鉆井液性能優(yōu)化和調(diào)整是提高界面膠結(jié)質(zhì)量的重要環(huán)節(jié)，特別是降低膨潤土含量、減弱觸變性、減少虛泥餅，保證井眼質(zhì)量。

（3）下套管前，鉆井液靜置4～6h后進行循環(huán)，在井口連續(xù)監(jiān)測鉆井液密度，保證與入井鉆井液密度一致，壓穩(wěn)地層。

（4）進一步優(yōu)化工藝參數(shù)，提高前置液和水泥漿密度，提高壓穩(wěn)系數(shù)，平衡壓力固井。

[1] 靳建洲，孫富全，侯薇，等.膠乳水泥漿體系研究及應用［J］.鉆井液與完井液，2006，23（2）：37-39.

[2] 李早元，郭小陽，楊遠光，等.提高油井水泥環(huán)力學形變能力的途徑及其作用機理研究[J].石油鉆探技術，2004，32（3）：44-46.

[3] 楊智光，程艷，和傳鍵，等.大慶大斜度大位移固井技術研究與應用［C］//2004年固井技術研討會，2004：261-278.

[4] 馬勇，崔茂榮，郭小陽.鉆井液造壁性對固井質(zhì)量的影響［J］.鉆井液與完井液，2007，2（42）：37-38.

[5] 李早元，楊緒華，楊遠光，等.固井前鉆井液地面調(diào)整及前置液紊流低返速頂替固井技術［J］.天然氣工業(yè)，2005，25（1）：93-95.

[6] 王海濱，劉開強，廖興松，等.大港油田段六拔區(qū)塊大斜度大位移固井技術［J］.石油鉆采工藝，2016，38（2）：166-170.

[7] 袁進平,于永金，劉碩瓊，等.威遠頁巖氣水平井固井技術難點及其對策[J].天然氣工業(yè)，2016，36（3）：260-268.