刘强

摘 要：受水平井客观条件的影响，下套管技术、固井工艺技术和固井液技术都面临巨大挑战。随着川西和川东北地区勘探开发的实际需要，大斜度井及水平井越来越多，井况也越趋复杂。本文针对四川地区气井水平井固井中面临的诸多难题，结合西南固井公司的实际情况，细化水平井固井的常规技术，提出下套管，固井工艺和流体技术方面的几点看法，并结合部分成功经验加以说明。希望对提高四川地区水平井固井质量有所帮助。

关键词：水平井固井;水泥浆;提高固井质量

0 引言

随着中石化对提高采收率的重视，打水平井作为其中的一个重要手段被广泛应用。虽然水平井的产量高，综合效益好，但因其井眼轨迹的特殊性，给固井施工带来了很大难度，固井质量难以保证。其中套管能否顺利下入问题，水平段的套管扶正问题，水平井的水泥浆体系设计问题，都是水平井固井的难点，也是影响水平井固井关键的因素。国内水平井固井技术在“八五”研究成果的基礎上，理论研究和施工技术方面有一些拓展和完善，形成了一套较为成熟的水平井固井综合配套技术。西南固井公司对水平井固井技术也进行过深入的研究，形成了自己的一套工艺及水泥浆技术。但是受到水平井固井难点的限制，特别是针对川西地区高压水平气井固井的实际难点，经过多家公司进行技术合作，仍然未能较好解决这一难题。

1 对井眼准备及下套管技术的几点看法

①在使用高于套管刚度的组合钻具通井后，落实“三次洗井”。暨在最后一趟通井时在钻井液中加入固体润滑剂，此时不要加入油等液体润滑剂，严格限制摩阻系数。根据井况适当增加钻井液动塑比和排量，进行“一次洗井”。待套管下放到位后，根据井况进一步调整钻井液性能，提高其动塑比，一般要求大于2.0，较大排量循环两周以上清除井底岩屑床，进行“二次洗井”。固井前继续调整钻井液性能，要求入井钻井液低粘低切，且不含油，进行“三次洗井”;

②根据实际井况，建议在水平段聚酯旋流刚性扶正器与双公弹性扶正器间隔使用，确保套管居中，在尾端使用短套管加装刚性扶正器或扶正短节确保套管抬头。室内模拟试验表明，旋流扶正器可以在很低的排量下使流体产生旋转，并且随着排量增长，有效旋流长度维持的距离也越长。流体通过旋流扶正器之后流态发生变化，旋转向上的液体具有一定的离心力对提高管边和大肚子井眼滞留泥浆的顶替效率有显著改善。套管居中度是影响顶替效率的最关键因素[1];

③在井况允许的条件下，建议在水平段注入一段低密度钻井液甚至是清水，连续灌浆，这样能进一步减小下套管时在水平段的摩擦阻力，保证套管顺利下放到位。

2 对水平井固井工艺技术的几点看法

①在设计浆柱结构时，根据井况适当增加前置液用量，设计具有去油功能的低密度冲洗液，和具有井浆密度的隔离液。施工过程中当前置液出套管鞋时适当降低排量，水泥浆出套管鞋时提高排量，使前置液保持足够的接触时间有效去油，且提高水泥浆的顶替效率;

②在设计水泥浆密度时尽量拉大入井流体的密度差，如果承压允许可以考虑使用较高密度的水泥浆。且可以在前设计冲洗水泥浆以达到改善胶结界面的作用;

③压缩水泥浆的稠化时间，根据井况在施工时间上延长60min，不再附加，这就要求我们在施工时选择性能优良的设备和富有经验的操作人员，确保施工安全;

④设计使用先导浆，在固井前使用低粘低切的冷浆作为先导浆，有效降低井温，提高顶替效率保证固井施工安全和质量;

⑤针对川西和川东北高压气井固井，水泥浆防气窜能力要求十分严格，建议设计使用防气窜控失水效果好的胶乳水泥浆。

3 对水平井固井液技术的几点看法

①水泥浆设计时既要满足减小动切、提高顶替效率又要满足水平井固井所要求的零析水的高稳定性要求，这就要求使水泥浆具有一定的触变性。合理选择水泥及外加剂，使水泥浆具有触变性能，根据西南固井公司实际情况在西南地区水泥供应商主要有乐山嘉华和夹江规矩G级水泥，由表1可以看出嘉华水泥的触变性能强于夹江水泥。所以建议选择嘉华水泥用于水平井固井。触变性还与外掺料、降失水剂和分散剂之间的配合有关，中深井水平井建议使用触变性强的降失水剂JJS-1，深井水平井建议加入微硅和具有触变功能的稳定剂;

②追踪钻井液性能，对“三次洗井”后的钻井液取样，在实验室进行性能测试，根据钻井液性能有针对性的调整固井液性能，合理控制粘度差，减小施工过程中“指进”现象，提高顶替效率;

③严格控制水泥浆的过渡时间和稠化时间，使水泥浆的稠化时间随井温线性变化。建议水平井固井缓凝剂全部使用水混材料，做细现场配水环节，做到较为精确的控制稠化时间的要求;

④严格确保水泥浆的低失水和零析水，建议做析水实验时，将200mL养护后的水泥浆倒入500mL矿泉水瓶中，平放测试析水量;

⑤水平井钻井液中通常含有10%以上的油性润滑剂，前置液的去油效果直接影响固井质量。在室内可以模拟去油实验，评价其乳化效果，选择性能好的冲洗剂。

4 成功应用

4.1 井况介绍

元坝5-侧1井是在元坝5井3997m处开窗侧钻出的一口大斜度预探井。设计井深5110m，垂深4945m，使用?165.1mm钻头钻进至5310m完井，下入?146.1mm无接箍套管至5308m，尾管需要封固井段为3997m-5308m。造斜段为3997-4985m，扭方位段为3997-4401m。最大井斜73.5°，井底最大位移640m。本开钻遇地层上部存在多个泥岩段，极易发生漏失，当钻进至井深4422m时发生漏失，使用20m3堵漏钻井液后堵漏成功。进入须4段（4450m）后发现多个连续裂缝性气层，钻井液密度提高到1.95g/cm3，所以固井时必须兼顾防漏与防窜[2]。

4.2 工艺技术措施

通井。下套管前加三扶正器进行认真通井，对狗腿度大的井段进行反复划眼，确保井眼轨迹平整光滑。在此过程中需要保证通井钻具刚性大于入井套管柱刚性。

合理管串结构。管串底部设计为扶正短节+2m短套管+浮鞋，以便套管“抬头”，保证套管下入顺利。

处理钻井液，充分洗井。下套管前使用漏斗粘度在100s左右的稠浆进行第一次充分洗井，洗井后在入井钻井液中加入固体润滑剂，减少下套管时的摩擦阻力，保证泥饼摩擦系数小于0.15。随后进行二次洗井，下套管后合理选择大排量稠浆洗井，大排量洗井3～4周后，调整钻井液性能，降粘降切。下套管前后钻井液性能如表2。

s、YP≤12Pa、未参与循环具有一定冲洗功能的冷浆做先导浆，以降低井壁温度，改善固井界面。

为了提高顶替效率需拉大环空浆柱的密度和粘度差。在做过井内承压实验的前提下，使用密度为2.15 g/cm3，K>1的胶乳防气窜水泥浆体系。

4.3 水泥浆技术

根据井深和钻井液密度，通过计算确定本井试验温度为105℃，试验压力为97MPa，水泥浆密度2.15g/cm3。水泥浆试验性能如表3。

嘉华G级油井水泥+50%加重剂JZ-1+3%BS100L+2%BS500+2%BS600+15%JR+0.5%WD-2+2%BS300+1%BP-1B+ 1.2%BS200液固比=0.34

由表3可以看出，水泥浆密度达到了设计要求，且具有失水低，流变性能好，稠化时间充足，可以保证施工安全。此胶乳水泥浆体系无析水，上下密度差仅为0.02 g/cm3，不会因侯凝期间水泥浆沉降形成气窜通道。而且水泥浆过渡时间短，SPN值仅为0.44，说明该水泥浆本身具有很好的防气窜效果。水泥石24h的抗压强度能够达到18MPa，通过计算，即使在如此小环隙井中也能保证测试安全。

4.4 施工结果

针对元坝5-侧1井固井的实际难点，通过较长时间准备后，對该井进行了?146.1mm油层尾管固井施工。施工中注前置液、水泥浆及替浆过程压力平稳，整个施工顺利。注入密度1.05g/cm3冲洗液3m3，密度2.05g/cm3加重隔离液12m3，密度2.15g/cm3胶乳水泥浆17m3。固井液密度与注入量符合设计要求。关井憋压侯凝48h后下钻扫塞，测声幅。最后经声幅显示优质率（声幅10%以下）达到70%以上，合格率100%[3]。

5 认识

水平井固井存在诸多难点，仅靠固井公司一己之力提高水平井固井质量是不可能的，思想上提升高度，与甲方公司、钻井公司积极协调，各方落实技术措施，密切沟通，共同完成固井任务。

井眼状况和钻井液性能是影响水平井固井质量的关键因素，要求井队按规范做好通井，洗井工作对提高固井质量至关重要。

在井况允许的条件下，提高先导浆、前置液的用量，增加接触时间对去除油污，改善水泥浆胶结环境很有帮助。

严格要求水泥浆各项性能，使水泥浆具有触变性，高度稳定性，使用水混缓凝剂，做细配水环节精确控制稠化时间。

水平目的层段建议使用胶乳水泥浆体系。

参考文献：

[1]毕明哲.水平井固井质量影响因素及措施分析[J].化工管理，2019，519（12）：48.

[2]刘红祥，张越.非常规油气水平井固井关键技术研究与应用[J].石化技术，2017，024（008）：194.

[3]袁进平，于永金，刘硕琼，等.威远区块页岩气水平井固井技术难点及其对策[J].天然气工业，2016，v.36; No.269 （03）：62-69.