红河油田水平井固井工艺技术研究

何斌斌，郑继龙

1.中国石化华北石油工程有限公司井下作业分公司 (河南 郑州 450000)2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 (天津 300452)3.中国石油大学(北京)石油工程学院 (北京 102249)

红河油田水平井固井工艺技术研究

何斌斌1，郑继龙2，3

1.中国石化华北石油工程有限公司井下作业分公司 (河南 郑州 450000)
2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 (天津 300452)
3.中国石油大学(北京)石油工程学院 (北京 102249)

红河油田主力开发层位属于典型的“三低”储层，为降低油田开发成本，实现分段评价开采，完井方式改用二开井身结构套管射孔完井。通过加强井筒准备、认真落实下套管技术措施，确保油层套管顺利下放到位;先后通过附件优选、前置液设计、水泥浆体系优化和固井工艺流程优化，形成了一套适于红河油田水平井固井工艺技术措施，实现水平井一次全返的封固目的，为油井后期作业提供合格井眼。

红河油田;水平井;固井工艺;泥浆体系;完井方式;工艺流程

中国石化华北油田分公司红河油田地处甘肃省庆阳市、平凉市境内，构造位置处于鄂尔多斯盆地西南部天环向斜南端，地层平缓西倾，主力油层延长组，属于典型的“三低储层”;该油田自上而下分别为泾川组、罗汉洞组、环河组、华池组、洛河-宜君组、安定组、直罗组、延安组和延长组［1］。由于地层剥蚀严重，该区块缺失泾川组，罗汉洞组也遭受不同程度的剥蚀。该区块内地层结构复杂，地层承压能力低，安全压力间隙小。其中罗汉洞组水层发育较好，同时洛河组大段砂岩地层，地层孔隙度大，渗透率高，含水丰富，易发生漏失。随着勘探开发技术的深入和成本控制的需要，2013年5月起水平井均采用二开井身结构套管射孔完井，水平段长700～1 300m，全井井深在2 500～3 700m。

对红河油田的地层特点和水平井井深结构分析总结［2］，红河油田水平井固井主要存在如下难点［3］:斜井段和水平段处的套管居中比较困难，套管容易贴井壁;水平段长，套管下放过程摩阻大，套管下放到位困难，容易发生卡套管事故;水平段岩屑携带困难，泥饼不易驱替;顶替过程中，水泥浆易沿宽边推进，与钻井液混窜，造成窜槽;阻流环不能有效密封，水泥浆回流造成套管内留有楔状水泥塞;顶替摩阻大，施工压力高;地层承压能力低，尾浆注入量增大，注浆过程易漏失导致水层漏封。

1 水平井固井技术

1.1 井筒准备

1)完井电测之后，保持钻井液密度与完钻钻井液密度一致，充分循环洗井，循环洗井钻井液上返速度不小于1.2m/s，确保钻井液携带岩屑的能力，固井前钻井液性能要求如表1所示。若返速过低，井壁泥饼不易被冲刷干净，携带岩屑的能力低，易引发水泥浆窜槽和固井施工憋堵。通井到底后，对钻井液进行处理，加入润滑材料，提高钻井液润滑性，降低摩阻，为套管顺利下放到位提供保障。

2)水平段套管下放过程摩阻大，为确保套管顺利下放到位，水平段建议采用双扶(φ≥209mm)模拟管柱通井，钻具刚度大于套管串钻具刚度，反复对遇阻井段，缩径井段划眼，上提下放无阻卡则可进行下步作业［4］。

表1 固井前钻井液性能要求

3)红河油田地层承压能力低，钻井、固井、候凝期间均可能发生漏失，下套管前最后一次通井至造斜段处进行全井筒地层承压能力测试，以起压3MPa，稳压10min，压降小于0.5MPa为合格。若无法满足上述要求，进行堵漏至地层承压能力符合上述要求，方可进行后续作业。

1.2 附件的选择

1)选用加长套管胶塞(见图1)，增加两道裙边胶皮，提高胶塞的隔离性。同时防止胶塞在下行过程中磨损严重造成胶塞偏心。

图1 加长胶塞

2)选用水平井固井专用关井阀，有效防止水泥浆倒流形成楔形水泥塞。固井过程顶替到位后，胶塞作用在关井阀上的压力大于5MPa后，达到销钉的剪切压力(5～8MPa)，关井阀关孔。

3)材质上优先选用树脂材料的扶正器，通过不同材质刚性扶正器性能对比(表2)，树脂材料的扶正器较其他材质而言，摩阻系数小，抗挤压强度高，能有效满足水平井下套管固井的需求。水平段和大斜度井段采用树脂旋流扶正器(图2)和树脂滚珠扶正器交替加入，既提高了水平段套管居中度，又因旋流扶正器的旋流作用，可以提高水泥浆的顶替效率。

1.3 下套管技术措施

1)套管下放至水平段，严格控制下放速度不超过0.1m/s，防止因下放速度过快激动压力过大引发井漏。下套管过程中抽间隙灌浆，减少套管在水平段的停顿时间，防止套管在水平段粘卡。

2)研究表明，套管居中度大于67%才能有效提高固井质量，利用连续梁理论和三弯矩方程组计算表明，每2根套管加1个刚性扶正器时，2扶正器中点的居中度为0，每一根套管加1个刚性扶正器时，套管居中度大于74.23%。因此，水平段套管每根安放1个刚性扶正器，采用树脂旋流扶正器和树脂滚珠扶正器交替安放，以提高套管居中度。

图2 树脂旋流扶正器

表2 不同材质刚性扶正器性能对比表

1.4 水泥浆技术

1)合理设计前置液的高度，确保足够的紊流接触时间，红河油田前置液的高度以200～250m为宜。通过对前置液与水泥浆相容性实验，对比了3种不同浓度的前置液体系和水泥浆体系之间的相容性。实验表明，接触时间在3min以上，可有效驱替泥饼，水泥石具有较好的胶结质量。同时前置液中加入8%～10%的表面活性物质，密度1.05g/cm3，确保充分驱替泥饼。计算表明，红河油田二开井身结构水平井施工排量在15～22L/s或环空返速达到0.7～1.1m/s时流体呈紊流状态。

2)水平井固井对水泥浆性能要求极高，水泥浆稳定性差或析水量大，水泥颗粒会出现沉降，致使水平段或斜井段高边形成水带，影响水泥石与井壁的胶结质量;常规水泥浆凝固后会出现体积收缩现象，致使水泥石与井壁和套管壁形成微间隙，进而影响水泥胶结质量［5］。综合所述，水平井固井水泥浆应该满足以下条件:低失水、零析水和微膨胀［6］。结合红河油田地层特点，水平井固井水泥浆体系泥浆沿用压稳防漏水泥浆体系，以确保非目的层和上部水层的封固质量。尾浆采用塑性微膨胀水泥浆体系，封固A靶点以上200m井段和水平段，确保水平段水泥石强度和封固质量，红河油田水平井固井水泥浆性能参数见表3。尾浆性能要求:流变性好，易实现紊流顶替;零析水，防止水平段高边造成水窜;微膨胀，防止水泥石与套管壁和井壁之间形成微裂隙;低失水，浆体稳定，防止水平段高边形成水带;水平段水泥石强度高，满足后期分段压裂施工［7］。

1.5 工艺流程优化

1)顶替液选用清水以增加套管内外的密度差，实现套管漂浮，有利于提高水泥环均匀度。

2)紊流顶替效率最高。然而红河油田地层承压能力低，易发生漏失，而排量与泵压的关系十分敏感，故而采用紊流-塞流复核顶替模式，提高顶替效率。替浆初期，采用紊流顶替，大排量冲洗井壁，当井口压力达到循环压力后，小排量塞流顶替，以达到既提高顶替效率又防止漏失的目的。

3)红河油田水平井固井呈水泥浆量大 (80～100m3)、替浆量小(35～45m3)的特点，注浆结束后前置液已经上返至非目的层井段，无法实现对水平段和大斜度井段的冲刷。综上分析，施工过程中，在前置液出套管之前提高施工排量至1.5m3/min至注浆结束，实现对水平段和大斜度井段的大排量冲洗，有效冲洗井壁，携带井底岩屑，清除泥饼。

2 现场应用情况

表层用244.5mm套管下至井深329.7m，二开用215.9mm钻头钻至井深3 241.0m，回填后，在井深2 097m处造斜，完钻井深为3 241.0m，水平段长747.8m。具体的施工方案参照井身结构基本数据(表4)和井身结构设计数据(表5)和井身结构图(图3)。

表3 红河油田水平井固井水泥浆性能参数表

表4 红河油田水平井井身结构基本数据表

表5 红河油田水平井井身结构设计数据表

图3 井身结构图

目前，在红河油田水平井固井39口，验收34口，其中优质26口，良好5口，合格3口，5口质量未评定，从质量情况反映出，针对红河油田水平井固井提出的工艺技术措施能够满足该油田二开结构水平井固井需要。

3 结论与建议

针对红河油田水平井固井难题，通过分析影响固井质量的因素，不断优选水泥浆体系和施工参数，通过井眼准备、下套管技术、附件选择、水泥浆体系优化和施工工艺优化等措施，为固井质量提供保障。

1)树脂旋流扶正器可有效提高水平段套管居中度和水泥浆的顶替效率;关井阀和加长胶塞的引入可实现水泥浆和顶替液的充分隔离，防止候凝期间水泥浆回流形成水泥塞;

2)表面活性物质的使用可有效驱替水平段沉砂和泥饼，改善第一胶结面和第二胶结面的封固质量。微膨胀尾浆体系可避免水平段高边析水形成微间隙，确保第二胶结面的封固质量;3)水平井一开钻穿罗汉洞，可极大降低水平井固井期间漏失的风险，确保压稳防止漏。

［1］王保玉，李友谊.西峰矿区煤层气井产出水地球化学特征及排采状况分析［J］.高校地质学报，2012，18(3):579-582.

［2］李克智，袁本福.红河油田井漏风险实时识别研究与应用［J］.钻采工艺，2013，36(4):20-22.

［3］李建成，吴洪波，孙吉军，等.哈德油田水平井固井工艺技术［J］.钻井液与完井液，2005，22(4):78-80.

［4］何世明，郭小阳，徐壁华，等.水平井下套管摩阻分析计算［J］.西南石油学院学报，1997(2):29-34.

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

［6］吴永春，廖富国，何仕宝，等.天东90井修井尾管固井实践［J］.钻采工艺，2010，33(1):103-105.

［7］冯京海，郝新朝，白亮清，等.冀东油田水平井固井技术［J］.石油钻采工艺，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

立岗

2014-12-10

何斌斌(1987-)，男，主要从事石油天然气固井技术工作。