致密油水平井固井技术探讨

2014-09-15刘文宇

长江大学学报(自科版) 2014年13期

刘文宇

（中石油大庆油田有限责任公司钻探钻井一公司，黑龙江大庆 163411）

为了满足分层、分段开采和穿层压裂等后期压裂增产改造的需要，这对固井施工质量提出了更高的要求。而致密油水平井水平段长（一般在1000m以上），其井眼轨迹特殊，这给固井施工带来了困难。为此，笔者对致密油水平井固井技术进行了探讨，以便为提高固井施工质量提供帮助。

1 致密油水平井固井难点

1.1 下套管难度大

套管能否顺利通过弯曲段进入水平井段，是钻井井眼轨迹设计的关键依据之一。由于水平井的轨迹控制以及保证油层钻遇率等原因会使摩阻增大，导致下套管难度增加。

1.2 套管不易居中

套管在自重作用下易靠近井壁下侧，而套管偏心影响岩屑携带及注水泥驱替干净效果，因此套管居中是提高固井质量时必须考虑的问题。

1.3 替驱不干净

水平环空顶替过程中，前置液易发生指进效应［1］，而且顶替排量越大指进效应越明显，从而造成水平段环空顶替不充分而影响水泥环的胶结，尤其在大位移水平段环空顶替过程中，指进效应会进一步显著，即随着顶替接触时间的延长，宽边与窄边推进的差距会增大，使得水泥浆和钻井液发生不必要的掺混，从而造成替压升高顶替困难的现象。此外，在大斜度（井斜大于30°）段和水平井段环空下部，由于岩屑和重晶石的沉淀堆积或固相颗粒浓度的提高，导致黏度增加，最终造成难以驱替干净的问题。

1.4 对水泥浆性能要求高

在重力作用下，大位移水平段处的水泥浆沿水平井眼径线方向沉降，水泥颗粒沿水平井井眼轴线方向重新排布，若水泥浆沉降稳定性较差，会导致大位移水平段处的水泥环强度不均匀，影响水泥环整体的胶结质量和均匀性。此外，水泥浆在水平井中凝固时，容易在水平井眼上侧形成游离液通道，这会引起油气水窜问题，严重时还会影响后期压裂等增产作业。

1.5 井眼条件差

大庆油田特有的薄砂岩储层致使井眼轨迹控制难度加大，同时随着水平段的增长，部分呈上倾水平井。此外，浅层岩性疏松，造成井径扩大严重且不规则，使井眼椭圆度加大。

2 固井相关技术对策

2.1 套管安全下入技术

1）井眼净化优选排量进行大排量洗井，循环2～3周后进行重稠浆举砂，适当调整钻井液性能，从而有效地携带岩屑和固相颗粒，充分清洗井筒，为套管顺利下入提供良好的井眼条件。

2）模拟通井下套管前采用水平井专用螺扶（见图1）组合模拟套管串进行通井（钻具组合:∅215.9mm铣鞋＋加重钻杆＊1根＋∅212m螺扶＋加重钻杆＊1根＋∅212m螺扶＋加重钻杆＋钻杆），通井至井底后对裸眼井段进行倒划眼短起下钻作业，保证井壁光滑、平整、无键槽。

3）采用漂浮固井技术在套管串结构中加入漂浮接箍（见图2），下套管时，将漂浮接箍连接在套管柱上，在套管内构成临时屏障，漂浮接箍以下的套管柱内充满空气，而漂浮接箍以上的套管柱内充满钻井液，这样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过程中处于漂浮状态，降低了套管下入的阻力。同时，由于漂浮接箍以上部分的套管柱内充满了钻井液，可以增加将套管柱推入井眼内的压力，从而实现套管顺利下入。

2.2 套管居中技术

1）扶正器选型及加放半刚性扶正器（见图3）的应用既起到井壁清洁器的作用，同时也改善了环空流态，显著提高了泥饼和滞留泥浆的清除效果。在现场施工中，采用半刚性扶正器与弹性扶正器（见图4）组合:井斜80°井段到井底处，每根套管加放1只半刚性扶正器；井斜30～80°井段，每根套管加放1只扶正器（半刚性扶正器与弹性扶正器交替使用）。此外，井斜30°井段到设计返高处，每根套管加放1只弹性扶正器。

2）套管居中度校核在现场作业时，应对单井封固井段套管居中情况进行校核。实际校核结果表明，水平井段套管居中度最小为80%，造斜井段套管居中度最小达到74%，直井段达83%以上，均高于文献［2］的设计要求。

图1 水平井专用通井螺扶图

图2 漂浮接箍图

图3 半刚性扶正器图

图4 弹性扶正器图

2.3 变排量注替技术

在施工过程中，采用变排量注替技术以提高顶替效率，即在隔离液及水泥浆出套管底角时，在保证注灰密度的前提下提高注灰排量。此外，在替浆前期采用大排量进行顶替，这样可以减小U型管效应，从而改善顶替效果［3］。

2.4 采用低失水双凝韧性水泥浆体系

针对致密油水平井开发时对水泥浆性能要求高的情况，研发了一套低失水双凝韧性水泥浆体系，该体系具有低渗透、低失水和稳定性好的性能（见表1）。

表1 低失水双凝韧性水泥浆体系综合检测性能表

2.5 采用固井前置液体系

针对致密油水平井水平段长的特点，研发了一套新型固井前置液体系。该体系中表面活性剂作为冲洗悬浮剂，重晶石作为加重剂，并加入流型调节剂以调节其流变性能，其主要特点如下:密度适中（1.0～1.80g／cm3）；24h沉降稳定性好（≤0.02g／cm3）；与钻井液和水泥浆体系具有良好的相容性；流变性能可调，可根据井况将前置液设计成紊流或塞流顶替模式，这样能够使其保持较低的黏度而易于施工。

2.6 井眼轨迹控制技术

由于大庆油田特有的薄砂岩储层容易导致井眼轨迹控制难度加大，为了保证较高的油层钻遇率，在施工过程中应用LWD＋MWD井眼轨迹控制技术［1］，可以使井眼轨迹变得规则，从而为固井施工创造良好的井眼条件。

3 现场应用效果

以大庆油田龙26－平7井为例，其完钻井深3983m，完钻垂深1807.76m，水平段长1872m。该井固井施工流程如下:①采用双机双泵大功率水泥车施工，这样能够进行密度、流量和压力监测，从而满足施工要求；②固井施工前进行管线试压。注水泥管线试压20MPa，替浆管线试压25MPa，稳压1min；③注入柴油4m3，再注入冲洗液18m3（密度1.20g／cm3）；④注入低密度水泥浆50m3（平均密度1.64g／cm3），注入 G水泥浆60.3m3（平均密度1.93g／cm3），注水泥排量1.6m3／min；⑤替入清水20.37m3、顶替液20.42m3（排量1.9～2.2m3／min），碰压15MPa，套管试压25MPa，稳压10min不降，敞压，返出纯水泥8m3。候凝48h后声幅检测表明，分段压裂时没有发生层间窜的现象。

目前，共完成致密油水平井固井16口，固井质量合格率100%，优质率达75%，取得了良好的效果（见表2）。