固井施工流程篇（1）

最近几年来，由于石油天然气勘探开发工作不断深入发展，特殊井不断增加，固井工程日益复杂，因此对固井施工设计与分析提出了更高要求；随着固井工程技术的飞速发展，国家和行业近年来对固井设计与分析的相关标准进行了更新，以便推动固井技术的发展。我们应基于最新行业标准和理论研究成果，系统的总结固井施工经验，开发一套设计与分析内容丰富、功能齐全、适用广泛的同井设计与分析系统，能够更好满足固井现场施工需要，设计与分析水平，改善固井质量，促进固井技术的发展。

一、固井作业中的技术难题

1.水泥返高不够，不能按设计要求封隔地层

造成环空流速下降，影响顶替效率胶结质量差。下套管过程井漏可能造成卡套管事故，套管下不到设计深度。水泥环质量差层间油层、气层、水层互窜。水泥浆漏失到产层，污染产层，油气井失控。固井工程中发生井下漏失，大部分情况将导致固井失败或影响固井质量。在老油田开发后期，老油区发生固井漏失主要是因为人为产生地层裂缝。

2.水泥浆应用效率不高

在深水固井工程中，水泥浆的应用效率不高，可以主要分析为以下几种原因：

1）井身结构不合理，给套管居中处理带来难度。

2）对于表面较为松软的地层来说，在钻井时会受到高压砂层或者浅“一气”完流动的影响，影响井身结构，成流体的摩擦阻力加大，紊流顶替作用不易于实现。

3）在深水海底的表层，大多数是没有胶结的松软状态，再加上破压力与地层孔隙压力之间出现狭窄的“窗口”现象，难以实现紊流替或者分级梯度顶替。

4）因为套管结构比较复杂，所以在表层套管和井眼间的空隙较大，井下位置的空隙反而减小。

二、油田深层固井技术有效运用的建议

1. 提高水泥浆顶替效率的研究与应用

为了使环形空间的密封质量得到保证，首先需要考虑的是怎样使环空充满水泥浆。充满的过程，其实就是水泥浆驱替或钻井液的过程。水泥浆与钻井液的顶替质量应满足以下基本要求：①注水泥浆井段的环空空间，钻井液应全部被水顶替干净，无窜槽现象存在；②水泥浆返高和套管内水泥塞的高度应符合设计要求。有效地驱替钻井液，提高注水泥的顶替效率是清除钻井液窜槽、保证水泥胶结质量和水泥环密封效果的基本前提。经过国内外专家的研究发现影响注水泥顶替效率主要有如下几种因素：套管在井内的居中度；液体在环空间的流动状态；紊流时液体流过封隔层位所接触的时间；钻井液的触变性；钻井液与水泥浆的流变性能；水泥浆与钻井液的密度差。

2、确定合理顶替流速范围的原则

一个合理的顶替流速范围，应考虑该井如下几方况：①井眼的稳定性，是否有易漏、易塌等薄弱地层，这些层位对环空返速的限制情况，这些数据可根据邻井或区块的资料获得；②正常钻井过程中的环空返速情况；③裸眼井径变化情况及对返速的限制，如当裸眼井径变化较大，存在所谓的“大肚子”时，一般要求返速不能太大，以免进一步冲蚀井壁。同时“大肚子”段一般是很难达到紊流的；④套管居中度情况，当套管居中度太差时，环空返速不易太低；⑤井斜情况，当在大斜度或水平井套管注水泥时，环空返速不易太低；⑥泥浆泵与注水泥设备的工作能力。综合考虑上这些因素，就可以得到一个保证该井钻井正常的返速范围，由此再考虑进注入的前置液与水泥浆的性能与泥浆的差异，便能选定本次注水泥时，所应保持的环空返速范围的大小

3、有效运用深层固井气窜控制技术

气窜具有很大的危害性，应该对它高度重视，因为它可能导致井眼报废或形成严重的安全环保事故。深层固井与油层尾管固井中，要实现有效的防气窜，按照“压稳、居中、替净、封严”的要求，在水泥浆注替和凝结过程，必须保证浆柱当量压力与地层压力的平衡关系，做到水泥浆不漏，油气水不会因为水泥浆失重而造成窜流；清除和替净环空泥浆，使水泥浆的顶替效率和水泥环的胶结质量得到提高；提高水泥石的密封质量，无局部水槽、横向水带和窜槽现象等。深层固井，应采用多凝水泥浆柱结构，确保候凝过程中能维持气层段的液柱压力；深井超深井尾管作业中，因为悬挂器以上为钻井液，水泥浆柱短，上部钻井液能在水泥浆的候凝过程中维持向下传递压力。要求钻井液泥饼薄而韧；采取有效的套管扶正技术提高套管的居中度；采取水泥浆减阻剂改善水泥浆流变性，进行水泥浆流变学优化设计，提高水泥浆顶替效率和水泥浆胶结质量。4.优化水泥浆性能

为了让深水固井的作业环境得到改善，避免温度低、层流浅、全窗口窄等对工程造成的影响，必须选用低温早强、密度理的水泥浆体系。因此，有关深水固井工程中的水泥浆计，应满足以下特点：

1）控制水泥浆密度。

由于地层的破裂力相对较低，在深水作业环境下，为了达到固井目标，让固井作业中发生的各种问题或者水泥返高现象减少，应采取密度较低的水泥浆体系。

2）提高稳定性。关于水泥浆稳定性的影响因素，主要是自由水以及沉稳定性。如果出现自由水过多或者沉降稳定性较差的现象，则可能成测地层流体的窜流，不利于水泥的胶接强度，影响封固量。

3）减少过渡时间。如果过渡的时间长，将会增加窜流可能性，因此，应尽量减少过渡时间，以避免地层流体的侵入。

4）抗压强度大。在海底低温环境下，水泥石的强度变化随度将随着密度的降低而有所缓慢。因为深水固井工程的成本费用非常贵，如果一直延长作业时间，一定会增加造价压力。因此，泥石必须时间内符合抗压强度。

三、关于固井软件未来发展方向的认识

为了提高同井质量及降低固井成本，作者认为还需要对同井工程信息技术加强针对性的研究，重点在以下方面做好固并软件韵完善工作：

1）针对水平井、大位移井、热采井、小井眼井及深井超深井井固井丁程理论与技术开展系入的研究，优化与完善特殊井固井设计与分析技术，以满足现场特殊井井下设计与分析的需求。

2）对注水泥过程动态模拟与仿真技术研究进行加强，以便现场固井施工人员全面、直观地了解固井施工。

3）进一步开展固并参数采集技术、传输技术及控制技术研究，开发融固井并施工参数实时采集、实时与实时控制等功能于一体的同井施工实时监测与控制系统。

4）建立固井施工分析评价专家系统，以便加强固井施工分析评价技术研究，达到专家知识与经验共享的效果，为固井施工设计与施工提供有力保障。

参考文献

固井施工流程篇（2）

    1.深层固井的难度分析

    地层压力和地质情况对油田深层固井技术的实际运用会产生较大的影响,归纳起来,油田深层固井技术需要攻克的难关具体表现为下述几个方面:相对较高的泵压影响固井的正常施工。异常复杂的地质环境也增加了地层垮塌的几率和防窜的难度。较低的水泥浆抗高温水平。过高的井下二氧化碳含量在气窜作用下腐蚀套管。自身结构的不足不仅增加了配套工作的困难程度,而且套管风险出现的几率也会显着提升,降低施工稳定性。

    2.油田深层固井技术有效运用的建议

    第一,有效运用深层固井顶替工艺。一般而言,塞流与层流清除低边滞留的沉积钻屑与钻井液的实际效果要在一定程度上逊色于固井液在环空的紊流顶替作用,这主要是因为深层固井中套管居中度不佳。但是笔者单位几乎不可能实现水泥浆的紊流顶替,因为施工过程中对于水泥浆稳定的指标要求使得水泥浆必然会比较稠;然而利用调节前置液性能的方式来实现前置液在环空的紊流作用是具有很高的可行性的,也正是基于上述考虑,为了能够在更高程度上提升深层固井的顶替效率,则有必要高效驱替水平段与斜井段低窄边钻屑。

    第二,严格控制水泥浆性能指标。对于深层固井而言,它对水泥浆的性能指标要求几乎可以用苛刻来形容,例如,应用于深层固井的水泥浆必须要具备抗高温、直角稠化、高早强、零析水、低失水等性能,而且,这些性能指标必须要同时具备,否则便会影响正常施工。需要重点指出的是,析水性能是对深层固井水泥浆最为严格的要求,它要求水泥浆能够在高温环境下具有非常好的稳定性,坚决避免出现水泥浆在候凝过程中形成自由水带和油气水窜通道的问题。具体要求是水泥浆能够在高温环境下。依照这样的性能标准配置的水泥浆非常稠,要求地面设备具备相应的配置能力。

    第三,有效运用塑性水泥浆。采用以改性纤维和活性微粒为主要材料的早强增塑剂,能提高塑性水泥体系石抗冲击能力,增强水泥石弹塑性,满足小间隙油层套管的后期作业要求。

    第四,有效运用深层固井气窜控制技术。气窜具有较大的危害性,可能导致井眼报废或形成严重的安全环保事故,应引起高度重视。深层固井与油层尾管固井中,要实现有效的防气窜,按照“压稳、居中、替净、封严”的要求,在水泥浆注替和凝结过程,必须保证浆柱当量压力与地层压力的平衡关系,做到水泥浆不漏,油气水不因水泥浆失重而造成窜流问题;清除和替净环空泥浆,提高水泥浆的顶替效率和水泥环的胶结质量;提高水泥石的密封质量,无局部水槽、横向水带和窜槽现象等。深层固井,应采用多凝水泥浆柱结构,确保候凝过程中能维持气层段的液柱压力;深井超深井尾管作业中,由于悬挂器以上为钻井液,水泥浆柱短,上部钻井液能在水泥浆的候凝过程中维持向下传递压力。要求钻井液泥饼薄而韧;采取有效的套管扶正技术提高套管的居中度;采取水泥浆减阻剂改善水泥浆流变性,进行水泥浆流变学优化设计,提高水泥浆顶替效率和水泥浆胶结质量。

    二、超稠油浅井固井工艺技术

    针对超稠油浅井固井难点问题,笔者单位从水泥体系、水泥浆密度设计、环空浆柱压力设计,井眼准备,固井工艺等方面入手,经多年的研究和实践,总结出一套行之有效的固井配套技术。

    1.选用低失水、短过渡、微膨胀、沉降稳定性好的优质水泥浆体系

    超稠油浅井固井首先急需解决低温防窜问题,因此必须设计低温早强短过渡沉降稳定性好的水泥浆体系。经多年研究,优选出低温降失水剂HN-100。HN-100是不渗透剂和早强性膨胀剂的混合物,它一方面在地层滤失中可形成不渗透膜;另一方面该种水泥浆体系具有一定的早强性和微膨胀性,水泥石体积不收缩,可以明显提高水泥浆的早期强度和缩短过渡时间,同时提高水泥浆的沉降稳定性,在水泥浆从液态到固态的转变过程中保持一定的浆柱压力,阻止地层流体窜入水泥浆,具有良好的防窜能力。

    2.固井前对周边注、采井采取一定范围内的停采、停注方法

    在总结经验教训基础上,笔者单位采取在钻开油层前半朋至固完井三天后的时间内,新钻井周围二百米范围内的井必须停止注汽,若周围井处于焖井期,必须在排液一段时间,地层泄压后方能钻开油气层,防止钻井过程中发生井涌、井喷。

    3.固井施工中的防涌措施

    由于长期注气开发,地下压力紊乱,并且在九十至一百二十米存在气顶油层,在钻井过程中经常会发生井涌。从现场施工看:一些区块钻井液密度低于每立方米一点四二克压不住井、而钻井液密度高于每立方米一点四五克就可能发生井漏,压力窗口小于零点九。因此,在这些区块钻井和固井时,必须搞好防喷及其它安全措施,并严格控制环空液柱压力在压力窗口之内,既能压稳高压层又不至于发生井漏。固井施工时笔者单位取消了清水冲洗液,采用低密度水泥浆作冲洗液,通过平衡压力计算确定各种密度的水泥浆用量,进行合理的浆柱结构设计,确保冲洗液对封固段井壁的“冲刷”,同时,冲洗液进入环空后,仍能压稳高压地层而又不发生漏失。

    4.固井施工中防漏措施

    从钻井及固井施工看:发生钻井液或水泥浆漏失主要集中在:一是表层套管鞋处;二是目的层上部、渗透性良好的砂层段。固井施工中笔者单位采取了如下防漏措施:下套管前对漏失层段进行堵漏。在钻井过程中发生过井漏的稠油浅井,在下套管前通井时,对漏层进行堵漏,提高地层的承压能力;注水泥浆期间防漏措施。为确保固井施工中水泥浆不发生漏失,上部封固井段采用低密度水泥浆,下部采用密度为每立方米一点九克高密度水泥浆,确保环空最大液柱压力大于地层压力而小于地层的漏失压力。另外,漂珠是一种较好的低密度材料,颗粒直径为四十至三百流明,壁厚为直径的百分之五至三十,密度为零点六至零点七克每升。因其密度低、颗粒小且呈空心状,易被吸附在微裂缝隙处,其对上部封固段具有一定的堵漏功能。

    三、结束语

    综上,笔者就油田深层固井和超稠油浅井固井两种较为复杂的固井工程技术的应用谈几点看法。在油田的开采过程中,固井技术对于油田油井寿命和资源保护起至关重要的作用。希望笔者所谈能随着钻井技术的进一步提高,为固井工程技术的进步具有建设性意义。

    参考文献

    [1]邱广军;;声波变密度测井技术及其应用[J];内蒙古石油化工;2010年01期.

固井施工流程篇（3）

一、影响固井质量的因素

影响固井质量的因素可以分为主观因素和客观因素两类。主观因素即人为因素，包括：固井设计不合理、井眼处理不够、现场施工未达到设计要求等；客观因素主要是由地层特性引起的，包括：油气水侵蚀严重、地层漏失严重、高渗透性地层水泥浆失水严重等。

⑴、影响固井质量的主观因素

1、固井设计不合理，未能根据地质状况、油藏特点和井眼条件进行科学设计，设计不具有针对性。如：水泥浆性能设计不合理，无法保证固井质量；水泥浆流变性能和注替设计不合理，造成水泥浆顶替效率差；

2、井眼条件差或井眼处理不够，造成“大肚子”井段，注水泥或替浆时，水泥浆在“大肚子”井段上返速度变慢，钻井液易存留在该井段，导致水泥浆胶结不好，形成窜槽；

3、现场施工时，未按照设计要求进行施工，造成现场施工不达标。如：水泥浆密度不均匀，注替排量不符合设计要求，现场未按设计量施工，都会影响固井质量；

4、固井施工设备状况不达标，无法满足施工要求。注水泥作业时间性特别强，贵在紧凑性和连续性。施工中一旦设备出现故障，势必引发质量事故。如果设备混浆能力不够，流量计发生故障导致计量不准确都会影响到固井质量；

5、对固井施工工具和附件质量把关不严，质量不过关，影响固井质量；浮箍浮鞋质量差，不能有效阻止水泥浆倒流，造成水泥塞过高，环空返高不够；例如：芦坪23井施工过程中，由于套管脱扣，替浆过程中无法碰压，导致固井失败。

⑵、影响固井质量的客观因素

1、复杂的井身轨迹和不规则的井眼条件，受扶正器数量和质量的限制，套管居中度难以保证，部分井段间隙小或套管紧贴井壁，导致水泥石强度差；

2、地层状况恶劣，油气水层对水泥环侵蚀严重，形成窜槽，影响水泥浆胶结质量；

3、固井施工过程中发生井漏，大部分情况将导致固井失败或影响固井质量；

4、在高渗透性地层水泥浆失水严重，导致水泥浆体积减小，影响固井质量，

严重时还会使水泥浆“闪凝”，造成“灌香肠”事故；例如：8589-1井在替浆时，由于水泥浆在高渗透性地层失水发生“闪凝”，造成了“灌香肠”事故；

二、提高固井质量的措施

⑴、主观因素影响的解决措施

1、进行科学合理的固井设计，优选水泥浆体系；

固井施工具有施工时间短、风险性大的特点，因此必须精心设计、精心施工，并根据不同的区域，不同的地层选用特定的水泥浆体系。如：在易漏地层选用低密度水泥浆体系，在易失水地层选用降失水水泥浆体系等；

2、好的井身质量及优良的钻井液是固好井的前提；

①井身质量指标：对井身质量的要求（见表1）；

表1 井身质量指标

a、井眼深度与井眼情况应符合下套管与注水泥要求。套管鞋所处位置应避免选在坍塌层、大井径和过于松软的底层部位，要留够下套管与注水泥的沉砂口袋；

b、在测完井后，应下钻通井划眼，以防井眼状况变化。下套管前必须充分划眼，清除井壁上附着的泥饼，使井壁尽可能规则。同时大排量循环钻井液，将清除掉的泥饼等携出井筒；

c、对有漏失层的井，固井前需要先进行堵漏；

②钻井液性能要求如下：

钻井液的性能要符合固井设计要求。其密度应确保压稳油气层，保证在水泥浆终凝前油、气不上窜。同时，在满足安全顺利下套管、注水泥施工、钻井和地质要求的前提下，尽可能降低钻井液的密度、粘度和切力，这对提高固井质量有很大帮助；

3、解决人为因素的影响；

①加强职工的思想教育，使职工爱岗敬业，有强烈的责任感和主人翁意识；

②提高职工的专业技术水平和业务水平，经常性地组织职工进行专业技术方面的培训、学习；

③加强质量教育，提高质量意识，完善质量保证体系；

④制定完善的质量监督检查制度，督促施工人员严格执行施工工序规范和施工设计；

4、现场施工应严格按照施工作业工序规范进行施工；

在施工中要做好以下工作：

①注水泥前要充分洗井。下完套管后必须大排量洗井，充分循环，调整钻井液性能，保证符合设计要求后方可固井；

②施工前由固井指挥负责召开施工前的班前会，进行施工工艺交底、技术交底；

③注水泥前应先注入一定量的隔离液，提高水泥浆的顶替效率，防止水泥浆与钻井液的直接接触而产生污染。隔离液的高度一般为：调整井60-80m，开发井100-150m；

④按照设计要求注入足够的水泥量；

⑤采用紊流或塞流顶替；

⑥整个施工过程一定要保持连续性、紧凑性；

5、维护和保养好固井设备，使其处于良好的运行状态，确保固井施工顺利进行；

6、使用质量好的固井工具及附件；

⑵、客观因素影响的解决措施

1、使用质量符合标准的套管扶正器，科学合理地设计扶正器的数量和位置，保证套管的居中度（不小于67%），这样就能在一定程度上避免注水泥作业时由于环空间隙不均而造成的水泥环薄厚不均和水泥浆窜槽现象，保持水泥石强度；

2、在水泥中加入一定量的促凝剂，在保证安全施工并满足施工条件的情况下，尽量缩短水泥浆的稠化时间，以减少油气水层对水泥环的侵蚀；

3、对于漏失地层，应先进行堵漏，再进行固井施工，或在易漏失区域采用低密度水泥浆体系进行固井，减小液柱压力，提高固井质量；

4、在高渗透性地层固井时，应当加入一定比例的降失水剂。降失水水泥浆体系不仅能避免水泥浆体积的减小和水泥浆滤液对油气层的污染，而且能避免“灌香肠”事故的发生；

三、结论

1、影响固井质量的因素是多方面的，既有主观因素，又有客观因素，而且这些因素还相互影响；但这些因素都可以通过一定的解决措施进行控制，以有效提高固井质量；

2、固井工程是一项一次性工程，所以在施工前一定要对施工区域的地层特定进行细致研究，找出容易影响固井质量的各种因素，据此选择合适的水泥浆体系和进行科学的固井设计，避免固井事故的发生，提高固井质量，提升经济效益。

参考文献：

⑴郭小阳，杨远光等.提高复杂井固井质量的关键因素探讨.钻井液与完井液，2005，5

固井施工流程篇（4）

为提高普光地区深层低压漏失井的固井质量，从固井设计、水泥浆体系和配套固井施工工艺技术上采取措施，在P103-2井、P203-1井和P104-1等井的低压漏失层固井中取得了良好效果。

1、设计思路

由于普光地区布置的井位都是探井，能提供的地层的压力系数不是很准确，有的差别很大，根据这种情况，首先要根据钻进的实际情况，修正地层的承压数据，再根据承压能力，按照平衡压力设计原则，选择固井工艺、水泥浆体系、施工方案及针对性措施。

2、 设计原则

平衡压力固井，注替水泥浆过程产生的总环空水泥浆设计的压力（静液柱压力加流动阻力）应小于最薄弱地层的破裂压力。驱替水泥浆到设计位置后，在凝固失重条件下不受油气侵窜，其静液柱压力梯度值大于地层孔隙压力梯度值。

流动阻力的计算就要依据流变学的理论，在已知环空各类液体的流变参数的情况下，确定流态，模拟计算施工过程的动压力变化，从而逐步优化施工各项参数：排量、压力、密度等以及流体的流变参数，以达到平衡固井的目的。常用的流动阻力计算公式如下：

a. 管内流动阻力计算：

b. 环空流动阻力计算：

式中：

P――流动阻力，MPa

p――流体密度，g/cm3

――摩擦系数

L――流体段长，m

V――流速，m/s

D――环空外径，mm

d――内径，mm

考虑到普光地区的井是气井，为保证安全，其重点部位和井段应采用正常密度或高密度水泥浆

3、设计方案

1） 工艺：双级固井；尾管固井加回接；单级固井；

2） 体系：一级正常密度水泥浆+低密度水泥浆；

二级正常密度水泥浆或正常密度水泥浆+低密度水泥浆；

4、水泥浆体系选择

高强漂珠低密度水泥浆体系。以漂珠为外掺料可以配制出1.20-1.65g/cm3的水泥浆。

高强微硅加漂珠低密度水泥浆体系。以微硅为外掺料可以配制出1.20-1.40g/cm3的水泥浆。

泥浆转化水泥浆（MTC）体系。利用泥浆转化水泥浆技术可以配制出密度1.20-1.60g/cm3的MTC体系。该技术有效解决了固井过程出现的循环漏失、液柱回落问题，有助于泥饼及井壁的稳定，解决了传统固井技术与泥浆不相的问题，对提高环空顶替效率和第二界面水泥胶结质量非常有效。

正常水泥浆体系采用低失水段过渡水泥浆体系，合理控制水泥浆的稠化时间，尽量缩短水泥浆由液台转化为固态的过渡时间，产生所谓的“直角稠化”。

5、现场应用

1）P103-2井，区域预探井，该井从千佛崖组到须家河组2360－3387m存在30多处漏层，钻井液密度1.35 g/cm3就发生漏失，二开共漏失泥浆3000多方，二开井深3387m，要求全井封固。本井漏失层位多，而且漏层大部分都是裂缝性漏层，漏失量大，只进不出，通过多次睹漏，地层承压也只有1.46g/cm3当量密度，而且很不稳定，考虑该井下部地层是高压地层，采用双极固井工艺和正常密度水泥浆加低密度水泥浆，具体方案为，分接箍放在2000米，一级固井井底以上200米为正常密度，上部为1.30 g/cm3 密度的高强微硅加漂珠低密度水泥浆体系，二级采用正常密度水泥浆。通过现场校核计算，注替水泥浆过程产生的总环空水泥浆设计的压力小于最薄弱地层的破裂压力。

施工评述：

该井在下套管下到700m时发生漏失，井口不返泥浆，套管到底后，进行两次堵漏处理才建立了循环，进行施工各方的努力及配合下，本次固井施工顺利正常，一级固井替浆时漏失2.5方泥浆，由于2000米以上未做承压试验，二级替浆时替至58方时井漏，降低排量后，井口时返时不返，共漏失泥浆15方，水泥浆返出约2方。分级箍打开、关闭正常。该井固井质量合格，达到预期目的。

2）P203-1井在2800m陡山坡组地层发生井漏，泥浆只进不出，堵漏后地层承压达到1.71g/cm3当量密度；钻进至3470m发生再次井漏，井漏时泥浆密度1.45 g/cm3，漏失泥浆500多方，经过几次堵漏，地层承压最高达到1.65－1.70g/cm3当量密度。三开固井封固段长将近3500m，井深结构为Ф241.3 mm钻头下Ф193.7 mm套管，属于小间隙固井，采用常规工艺措施，保证不了固井质量，定会发生井漏导致水泥浆低返，考虑该井下部地层有可能是高压地层，固井工艺上采取先悬挂尾管再回接的固井工艺和正常密度水泥浆加低密度水泥浆，具体方案为，底部200米采用正常密度水泥浆，上部为1.55 g/cm3 密度的高强微硅加漂珠低密度水泥浆体系，通过计算，注替水泥浆过程产生的总环空水泥浆设计的压力小于最薄弱地层的破裂压力。

施工评述：

该井替泥浆时，井下发生轻微漏失，及时降低替浆排量，安全碰压，施工时共漏失泥浆2m3。固井质量良好。

通过对普光地区几口漏失井的固井实践形成以下结论：

1） 针对低压易漏层的固井作业，在固井工艺上采取防漏措施，采用先悬挂尾管再回接、双级固井工艺。

2） 采用平衡压力固井，注替水泥浆过程产生的总环空水泥浆设计的压力（静液柱压力加流动阻力）应小于最薄弱地层的破裂压力，如果设计方案不周全，计算不准确，措施不得当，必将造成固井失败。

固井施工流程篇（5）

考虑到石油固井存在的各种质量问题的特殊性，就算我们不间断的实施补救措施，也不可避免的会有经济损失的出现，这样对于钻井工程的工期或多或少都会产生工期上的耽误，所以，研究分析固井质量不容忽视。

1 石油固井影响质量的主要因素

1.1 地层岩性对质量的影响

在石油固井中，水泥环和地层作为了第二界面，因此，地层岩性对于固井质量的影响不容忽视。在固井作业当中，考虑到地层构成本身具有较高的吸水性，在水泥凝固期间，就容易流失过多的水分，第二界面之间的胶结程度会受到直接的影响，甚至出现钻井坍塌的局面。由于每一个油井所存在的地层环境各不相同，虽然在初期不会对开采造成影响，但是随着时间的推移，岩层活动局部的压力会不断地增强，由于渗水就可能降低胶结度，最终影响石油固井的质量和稳固性。

1.2 水泥浆对质量的影响

如果水泥浆具有良好的性能，就能够避免分层沉淀的现象出现，并且能够在恰当的时间段内完全的凝固，这样也能够提升固井质量。但是水泥浆能否发挥发挥良好的性能受到了外在因素和自身因素的直接影响。

1.2.1外在因素

外在因素主要包含了水泥浆的环空返速和封固段的实际长度。根据实践数据统计所得，封固段的长度控制在800到1200米之间，水泥浆的固井质量能够达到最佳效果。在注入水泥浆的过程中，环空返速对于顶替的效率也会产生影响，所以，为了提升固井质量，就需要提高环空返速。

1.2.2自身因素

水泥浆的自身因素主要包含了密度、流动性和失水量。提升水泥浆的密度，就会增加流动梯度和浮力，这样有利于固井质量的提升，也有利于顶替钻井液；水泥浆流动性的控制也是关系到固井质量的一大因素，如果注入过快，就可能出现水泥分层沉淀的现象，过慢则会导致注入的难度升高；如果水泥浆失水量过大，多余的水就会渗入到地层，这样会影响到土层的坚硬度，最终影响到固井的质量。因此，为了提升固井的优质率，就需要注重密度、流失量以及流动性三个环节的合理控制。

1.3 钻井液对质量的影响

性能优良的钻井液也是固井作业中不可或缺的一部分。钻井液的密度、失水、粘度以及切力对于固井都会产生影响。

水泥浆密度差和钻井液密度都会影响到顶替效率，我们也将这一现象称之为浮力效应。一旦钻井液的密度较低，如果和水泥浆之间存在较大的密度差，就会出现明显的浮力效应，也会替身固井优质率。通过实验研究，一旦钻井液的密度增大，就会降低浮力效应，固井的整体质量都会受到影响。因此，在其余性能不受到影响的前提下，我们就需要将钻井液的密度适当的降低，才能够确保固井质量的坚巨；地层和水泥石之间的胶结程度受到了钻井液失水量的直接影响，一旦增加了失水量就会降低胶结率；钻井液的流动性受到了粘度的影响；钻井液的胶凝性能直接反映了切力，切力越高，胶凝性能越高，但是钻井液被代替的难度也会提升。所以，控制好钻井液的切力、失水量和粘度，切力越小，才有利于固井质量的提升。

2 石油固井质量的改进措施

2.1 提升水泥浆的性能

根据多年操作结论得出：水泥浆密度需要控制在1.95～2.0g/cm3，水泥浆的失水量需要控制在100ml之下，并且，如果施工条件允许，水泥稠化的时间也应当尽可能的缩短，避免水泥环受到空气中水分过多的影响。此外，水泥浆的性能也可以通过外部材料的中和来加以控制。

例如：水泥浆的用量加大，可以对失水量进行间接性的控制；为了降低切力这可以加入二磷酸盐，这样可以将顶替效率提高。在技术方面，防腐抗渗水泥浆体系的采用，也可以让其具备早后期膨胀、降低失水量、抗渗、防腐等性质，这样也有利于地层岩性对水泥凝固影响程度的减弱，也可以提升界面之间的胶结度。

2.2 提升钻井液的性能

根据钻井液性能的实际分析，在开展固井作业之前，需要配置低切力、低密度、低失水量、低粘度的钻井液。通过实际经验数据分析所得：密度不能够超过1.20g/cm3，固井的优质率能偶保持在85%之上；钻井液初始的切力和最终的切力需要控制在0Pa，优质率能够提升1%左右；粘度不能够超过25s，也能够提升1%左右的优质率；失水量控制在5-6ml之间，可以保持78%以上的优质率。在技术方面，为了减少泥饼对于固井质量的影响，可以采取低渗透钻井液体系。

2.3 提升工作质量和现场施工监督

随着固井技术的提升，面对固井困难，我们也需要从以下几个方面提升工作质量，做好现场的施工监督管理：

2.3.1油田领导需要重视固井工作

在钻井工程开展过程中，固井属于最后一道工序，也是油气井完成的最后一道工序。所以，资源的合理利用与保护、环境的保护与友好、油气田的寿命与效果都会受制于固井质量。因此，作为油田领导人需要重视固井过程，关心固井技术，从而为了后续的固井技术的发展提供支持与帮助。

2.3.2加强现场的施工监督管理

作为一项系统工程，提升固井质量不仅需要固井设计与施工单位关注，同时也离不开钻井、地质以及油藏等单位的关注。想要做好石油固井，就需要通过各方面的相互合作，采取有效的措施，降低每一项可能影响到固井质量的因素。所以，每一个油田都需要制定相应的管理条例，建立质量安全生产体系，并且要指派专业人员进行固井管理，将生产责任落实到具体的人头之上，严格的按照设计单位所提供的设计方案，抓好重点工程、勘探区域、技术攻关、措施落实、施工设计等方面，如此才能够确保固井质量和固井成功。另外，对于水泥、外加剂等原材料的质量也要做好进场把关，严格禁止不符合规格的材料进入施工现场。

总之，无论是材料、环境，还是人为、技术等因素，对于石油固井质量都会产生直接的影响。所以，为了确保石油固井质量，就需要各个环节的完美配合，做好施工准备、施工技术监控以及施工后的总结，才能够达到完善钻井工程的目的。

固井施工流程篇（6）

1 近几年采油六厂开发概况

长庆油田采油六厂产建开发已超过了十年，初期开发层系主要为浅层（延9、延10），由于开发时间长，地层特性情况的认知逐年加强，已形成了一套成熟的固井工艺技术。但随着油田的大规模开发，开发层位逐渐加深，地层情况复杂多变，特别是长7致密油藏的实验开发，水平井开发逐步成为主要开发模式。

由于开发层位多，开发层系复杂，区块部署分散，对新层系开发经验缺乏，油藏本身情况复杂，加之长期的注水开采工艺实施，使得地层裂缝发育，这些因素对固井施工均带来一定的技术难题。

2 目前固井工艺简介

2.1 常规固井工艺

常规固井工艺是指在井身质量较好，且井下无特殊复杂情况，封固段较短的封固要求下，将配制好的水泥浆，通过前置液、下胶塞（隔离塞）与钻井液隔离后，一次性地通过高压管汇、水泥头、套管串注入井内，从管串底部进入环空，到达设计位置，以达到设计井段的套管与井壁间的有效封固。

2.2 分级固井工艺

分级固井工艺是把可以通过地面控制打开和关闭的一种特殊工具串连于套管中的一定位置，在固井时使注水泥作业分两次（级）或多次（级）施工完成，该特殊工具称为分级注水泥器，简称为分级箍。

2.3 挤水泥补救工艺技术

对于固井期间出现事故和固井电测后发现固井质量较差的井，以及投产后发现油水层窜通的井，一般要进行注水泥补救，以满足后期作业的要求。

3 固井中存在的问题

（1）目前原油生产过程中普遍采用先注后采工艺开发，该工艺虽然可有效提高原油产量，但地层原始压力被破坏，各层压力出现异常；长期的注水使得微裂缝发育的地层裂缝开启，油气水相当活跃，打开油层后易出油出水，增大了油气水窜几率和固井难度，注水泥候凝过程中极易发生漏失，严重影响固井过程的水泥返高及油层段水泥浆的胶结质量。

（2）油井漏失井的漏层段长，上部是洛河渗漏层，下部延安及延长油层存在亏空性渗漏，在固井施工和候凝过程中，压差作用易发生漏失；

（3）地层结构复杂，砂层段长，易导致井眼不规则，出现大肚子，固井过程中替浆时受到影响，顶替效率降低；

（4）部分区域存在油水同层和油层底水，注水后油气水相当活跃，增大了油气水窜的几率和固井的难度；

（5）水平井由于水平段较长，固井替浆施工过程中，容易出现胶塞偏磨，导致胶塞座封不严，水泥倒返易形成水泥环。

4 固井取得的成果及认识

4.1 油井水平井固井

4.1.1油井水平井固井的技术难点

（1）油井水平井油层封固难度大，水平段内既有油层又有水层，互窜的可能性大，固井要求油层与水层完全分隔。

（2）井眼不规则，存在“糖葫芦”井眼，导致顶替效率低。

（3）套管下入困难，且不易居中，造成水泥环不均匀。

（4）长期注水开采，地层局部已经形成高压水层，固井过程及水泥浆凝固过程容易发生水窜（甚至有井漏、溢流发生）。

（5）受钻井队设备配置的影响，固井前泥浆处理难度大，特别是发生溢流的井，固井前泥浆往往存在粘度低，密度低，井口出水现象。

4.1.2油井水平井固井认识

（1）优选水泥配方

水平井填充封固段水泥浆的选择依据是：完钻泥浆密度、钻井施工情况及油层垂深、水平段长度、设计水泥返高、钻井过程是否存在漏失。

（2）施工技术措施改进

①下套管前钻井队换好5 1/2”套管封井器闸板芯子，保证闸板芯子密封，下套管过程中按要求及时灌浆，每次必须灌满。

②固井前技术人员必须仔细观察出口情况、循环泵压，测量进、出口钻井液密度，确保无溢流后再固井。

③应用CXY高效冲洗液，冲洗液注入量：清水4～8m3 + CXY（200Kg）。

④使用1-1.2m3压塞液，确保套管内壁冲洗干净，顶替过程中控制排量、保持排量均匀。

⑤碰压后，迅速冲洗干净封井器，立即关封井器候凝，在水泥浆凝固过程中，要求井队随时注意套压变化情况，如果套压升高，及时联系固井，积极配合采取措施处置。

⑥使用关井阀，开井候凝，有效减少因套管收缩形成间隙，引起油、水窜，影响固井质量。

4.2 油井常规井漏失固井

4.2.1技术难点

（1）采油六厂产建建产主力区块中，安边、杨井、新安边等地区在钻井、固井施工工程中均存在地层漏失现象，洛河组漏失尤为严重，严重影响固井施工水泥返高及油层段封固质量。

（2）油层封固段长，水泥返高要求高，注水井封固段最长在2900多米。

4.2.2常规井漏失固井认识

（1）水泥浆体系的改进

①安边、新安边、樊学（元196区块）等易漏失区域，常规低密度水泥浆难以满足施工要求，使用了纤维低密度水泥浆体系，该体系是在低密度水泥浆体系当中掺入一种高强度合成纤维，利用不同尺寸纤维的三维分布和在地层裂缝边缘的搭桥作用，提高易漏地层的承压能力，实现防漏和堵漏效果。

②现场施工工艺上对于漏失不十分严重的井，在水泥浆不返至地面的情况下，采用先注入一定量的低密度、低粘度、低切力前置液，然后再注入水泥浆的方法，使得在固井施工过程中不增加或增加很少的环空液柱压力，从而有效地防止井漏。前置液其本身流动性较好，加之后边的水泥浆与之密度差较大，这样也有助于提高顶替效率和固井质量。

（2）工艺技术改进

①洛河段漏失的井采用1.35-1.55-1.90 g/ cm3的三级阶梯式密度体系组合，以减小漏层以上的静液柱压力，保证填充段固井质量。

②针对陕北油田的地质特点，通常固井所使用的为G级常规密度水泥浆，面对漏失区块、地层，固井极易发生漏失，使用现有的普通低密度水泥浆固井而又难以保证封固质量。

为保证固井施工过程中的封固质量，所以对于长封固段井在固井工艺上采用双级注水泥工艺（免钻双级箍加管外封隔器）。双级注水泥多用于长封易漏井固井和长封固段高压油气井固井，防止井漏或油气窜槽，提高固井质量。

5 结论与建议

（1）目前固井施工所使用固井附件（环型钢板、胶塞、浮箍、浮鞋、扶正器等）种类不一，市场提供种类较多。严格依照公司文件要求指定厂家，加大对施工队伍附件采购的核实（固井附件为乙供）；

（2）对漏失情况严重的井，推广使用免钻双级箍加管外封隔器固井工艺，从而提高漏失井固井质量；

（3）引进新工艺、新技术，结合2012年水平井固井过程中使用的关井阀在胶塞座封过程中降低水泥环形成的功效，推广使用该新工艺，确保水平井固井质量。

参考文献

固井施工流程篇（7）

1 侧钻井固井的难点

侧钻井的井径约为125mm，下95.25mm的尾管完井，尾管本体环空间隙14.87mm，尾管节箍处的环空间隙只有10mm，不到常规井环空间隙的40%。其难点有以下几个方面：

（1）由于环空间隙变小，增加了环空的流动助力，一般情况下，常规井管外压耗只占全部压耗的30%左右，环空当量密度增加0.04g/cm3左右，而侧钻井管外压耗一般都在80%以上，环空当量密度增加0.16g/cm3以上，而侧钻井属于老去的调整井，老区地层压力系数较低大概在0.5-0.8之间，易造成固井过程中水泥浆的漏失，这也是造成侧钻井固井成功率低和固井质量差的重要原因；

（2）由于侧钻井都是定向井，采用的是φ118单牙轮钻头+1.25°单弯螺杆+φ89mm无磁承压钻杆1根+φ73mm的加重钻杆10根+φ73mm钻杆的钻具结构，由于这种钻具组合较软，钻具的节箍为φ105mm较大，钻具易贴边，易形成岩屑床和不规则的井眼，造成固井过程中水泥环不均匀，质量差，进而影响固井质量；

（3）由于侧钻井井眼小，环空间隙窄，固井过程中水泥浆的顶替效率较差。

2 分级变密度固井工艺

针对侧钻井固井的难点，采用了一种新型的固井工艺――分级变密度固井工艺，该工艺主要的流程：首先采用特殊的方法在固井前加强井眼的处理；其次针对地层不同而选用不同性能的水泥浆体系，在油层部位选用高密度、高强度、韧性水泥浆体系；而在油层部位以上选用低密度、防气窜、微膨胀水泥浆体系；最后在施工过程中，根据电测资料来确定不同水泥浆用量，同时根据侧钻井的井眼轨迹和井况优化施工参数，一般采用变排量顶替，使得水泥浆在顶替的过程中处在平板流或塞流的状态下，以此来提高水泥浆的顶替效率，2.1 固井前井筒处理

将井筒预处理分为两个阶段；一是电测完，通井时调整钻井液的性能，及时处理井壁；二是下完尾管，调整钻井液性能。

第一阶段主要是防止缩径和修整井眼。

（1）在钻井液中添加1%磺化沥青，来稳固井壁，提高泥饼的质量；

（2）加入适量超细碳酸钙，调整钻井液的密度，正常是在原来的基础上提高0.2 g/ cm3，通过适量提高钻井液的密度，增加液柱的压力，防止井壁坍塌；

（3）在裸眼段短起，修正井壁，清除岩屑床；

（4）加入0.1%的增粘降失水剂，来调整钻井液的粘度和失水，有助于提高钻井液的携岩能力和泥饼的质量；

（5）下入新的PDC钻头，作为通井工具，来达到修正井壁，破坏岩屑床的目的；

（6）加入0.2%单向压力封闭剂，做承压实验，现在初步确定试压值5MPa，通过承压试压对井壁承压能力做一个准确的判断。

第二阶段调整钻井液的流变性降低环空压耗。

（1）加入适量清水降低钻井液的粘度，使钻井液的漏斗粘度控制在40s左右，降低环空磨阻；

（2）加入0.1%甲基硅油，改善钻井液的流变性，降低环空磨阻；

采用逐渐提高排量的方法，循环至少两周，等返出的钻井液没有气泡以及在振动筛上没有岩屑为止。

2.2 水泥浆体系的设计

根据不同层位采用不同的水泥浆体系：

（1）侧钻井的油层顶界到井底，这段井段占整个侧钻裸眼井段的25%左右（江苏油田数据），而这一井段将来要进行射孔、酸化、压裂等措施作业，对固井水泥环的强度要求很高，所以这一段采用高强度、高密度、韧性水泥浆体系，主要是提高薄水泥环的抗压、抗折强度，来满足相关措施作业的要求，同时由于这段井段占整个侧钻井段的比例较小，这种水泥浆的用量较少，对循环附加当量密度的增加与全井段低密度固井相比，增加的很小，所以不会对地层的造成格外的伤害；

（2）在油层以上井段（大约占整个井段的75%）采用低密度、防气窜、微膨胀水泥浆体系，由于这一段主要的作用是保护套管防止气窜和水窜，所以在油层以上的井段，采用流动性好的防气窜、微膨胀、低密度水泥浆体系，采用这样一种水泥浆体系能有效降低循环附加当量密度，防止压漏地层。

下面是两种不同密度水泥浆体系的配方，所用的油井水泥是江南G级水泥。其配方如下表1。

2.3 固井施工参数设计

采取平衡压力固井的设计原则，即注、替水泥浆过程中产生的环空水泥浆设计压力（静液柱压力+流动阻力），应小于最薄弱地层的破裂压力。驱替水泥浆到设计位置后，在凝固失重条件下不受油气侵窜，其静液柱压力梯度值大于地层孔隙压力梯度值。

（1）流变方程和流变参数

钻井和固井中的钻井液、水泥浆、前置液等，通常都是非牛顿流体，非牛顿流体的流变方程（通常又称为流变模式）有宾汉（Bingham）方程、幂律（Power一Law）方程、卡森（Casson）方程、罗伯逊一斯蒂夫（简称R一S）方程和赫谢尔一巴尔克利（简称H一B）方程。前三种属于两参数流变方程，后二种属于三参数流变方程。目前在现场常用的是宾汉方程和幂律方程。在注水泥中经常还使用清水或接近清水的液体作前置液，这些液体属于牛顿液体，描述它们的流变性为的是牛顿流变方程。实际上，在宾汉方程中令动切力为0或在幂律方程中令流性指数为1，则这些方程就变为了牛顿流变方程。

通过资料分析认为，水泥浆流变特性更符合幂律模式，幂律模式要比宾汉模式的误差要小，因此我们选择幂律模式。

式中：fP――流动压降，MPa；

L――流道的长度，m。

（5）环空动压力计算

对于环空中某一井深位置，此处的动压力为该井深点以上所有液体的静液压力和流动摩阻压降之和。

液体的静液压力为：

参考文献

[1] 魏文忠，郭卫东，贺昌华，等.胜利油田小井眼套管开窗侧钻技术[J].石油钻探技术.2001.29（1）：19-22

[2] 郭小阳.低压易漏长裸眼井注水泥工艺研究.天然气工业，1998；1（5）：40-44

[3] 中华人民共和国石油天然气行业标准.注水泥流变性设计.石油工业出版社，1993年7月

固井施工流程篇（8）

1 工程简况

吉H1井是浙江油田公司在苏北探区第一口重要侧钻水平预探井，属于苏北盆地东台坳陷海安凹陷曲塘次凹马家庄南岩性圈闭。在原Ф177.8毫米套管内井深3203.65-3208米处磨铣开窗，采用Ф152.4毫米钻头钻进，小井眼；目的层为阜宁组三段下油组第三砂层，完钻井深是4275米，水平位移822.73m，最大井斜90.60度，水平段达到513米，创造了浙江油田苏北油区水平井水平段钻井最长纪录，下入Ф114.3mm尾管完井，悬挂器位置2970.21m，钻进中，采用1#3NB1300C泵Ф110 mm缸套+2#3NB1300C泵130mm缸套，排量14 l/s，全井钻进时最高泵压24 MPa，最大全角变化率13.54/30m。

2 固井难点

吉H1井采用Ф152.4mm钻头进行磨铣开窗侧钻，属于侧钻小井眼，固井施工存在以下难点：

（1）钻井施工过程中，阜宁组有大段深灰、灰黑色伊蒙混层及层理裂隙发育的泥页岩，伊蒙混层的不均匀膨胀及泥页岩的剥蚀掉块，使得该部井段极易发生井壁掉块、垮塌，固井施工存在极大风险。

（2）由于本井属于小井眼开窗侧钻水平预探井，固井施工难度大，部分井径极不规则，替浆过程极易发生窜流，影响顶替效率及施工安全。

（3）环空间隙小，尾管居中度差。套管下入难度大，在水平井中套管更易靠向井眼下侧，而形成套管柱偏心、贴壁，居中度不易保证[1]，影响顶替效率。

（4）排量小，压力高。下完套管后，循环泵压高达13.0MPa，且尾管悬挂器座挂后过流面积小、流动阻力大[2]、施工压力高，发生砂堵憋高压风险较大。

（5）小井眼小间隙水平井尾管固井，对水泥浆体系性能要求高。

（6）顶替效率差。根据水泥浆的流变学原理，由于环空间隙小，常规钻井液和水泥浆的流变性能均不能适应，造成顶替不良，在环空中形成窜槽，尤其在套管居中度不良时，顶替效率会更差。

（7）套管尺寸小，配套固井工具要求高。小井眼长封固段固井尾管固井，保证尾管安全下入困难，悬挂器能否挂得住、脱得手、封得严，对尾管固井工艺及对尾管悬挂器的可靠性要求高。

3 固井技术措施

针对吉H1井的固井难点及现场实际情况，采取如下措施：

（1）强化通井措施。下套管前，认真通井，对挂卡、遇阻、井斜大的井段必须加强划眼以及坚持短起下钻，充分循环钻井液，高粘度泥浆携沙，下套管后调整钻井液性能达到固井要求。

（2）优选水泥浆体系，提高水泥浆稳定性，控制析水、失水；采用湿混外加剂，保证水泥浆性能稳定，密度均匀，增加水泥浆的可泵性，降低固井施工安全风险。

（3）水泥量的确定。根据固井前现场讨论会各方综合意见进行决定。

（4）保证套管居中。在水平段每2根套管安放一个刚性扶正器；其余大井斜井段每3根套管加1只刚性扶正器，重合段中部及底部各加一只刚性扶正器，提高套管居中度。

（5）下套管过程中，控制套管下放速度，注意悬重和泥浆返出量的情况，并根根灌浆，每二十根套管灌满一次。套管下到开窗位置时，开泵循环一次，泵压要小于悬挂器的座挂压力。套管下到位后，先小排量顶通，待畅通后，再大排量充分循环，防止开泵过猛造成环空憋堵。

（6）正确使用和操作尾管悬挂器及其附件，确保投球、蹩压、座挂、蹩通、倒扣几个环节成功。

（7）优选冲洗液。使用驱油型冲洗液，稳定井壁和稀释钻井液、隔离前后流体，有效清除套管外壁和井壁的稠泥浆和剂，形成亲水环境，提高水泥石胶结强度。

（8）在施工中，注灰与下灰密切配合，严格执行安全操作规程，控制水泥浆密度波动范围，确保水泥浆密度均匀。

（9）提高顶替效率。根据实际泵压及井下情况确定顶替排量，控制固井施工压力，既不能压漏地层同时也保证固井顶替效率

4 现场施工

吉H1井于2012年8月7日16：00下完套管，16：30开泵一个凡尔循环，泥浆返出正常；19：00开三个凡尔循环，处理泥浆，循环压力13MPa。22：40～23：55进行固井施工：

（1）管汇试压20Mpa；

（2）注前置液3m3，排量0.5m3/min；

（3）注水泥浆11.5m3，最大密度1.91g/ cm3，最小密度1.84g/cm3，平均密度1.87g/ cm3；

（4）冲洗管线；

（5）压胶塞，压塞液1m3；

（6）开钻井泵顶替钻井液24m3，排量

0.5m3/min；

（7）停泵；用水泥车顶替1.7m3，碰压20Mpa，5min压力未降，顶替过程中钻井液返出正常，碰压明显，判断浮箍密封有效，施工正常。紧接着起钻，循环。

5 固井质量

经候凝，斯伦贝谢测声幅显示，水平段（3715-4264m，即井径规则井段）固井质量良好。这表明固井质量达到了有效封固油气层井段的目的，保证了后续进一步勘探开发。

6 认识与建议

（1）该井的顺利完成，标志着实现了在浙江油田苏北探区小间隙尾管固井技术零的突破，为以后苏北探区特殊井固井技术储备积累了宝贵的经验；重要的是为浙江油田公司将来成功实现增产增效奠定了基础。

（2）通过现场通井措施，改善井眼条件，可以提高顶替效率及水泥环的承载能力。

（3）优选适应小井眼小间隙尾管固井水泥浆体系，认真通井及根据井眼情况定裸眼段扶正器安放位置及数量，保证居中度，增大环空过流面积，降低流动阻力，提高顶替效率。

（4）继续开展尾管配套固井技术研究，进一步完善浙江油田苏北油区小井眼小间隙井尾管固井工艺。

参考文献

[1] 何生辉，高俊奎，牛庆华.小井眼固井技术[J].钻采工艺，2006年7月，29（4）：12～13

[2] 张明昌，牟忠信，李列等.小间隙高压气井固井技术[J].石油钻采工艺，2004年6月第26卷第3期：30～33

固井施工流程篇（9）

关键词: 宁东油田;漏失;气窜;固井工艺

Key words: Nindong oil field;leakage;gas breakthrough;the technology of cementing

中图分类号:TE3文献标识码:A文章编号:1006-4311(2010)25-0239-02

0引言

宁东油田位于鄂尔多斯盆地西缘复杂冲断带马家滩断褶带和天环凹陷连接处,属于低压、低渗透油田,其主要开发特点:①滚动开发,即先打探井,后打开发井,边打边研究布井方案。②油层特点是低渗透油藏,油层存在油水同层和油层底水现象,部分井原油伴生气严重。③地层存在裂缝,钻井过程中漏失严重,经过堵漏后,部分井在固井前仍存在渗漏现象。固井封长和质量受漏失的影响比较严重。这些都给固井工作带来了较多的困难。

1固井主要技术难点

地层、地质结构复杂,断层较多,易发生漏失;

部分井含有原油伴生气,水泥浆在候凝过程中易发生气窜;

地层岩性不稳定,井眼条件差,受钻井液冲蚀严重,部分为丛式斜井,井眼不规则,套管居中度差,顶替效率低;

一次固井作业水泥浆封固段较长 ,施工压力高,不宜达到紊流顶替排量;

油层段多,埋藏深度深,主力油层分布在700多米长井段,受温度和压力的影响大,同一种水泥浆很难满足各层的封固要求。

2固井主要工艺研究

2.1 防漏工艺技术

2.1.1 降低井底静液柱压力宁东油田地质、地层结构复杂,断层较多,在钻井过程中漏失情况较多,通过实践分析对比,对现场施工情况及设计进行反推,确定此区块最大承压能力当量密度为1.45 g/cm3,工程设计中水泥浆返高要求达到封固住洛河水层以上。因此,降低井底静液柱压力只能降低水泥浆比重着手,通过大量室内试验和现场实践确定尾浆采用比重为1.75的水泥浆能够保证封固的质量和水泥石强度。

2.1.2 降低环空流体摩阻通过对固井替浆过程的分析,在尾浆出套管前,环空静液柱压力由泥浆、隔离液和低密度水泥浆静液压力组成,远远低于破裂压力,此前尽可能采用大排量替浆,保证隔离液通过目的层时达到紊流,提高冲刷井壁上的虚泥皮的效果;而在尾浆出套管时降低排量,根据尾浆稠化时间尽可能降低替浆排量(5-10l/s),以此降低环空流动摩阻,同时尾浆出套管后以塞流的流型顶替到位。

通过调整水泥浆的流变性降低水泥浆的流动阻力。

2.2 环空窜流及控制技术油气井注水泥后,环空窜流在两种情况下可能产生。①由于地层环空液柱压力与地层压力不平衡关系的变化,使地层中的流体进入环形空间,产生纵向流动而发生环空窜流;②由于顶替效率低,环空中存有泥浆带而产生流体通道,从而发生环空窜流。地层中最活跃的是气体,气体的粘度比地层水的粘度低80-100倍,发生窜流的可能性最大,宁东油田就属这类情况。

2.3 固井顶替效率有效的驱替泥浆,提高注水泥的顶替效率是防止钻井液窜槽,保证水泥胶结质量和水泥封固效果的前提。顶替效率是固井施工过程中较难控制的因素,通过国内外研究发现影响注水泥顶替效率因素主要有如下六种因素:套管在井内的居中度;液体在环空间的流动状态;紊流时液体流过;隔层位所接触的时间;钻井液的触变性;钻井液与水泥浆的流变性能;水泥浆与钻井液的密度差。

2.3.1 套管在井内的居中度套管偏心引起环形空间间隙的不对称变化,液体的流速,流量,及流态在不同间隙中将发生变化,从而影响顶替质量,宽间隙范围内的水泥浆达到了紊流,而窄间隙范围内的水泥浆却有可能做层流流动,液体流动的不均匀性,给注水泥作业带来以下问题:

在现场,一般用扶正器来减少套管的偏心程度,提高顶替效率。如果扶正器失效和加放位置不当,都不能保证套管居中。斜井中套管在自重作用下贴在下井壁形成许多切点,在切点处易滞留泥浆。如何保证套管居中,从两个方面考虑。

首先是扶正器的强度,扶位力要大于套管侧压力。其次扶正器的加放位置要正确有效,这两点对套管居中相当重要。现场上一般在油层段每3根套管加放一只扶正器,油层段上部每10根加一只,井口加2只刚性扶正器,保证套管居中。

2.3.2 液体在环空间的流动状态液体的紊流状态和均匀的流速剖面,能保证水泥浆均匀顶替钻井液的效果。水泥浆的紊流程度越高,这种作用越明显。

2.3.3 紊流时液体流过封隔层位所接触的时间紊流时液体流过封隔层位所接触的时间越长,对封隔层井壁和套管外壁冲刷效果越好,顶替效率就越高。

2.3.4 钻井液的阻力和水泥浆的动力是决定两相液体顶替效果的基本因素阻力:钻井液的流动性能,环形空间的几何尺寸,特征以及近壁层的厚度。近壁层厚度愈大,滞留在边壁的钻井液会多,钻井液的窜槽愈严重。动力:水泥浆与钻井液流动的压力梯度,水泥浆与钻井液交界面上速度差引起的牵引力以及密度差引起的浮力。

增大水泥浆动力,减少钻井液阻力,是保证两相液体流动的基本措施,而实现两相液体界面的均匀顶替则是提高水泥浆顶替效率所要解决的主要问题。

2.3.5 钻井液与水泥浆的流变性只有流动才能产生直接作用于井壁并清除胶凝泥浆,从力学的角度来看,要清除附着在井壁上的胶凝泥浆,必须要有一定的力,这个力主要是水泥浆的剪应力,即水泥浆顶替过程中的动力。所以水泥浆的剪应力要大于钻井液的胶凝强度,才能有效清除胶凝泥浆,降低泥浆粘切对于提高顶替效率非常重要;当水泥浆的剪应力与泥浆胶凝强度接近时,接触时间对清除泥饼至关重要;用前置液稀释泥浆,对提高顶替效率非常有益。

根据宁东油田的实际情况,在井下条件确定的情况下,影响顶替效率的决定性因素是钻井液与水泥浆的流变性能,水泥浆有效驱替钻井液的根本在于其在流动过程中产生的剪切应力的大小。从流动计算的相关公式可以知道,液体在紊流时产生的剪切应力最大,但同样大小的剪切应力也可以通过增加流体的塑性粘度和屈服值获得。而从现场固井的实际出发,紊流顶替技术的应用是有一定的局限性,只有从提高水泥浆的塑性粘度及屈服值来达到更好的顶替效率。

2.4 固井水泥浆流变性的设计在宁东油田的实际施工中,达到紊流顶替的可能性较小。①由于固井要求封固段长,在现场施工过程中压力大,紊流顶替容易引起压力激荡,固井过程中易发生井漏、蹩泵,造成固井施工的失败,所以,现场顶替速率低,达不到水泥浆紊流所要求的临界速度;②注水泥设备满足不了快速注水泥的要求;综合上述两方面的原因,在室内设计水泥浆的流变性时,是基于水泥浆在固井中以层流顶替为主。对现场所使用的钻井液体系进行定性分析,主要是测定了塑性粘度及屈服值。数据见表1。

从现场钻井液取样分析可以看出,现场所使用的钻井液体系其屈服值基本在5-9Pa之间,塑性粘度在10-18之间。所以依据钻井液性能及现场固井设备情况,设计固井水泥浆体系顶替以层流顶替为主。固井用水泥浆塑性粘度一般设计为140―200cp,屈服值一般设计为12―30Pa,其水泥浆体系在室内配制出来的初始稠度应达到15―20Bc。

宁东油田常规井井身结构(见表2):

根据宁东油田井深及井身结构,对水泥浆体系进行了现场施工摩擦阻力及壁面剪切应力计算,表3为几口井的计算结果:

从上述数据中,壁面剪切应力远大于钻井液屈服值,虽然难以确定实际的钻井液胶凝强度,但可以初步判断,在固井前充分循环钻井液以及采用相应的技术措施,钻井液胶凝强度应介于屈服值和壁面剪切应力之间。所以,在顶替过程中,水泥浆进行层流顶替,完全可以清除泥浆。

2.5 目的层段水泥浆体系针对宁东油田固井的具体情况和特殊要求,优选了能够控制水泥浆稠化时间、过渡时间、滤失量、稳定性、流变性、胶结强度、防窜能力等性能的多功能复合GSJ+GCA防窜低失水水泥浆体系。

添加剂对水泥浆性能控制能力受其加量、试验条件、水泥品牌、配浆水质等因素影响。通过调研,采用GSJ+GCA固井水泥添加剂进行细致的室内化验和多次现场应用基本克服了水泥品种、配浆水质的影响,并且在加量在一定范围内水泥浆体系的稠化时间、抗压强度、流变性对试验条件的影响并不敏感,保证了其实用性和现场的适应能力,便于现场操作和应用。

3结论

①合理的施工参数及技术措施,是固井质量的保证,固井质量的好坏,是技术措施、施工质量以及水泥浆配方的综合表现,应首先保证施工质量,才能保证固井质量。②采用有效的防漏措施是保证宁东油田固井质量的基础。③通过防窜机理研究,对提高宁东油田的固井质量起到了指导性的作用。

固井施工流程篇（10）

引言

永38井是江苏石油勘探局部署在高邮凹陷汉流断裂带永安构造永38块的一口预探井，设计井深4200m，主探永38块E2d含油气情况，完钻井深3860m，该井在三开钻进过程中，井下掉块，划眼，井漏的现象时有发生，且存在气侵，给固井施工带来诸多困难，固井质量难以保证。

永38井固井主要的难点：

（1）、井下掉块严重，长期的划眼形成“大肚子”井眼，固井施工时顶替效率难以保证。

（2）、井下有井漏的现象，虽然进行了封堵，但固井时仍有井漏的危险，影响封固质量。

（3）、井下有气侵，固井时易发生窜槽，影响封固质量。

（4）、该井井深、封固段长，单级设计封固段达1545m。

固井作业作为完井工程中的一个重要环节，与其它作业相比，其技术难度更高，风险更大，为了保证该井地面施工和固井时井下安全，采用了综合固井技术，确保了该井的固井质量。

一、 优选扶正器，合理排列扶正器位置

套管在井眼中的居中度是有其井固井质量好坏的决定因素之一，而扶正器安放又是套管居中与否的基础。不同类型的扶正器性能对套管的下入和最终的居中度有不同的影响。

常规的弹性扶正器是根据弹簧的原理设计的，它有较高的复位力即扶正力，扶正力的大小取决于其上的载荷大小。这种扶正器会产生较大的下入力，影响套管的正常下入。

永38井为直井，井眼不规则，首选弹性扶正器，但考虑到井下掉块严重，井径不规则，钻井液的粘度高，安装弹性扶正器，容易造成套管入井过程中遇阻，到底开泵难的现象。

为了保证套管的居中度和套管的正常入井，选用了螺旋刚性扶正器，这种扶正器的扶正条与轴线有一定的夹角，在井壁不规则时能减轻遇阻冲力；水泥浆穿过螺旋时会产生旋流，从而提高水泥浆的顶替效率。

该井为直井，螺旋刚性扶正器的安放位置为从井底向上每三根套管安放一支，共30只（其中4个滚轮刚性扶正器，3个旋流扶正器，23个刚性扶正器）。

二、 选用旋流发生器，改变替浆时水泥浆流态

永38井井下长时间划眼，井径极不规则，存在“大肚子”井眼，为了保证水泥浆的顶替效率，在“大肚子“井段下部套管上安装旋流发生器，使流体在环空中产生一个横向流动速度，改变井眼中流体直线流动的状态，增加环空中流体的纵向活动面积，以加强对大井眼段靠近井壁处钻井液的清理效果，达到有效顶替钻井液、增加水泥环及第二界面胶结强度的目的。

为了保证旋流发生器的使用效果，一共安装了3只，分别在3480m、3410m、3340m。

三、 使用封隔器，有效封隔气层

套管外封隔器是一种与套管链接用来封隔套管与井壁间环形空间的井下工具，可有效封隔油气水层，进行有选择性的开采或者封堵某一层段，保证套管外环空的密封。套管外封隔器可显著提高固井质量，有效进行层间封隔，保护或减少油层污染，为提高原油采收率和开采率提供保障。

永38井在钻进至井深3752米，短起下时发现气侵，同时在井深3509m漏失30m3，井深3854m漏失32m3。为了保证固井质量和水泥返高，在井深3152m―3158m；3512m―3518m处下入华北石油管理局HXK140-178-1150型号的水力扩张式封隔器，有效封隔漏失层和气层。

四、 使用两凝水泥浆，降低液柱压力

优质的水泥浆性能是整个固井施工的关键，也是固井质量的关键，为了保证在固井施工过程中不发生漏失，采取了两级水泥浆体系，上部采用密度为1.60g/cm3，下部采用密度为1.90g/cm3，降低了液柱压力，保证了固井施工的顺利。水泥浆性能要求低失水量， API失水量小于50ml；零自由液；流动度大，大于25cm；24小时抗压强度大于14MPa；稠化曲线尽量满足直角稠化。

配方：上部：水泥＋20%硅粉＋1%KR-300+2.0%JS-8+1.8%JS-18+0.05%JS-19

下部：水泥＋1.8%JS-8+1.0%JS-18+0.05%JS-19

表1 永38井水泥浆性能表

项目 上部 下部

密度（g/cm3） 1.60 1.90

水灰比 0.85 0.44

流动度（cm） 27.8 29.3

自由液（%） 0 0

95℃ API滤失量（ml） 44 40

抗压强度95℃×24h（Mpa） 15.6 16

初始稠度（BC） 17 13

稠化时间(min) 151 143

流变读数 128/99/83/56/24/14 102/76/60/35/14/8

表1 永38井上部水泥浆稠化曲线

表2 永38井下部水泥浆稠化曲线

2010年12月29日进行了油层套管固井施工，施工前泥浆性能：密度1.37g/cm3，漏斗粘度58s。注前置液8m3,再注入微硅低密度水泥浆37m3，平均密度1.62g/cm3，注入常规密度水泥浆16 m3，平均密度1.89 g/cm3，然后替入压塞液3m3，替泥浆时，采用单泵Φ180mm缸套，替泥浆排量33l/s，起压后逐步降低排量，当累计泵冲为2060时，跟车停泵，平稳碰压，共替入泥浆45.6m3，封隔器座封压力19MPa，封隔器座封正常，采用关内憋压的候凝方式，憋压压力8～10MPa，施工正常。该井的固井质量评定为合格。

五、 小结

1、 合理的管窜结构，保证了套管的顺利入井，保证了套管的居中度，为固井提供了有利的前提条件。

2、 旋流发生器的使用，改变了水泥浆的流态，提高了顶替效率。

3、 双封隔器的使用有效地封隔了油气层，防止了气窜。