延长石油浅层大位移水平井固井技术

陶红胜，王 涛，于小龙，李 伟，杨先伦（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，西安710075）

延长石油浅层大位移水平井固井技术

陶红胜，王 涛，于小龙，李 伟，杨先伦
（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，西安710075）①

基于延长油田东部地区地质条件和水平井钻井状况的认知，分析了延长浅层大位移水平井的固井难点。储层温度下水泥浆体系设计困难、垂深浅套管下入摩阻大、后期分段压裂改造对固井质量要求高是其面临的突出难题。研发了低温下强度20 M Pa以上的低温微膨胀水泥浆体系，结合双漂浮接箍、优化扶正器组合等降摩减阻下套管技术，井眼准备、隔离液三级冲洗紊流顶替、漂浮顶替等一系列提高顶替效率措施，确保了延长首口浅层大位移水平井七平1井的顺利施工，固井质量良好。为延长油田进一步钻大位移水平井开发浅层难动用资源提供了技术支撑。

浅层大位移；固井；水平井；扶正器；低温水泥浆

由于水平井在低渗、特低渗油藏开发方面的巨大的优势［1-3］，延长油田于其东部延长组部署了一批浅层大位移水平井。该区域油藏低温、低渗、埋深浅，水平井位垂比普遍大于2．0，采用分段压裂方式增产使得固井过程存在诸多的难点。通过对延长石油浅层大位移水平井固井技术的研究和实践，总结出了一套能够满足低渗、特低渗油田浅层开发的固井集成技术。

1 固井难点分析

1．1 套管下入困难

水平井段钻具受力状况导致水平井井眼呈椭圆形，大斜度井段和水平井段套管对井壁侧向力大，因此下套管摩阻较大［4］。鄂尔多斯盆地地表沟壑丛生，受环保、水土流失等地面复杂条件限制导致水平井井眼轨迹复杂，延长油田东部浅层大位移水平井垂深浅（七平1井499 m）、水平位移大（1003 m），油层套管固井采用全井段139．7mm套管，依靠套管自重难以实现套管顺利下入。根据计算和模拟结果，即使使用漂浮接箍和顶驱加压仍然存在难以下入的风险。

1．2 低温下水泥浆体系设计困难

延长油田东部浅层延长组储层温度20～25℃，低温下水泥浆流变性能差、稠化时间不易控制、早期强度发展慢、后期强度低，而超低渗开发采用压裂技术人工增缝，垂深浅导致水平段压裂沿套管方向开缝，需水泥浆有较高的抗压强度。同时，水泥浆的析水、失水或稠化时间过长引起油气水窜造成的水平段高边水带将严重影响压裂的效果，甚至造成分段压裂的失败。目前低温水泥浆的研究主要应用于海上、表层或无需压裂的浅层固井［5-10］，因此，研发适用于低温下油层套管固井且能够满足压裂需求的水泥浆体系是浅层大位移固井的难点之一。

1．3 扶正器设计困难

为提高固井质量，保证套管居中，水平段及大斜度井段需加入大量扶正器。而扶正器的加入进一步加大了套管下入摩阻［11］，增加了套管遇阻的风险。因此浅层大位移水平井固井套管下入摩阻大与套管居中需要大量扶正器矛盾突出。

1．4 压裂改造对固井质量要求高

除了低温水泥浆，压裂改造产生水平缝对水平段的固井质量也提出了很高的要求。注水泥顶替效率低或界面微裂隙、旁通渠道将为气液创造窜流通道，其通道的形成极易造成压裂后裂缝无法向地层中延伸，无法在地层中获取理想的压裂缝网。

1．5 水平段U型轨迹对浮箍浮鞋要求高

延长东部浅层延长组油层变化快，间或夹层发育，砂岩单层厚度小。为了最大限度地发挥水平井的产能优势，水平段采用U型轨迹，极易因顶替完成后环空与管内的压差作用而发生水泥浆倒流［12］，造成水泥塞过长影响后期作业。而水平井磨塞难度较大且极易因工具反复冲击引起水泥环微裂隙的产生，因此对浮箍浮鞋的单向阻流作用要求高。

2 延长浅层大位移水平井固井技术措施

2．1 低温早强微膨胀水泥浆体系

根据浅层大位移水平井储层低温固井及压裂改造的工程需要，水泥浆体系研究的核心是克服低温下早期强度发展慢、后期强度低、外加剂发挥效果差的问题。因此，优选应用低温下相互作用起效的早强剂M 52S、降失水剂M 83S与分散剂U SZ组合，同时加入胶结剂提高胶结强度以抵抗压裂时压力沿固井界面传递，此外加入防气窜剂和少量膨胀剂以实现稠化短过渡和水泥石的微膨胀，防止水泥水化过程中失重和收缩引起的窜槽。

水泥浆体系的配方为：G级水泥＋2%微硅＋5．0%降失水剂M83S＋1%分散剂USZ＋2．0%胶结剂M 19S＋3%稳定剂M59S＋2%膨胀剂QJ625 ＋2%锁水剂＋1%防气窜剂G502＋4%早强剂M 52S。体系的性能如表1，稠化曲线如图1。由表1和图1可以看出，该水泥浆体系在低温下沉降稳定性好、稠化时间适宜、过渡时间短，析水为0，失水仅为15 mL，抗压强度高达25MPa以上，能够满足压裂改造条件下的浅层水平井固井需求。

表1 低温水泥浆体系性能

图1 低温水泥浆稠化曲线

2．2 降摩减阻下套管技术

2．2．1 双漂浮接箍下套管

针对浅层大位移水平井套管难以下入的问题，运用Land mark对下套管过程中的摩阻进行分析，套管-套管之间的摩擦因数取0．25，套管-裸眼之间的摩擦因数根据钻井过程中摩阻反演取0．4，以七平1井为例，模拟结果如图2所示。

图2 常规下套管钩载计算

由图2可知，采用常规下套管方法，下套管过程中可能会产生螺旋屈曲，导致套管不能下至井底，因此采用漂浮下套管技术。对漂浮700 m下套管过程中的钩载进行计算，计算结果如图3所示。上述钩载计算没有考虑扶正器的附加摩阻，实际摩阻较上述计算值大，因此即使使用漂浮接箍仍然存在套管难以下入的风险，而漂浮长度太长又易造成接箍以下套管于直井段承受浮力太大难以下入。因此采取双漂浮接箍下套管，下漂浮接箍保证水平段全漂浮，上漂浮接箍处于直井段，上漂浮接箍以上灌重浆（密度大小根据实际需要设定），以提高直井段对下部套管的轴向压力。经计算，七平1井300m井段1．5g／cm3重浆（固井时钻井液密度1．08 g／cm3）可附加轴向载荷1．5kN，结合以上模拟计算，套管可实现顺利下入。套管下入完成后依次打开两个接箍，通井循环。

图3 漂浮下套管钩载计算

同时，下套管前钻井液里加入3%的塑料小球，提高完井钻井液的润滑性，确保生产套管顺利下入。

2．2．2 优化扶正器组合

采用滚轮扶正器可降低套管下入摩阻，变滑动摩擦为滚动摩擦，但其外径较大，且存在少数滚轮受砂堵不能发挥滚动作用的风险，在相对应的井段反而增加了摩阻。因此，为了降低套管下入摩阻，同时又最大限度地保证套管居中，扶正器加法采用Ø210mm滚轮扶正器与Ø208mm半刚性扶正器交替组合的方式如图4。图4a为半钢性扶正器，其棱条有一定弹性，中间有一定的间隙，加压后可轻易通过缩径井段。该组合方式可使外径较大的滚轮扶正器接触井眼底部以滑动方式向前推进，同时又有较小井径的半刚性扶正器保证其套管居中度，将滚轮扶正器滚轮失效增大摩阻的风险降低了50%。

图4 半刚性和滚轮扶正器

2．3 弹簧球式浮箍浮鞋

水泥浆倒流引起的水泥塞过长将为水平井的后期施工带来比较大的隐患。七平1井井眼轨迹为U型设计，水平段末端井斜角大于90°，常用的强制复位型浮箍浮鞋在反复冲击下极易出现不同程度的失效，在环空水泥浆与管内顶替液的压差作用下引起水泥浆倒流。对于回水目前采取的方式就是憋压候凝，而憋压候凝引起的套管膨胀在泄压后的收缩又会引起一界面微间隙的产生，影响固井质量及压裂效果。为此，在浅层大位移水平井固井中采用弹簧球式浮箍浮鞋［13］，如图5所示。该工具发挥单向流作用的部件是有一定伸缩能力的弹簧和球体。当循环或注水泥时球体压缩弹簧向内收缩，打开正向循环通道；当候凝时压差使得弹簧释放压缩，球体将通道堵死。该装置的优势为即使弹簧失效，压差仍能够推动钢球将逆流通道座封，防止水泥浆倒流。

图5 弹簧球式浮箍

2．4 提高顶替效率措施

为提高注水泥过程中的顶替效率，主要有井眼准备、隔离液3级冲洗紊流顶替技术、漂浮顶替技术3种措施。

1）井眼准备技术。

固井前进行3次通井，完钻后电测以前通井、循环；电测完用刚度大于套管串的钻具通井，对起钻遇阻、卡井段、缩径段和井眼曲率变化大的井段反复划眼或进行短起下；下套管前再次以较大排量洗井循环两周以上［14］。通过以上3次通井，在保证井下安全的前提下，尽量降低钻井液的黏度、切力和含砂量，提高注水泥时的顶替效率。

2） 隔离液3级冲洗紊流顶替。

为提高顶替效率，注水泥过程中采用先导浆、隔离液、冲洗液3级冲洗技术。先导浆是保留了钻井液所有特性的特殊钻井液［15］，能够有效提高注水泥过程中钻井液与水泥浆的相容性。先导浆兼顾钻井液与隔离液的功效，能够在防止井塌的同时发挥冲洗井壁、驱替原钻井液的目的。先导浆与隔离液、冲洗液3级冲洗能够在维持井壁稳定的前提下增加前置液接触时间，显著提高1、2界面的冲洗效率。

延长水平井二开采用139．7mm套管与215．9mm井眼，根据计算要达到紊流顶替需2m3／min以上的施工排量，由此而附加的环空摩阻增大了低压储层的固井漏失风险。因此设计隔离液密度在钻井液和水泥浆之间，塑性黏度3～4 m Pas，动切力0．7～0．8Pa，根据计算1．2m3／min的排量即可实现隔离液的紊流有效顶替。

3） 漂浮顶替技术。

在管串结构中使用浮鞋、双浮箍三重阻流措施的前提下，在注水泥完成后使用清水顶替，加大套管内外液体的密度差，以此增大水平段套管向上的浮力，达到一定的漂浮效果，提高套管居中度。

3 现场施工

七平1井是延长油田首口浅层大位移水平井，完钻井深1 366m，垂深499m、水平位移1003m、水平段长723 m，钻井轨迹为U型井眼。该井完钻后通井多次遇阻，钻具无法送达井底，依靠以上下套管技术实现了套管的顺利下入，打开漂浮接箍后测套管悬重为0，证明了漂浮下套管的必要性。注水泥过程中注入先导浆6 m3，隔离液和冲洗液5 m3，以排量1．4 m3／min清水顶替，水泥浆返出井口，施工完成后回水断流，开井候凝。依靠以上固井综合技术，该井施工过程顺利，固井质量良好，水泥塞达到设计值。

4 结论

1） 所研发的低温微膨胀水泥浆体系游离液为0、失水低、抗压强度高、微膨胀、稠化过度时间短、能够满足浅层大位移水平井固井对水泥浆的要求。

2） 采用双漂浮接箍和差异性外径的半刚性、滚轮扶正器交替组合下套管能够显著降低套管下入摩阻。

3） 低温微膨胀水泥浆、下套管技术、提高顶替效率措施等固井技术的综合应用为浅层大位移水平井分段压裂提供了良好的井筒条件。

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Cement of Shaiiow Extended Reach Horizontai Weiiin Yanchang Oiifieid

TAOH ongsheng，WANG Tao，YU Xiaolong，LI Wei，YANG Xianlun
（Research Institute，Yanchang Petroleu m （Group）Co．，Ltd．，Xi’an710075，China）

Base on the geological conditions in eastern areas and the drilling records of horizontal well，the difficulties of cementing in shallow extended reach horizontal well have been analyzed．The pro minent problems are slurry，w hich is difficult to design under low reservoir tem perature，the shallow vertical depth cause the difficulties of running casing and later subsection fracturing on cementing quality requirements．In this paper，a kind of micro-expansion slurry w hose strength can reach above 20 M Pa under low tem perature has been developed．Double floating collar and op-timizing centralizer co m bination to reduce frictional drag of casing running，and a series of meas-ures to im prove the replacement efficiency have studied in the article．T he measures include the borehole preparation，three-stage flushing and floating turbulent displacement．T he above tech-nique to ensure the sm ooth construction of QiPing-1 wellis the first shallow extended reach hori-zontal wellin Yanchang oilfield．T he results provide technical support for the further exploitation of shallow difficult-to-produce reserves with horizontal well．

shallow extended reach well；cement；horizontal well；centralizer；low tem perature slurry

T E925．2

A

10．3969／j．issn．1001-3842．2015．06．004

1001-3482（2015）06-0017-04

①2014-11-25

陶红胜（1967-），男，河南焦作人，高级工程师，主要从事石油地质和油田开发的研究工作，Email：taohongsheng1967＠163．com。