王东明 （中石油华北油田分公司勘探部，河北 任丘062452）

张华 （中国石油钻井工程技术研究院，北京100195）

王贵富 （中石油渤海钻探工程有限公司第二固井分公司，天津300280）

徐明，张顺平，丁志伟，袁雄 （中国石油钻井工程技术研究院，北京100195）

在油田开发中后期，调整井是提高油田储量动用程度、实现油田稳产的重要措施之一［1］。大港油田调整井随着复杂断块油藏的深入开发，地质构造复杂化（主要是油气水层多、层间隔小，层间压力系统差别大、地层压力动态变化，固井候凝过程易发生水侵），钻井液膨润土含量高，触变性强，虚泥饼厚等一系列的固井难题日益突出，严重制约着调整井固井质量的提高。

针对这些固井难题，之前主要采用“重泥浆帽”固井技术，即在前置液前面注入高密度钻井液，补偿候凝期间水泥浆失重，同时设计两凝常规密度水泥浆体系封固水层。但由于高密度钻井液黏切值高、井壁形成的虚泥饼厚，影响顶替效率和界面胶结；两凝水泥浆的稠化时间差太小，影响浆柱压力传递，增加了地层流体窜流风险，而活跃的水层使得水泥浆失重后易水侵，严重影响固井质量。因此确定了“替净、居中、压稳、密封”是亟需解决的关键技术问题，因地制宜通过优化井眼准备、冲洗隔离液技术、两凝防窜韧性水泥浆技术、平衡压力固井技术等配套技术，形成了适合大港油田调整井固井的工艺及方法，有效地提高了大港油田调整井固井质量，并为后续作业奠定技术基础，为实现油田稳产提供了质量保障。

1 固井难点

大港油田调整井存在的主要固井技术难点：

1）高压层不确定、压力系统动态变化大；水侵频出，层间封隔要求高、难度大。

2）钻井液的触变性大、虚泥饼厚、顶替效率低，易产生“弱界面”现象；混浆水泥强度发展慢，导致界面胶结质量差。

3）钻井液与水泥浆污染严重，影响顶替效率及固井施工安全。

4）地层流体以“溶解迁移”方式破坏水泥环的结构和胶结质量，造成部分层位无水泥显示，比气侵所造成的危害更为严重，水泥浆防水窜水侵性能要求高。

5）在射孔、体积压裂的开发中，普通水泥石脆性大，难以保持水泥石的力学完整性，影响后期作业。

2 固井技术措施

针对大港油田调整井存在的主要固井技术难点，通过采用井眼准备、冲洗隔离液技术、两凝防窜韧性水泥浆技术、平衡压力固井技术等配套技术，形成了适合大港油田调整井固井的工艺及方法，为大港油田调整井固井质量的提高提供了技术保障。

2.1 井眼准备

针对井壁不规则、钻井液膨润土含量高易产生厚虚泥饼等易造成水泥浆窜槽、二界面胶结质量差的问题，主要从钻井液性能优化、通井、环空返速等方面出发，确保井眼干净，确保顶替效率，为固井质量的提高创造条件。具体技术措施如下：

1）优化钻井液性能，减小触变性和虚泥饼厚度。

2）采用“双扶”通井，提高井径规则度，减少虚泥饼厚度，保证套管顺利下入。

3）固井前钻井液性能实现低黏切达到以下性能要求：当钻井液密度＜1.30g／cm3时，屈服值＜5Pa，塑性黏度10～30mPa·s；当钻井液密度为1.30～1.80g／cm3时，屈服值＜8Pa，塑性黏度22～30mPa·s；当钻井液密度＞1.80g／cm3时，屈服值＜15Pa，塑性黏度40～75mPa·s［2］。

4）软件模拟，合理设计扶正器类型、数量与安放位置，保证套管居中度不低于67%；建议扶正器安放如下：井斜≤30°，每3根套管加放1只弹性扶正器；30°＜井斜＜50°，每2根套管加放1只刚性扶正器；井斜≥50°，每1根套管加放1只刚性扶正器。

5）裸眼环空返速大于1m／s，紊流顶替，提高冲洗及顶替效率。

2.2 冲洗隔离液技术

针对井壁不规则，聚合物型钻井液触变性强、虚泥饼厚、含有5%～8%柴油等油性物质，钻井液与水泥浆污染严重影响冲洗顶替效率及施工安全（表1），采用冲洗隔离液技术（表2）实现冲洗、隔离一体化，利用“相似相容”原理“溶解”油性物质，借助棱形颗粒加重材料的强冲刷作用力提高冲洗作用，使冲洗效率较清水提高1倍（表3）；且与钻井液、水泥浆相容性好（表4～6），确保了冲洗顶替效率与施工安全。

表1 钻井液与水泥浆相容性

表2 冲洗隔离液体系组成

表3 冲洗效果评价

表4 冲洗隔离液与钻井液相容性

表5 冲洗隔离液与水泥浆相容性

表6 水泥浆、冲洗隔离液和钻井液的三相相容性

2.3 两凝防窜韧性水泥浆技术

针对高压水层易窜流、普通水泥石脆性大，压裂等后续作业难以保持力学完整性等难题，在水泥浆体系中掺入早强剂、胶乳优化水泥浆体系（表7），尾浆掺入早强剂，促进水泥水化，实现速凝早强，有效缩短水泥浆稠化过渡时间，提高水泥浆的防窜能力；掺入胶乳有效降低了水泥石的弹性模量（普通纯水泥石的弹性模量约10GPa）（表8），低弹性模量水泥石降低了射孔、压裂等冲击作用力的传递系数，从而降低了冲击作用力对水泥石本体的破坏力，提高了水泥石的力学完整性［3～5］。

表7 水泥浆体系组成

表8 水泥浆性能

2.4 平衡压力固井技术

以平衡压力固井“三压稳”为工艺技术核心，从稠化试验温度、浆柱结构、环空加压、尾浆失重后的当量密度等角度优化工艺技术，形成具有大港油田调整井特色的平衡固井技术，有效保证固井施工安全，提高固井质量，其技术措施如下：

1）稠化试验温度系数由之前的0.80～0.85降低至0.70～0.72。

2）尾浆稠化附加时间由原来的60～90min缩短至小于30min，领尾浆稠化时间差由原来的90min以上延长至240min以上，使尾浆终凝时，领浆初凝，保证静液柱压力有效传递。

3）在不存在井漏的前提下，确保尾浆失重后井底当量密度高于完钻钻井液密度至少0.20g／cm3，有效压稳地层流体。①提高水泥浆密度：由原来的1.80～1.85g／cm3提高至1.92～1.98g／cm3；②提高隔离液密度及增加用量：隔离液密度大于钻井液密度至少0.30g／cm3，隔离液用量由原来的占裸眼环空高度100～200m增加至800～1000m；③优化环空憋压技术措施：由原来的憋压候凝24h优化为憋压候凝至尾浆终凝（优化后的憋压候凝时间为5～8h）。

3 应用实例

以上配套固井技术措施，已应用于大港油田调整井叶2－5井、女 K61－40井、段38－34井、小16－19井、小16－23井、小5－23－1L井等10余口井，其中小集和段六拨是大港油田调整井中地层复杂程度最大、单井油层含量最多的区块，故以大斜度井小5－23－1L井∅139.7mm油层套管固井为例，有针对性地优化固井工作液体系及工艺技术，为提高固井质量提供了技术保障。

1）基本情况 三开完钻钻头∅215.9mm，三开完钻井深4363m（垂深3745m），∅139.7mm套管下深4359m；井底静止温度128℃，井底循环温度92℃；聚磺钻井液密度1.42g／cm3。

2）固井难点 该井共有36个油气层段，且每2～3个油气层中夹杂水层，压力系统紊乱；水层易出现流体窜流；井斜71°；裸眼段平均井径扩大率10%，井径不规则度大（最大井径376.3mm），顶替效率低；油气上窜速度27m／h，易发生气侵。

3）固井技术措施 ①采用双扶通井，固井前钻井液性能低黏切，领浆稠化时间375min（领浆施工时间85min），尾浆稠化时间78min（尾浆施工时间54min）。②1.80g／cm3冲洗隔离液用量32m3，钻井泵注排量1.8～2.1m3／min；1.92g／cm3领浆42m3，1.92g／cm3尾浆25m3，水泥车注水泥浆排量1.2～1.5m3／min；水泥车顶替压胶塞液（清水＋缓凝剂）3m3，排量0.5～0.8m3／min；钻井泵顶替1.42g／cm3钻井液44.3m3，排量1.8～2.1m3／min；水泥车顶替清水3m3，排量0.3～0.6m3／min；固井施工顺利，且尾浆失重后，井底当量密度高于完钻钻井液密度0.23g／cm3，环空憋压5MPa／8h。③大排量顶替保证了冲洗顶替效率；优化浆柱结构，环空憋压，提高压稳系数；候凝48h测井，固井质量优质。

4 总结与认识

1）针对大港油田调整井固井难点，提出了存在的关键技术问题及解决问题的固井理念，有效推动了固井质量的提升。

2）从冲洗与顶替效率角度出发，提出了冲洗隔离液的紊流冲洗与顶替置换技术，保证了冲洗与顶替效率。

3）通过增韧及速凝早期技术实现水泥浆体系的防窜韧性改造，通过降低稠化试验温度、提高压稳系数、缩短憋压候凝的时间等优化平衡压力固井技术，保证了固井施工安全，保障了固井质量。

4）该配套技术已在大港油田调整井应用10余口井，固井质量全部合格，形成了具有大港油田调整井固井特色的工艺及方法，有效保障了该地区的固井质量，为后续作业奠定了技术基础。

［1］杨学德，何启贤，刘畅，等 .注水井对调整井钻井的影响及对策 ［J］.石油钻探技术，2001，29（2）：16～18.

［2］中国石油集团工程技术分公司 .中国石油集团固井技术规范 ［Z］.北京：中国石油集团公司，2008.

［3］刘崇建，黄柏宗，徐同台，等 .油气井注水泥理论与应用 ［M］.北京：石油工业出版社，2001.

［4］路俊刚，郭小阳，杨香艳，等 .胶乳水泥体系的室内研究 ［J］.西部探矿工程，2006，18（2）：78～80.

［5］汪汉花，高莉莉 .固井水泥石力学性能研究现状浅析 ［J］.西部探矿工程，2010，22（4）：70～73.