鄂尔多斯水平井固井工艺技术研究项目中期报告(定稿)

1、鄂尔多斯水平井固井工艺技术研究中期报告中国石化集团华北石油局井下作业公司二一三年三月目目 录录1 项目的基本情况 .11.1 合同（任务书）约定的目标、研究内容和预期成果.11.2 项目进展情况 .22 项目开展的研究工作及取得的主要成果 .32.1 调研分析水平井固井技术与难点.32.2 优化固井设计方案 .32.3 水平井固井工具的选择 .32.4 水平井固井前置液体系及水泥浆体系研究 .42.5 固井技术措施 .152.6 现场应用 .183 存在的主要问题及建议 .344 今后的工作安排 .3511 项目的基本情况鄂尔多斯盆地水平井固井工艺技术研究于 2012 年 6 月立项汇报，确定

2、为局控科研项目后，全面启动了项目研究工作。2012 年 6 月-2013 年 2 月，按照研究工作计划，完成了水平井固井所需工具、附件的可靠性调研和优选,针对水平井段固井对水泥浆部分性能的特殊要求进行了水泥浆配方优化实验，紧密结合三开井身结构二开技套固井水平段裸眼或筛管、简化结构井A 点以上套管封固水平段裸眼和水平段套管固井三种完井工艺，从井眼准备、管串结构、扶正器安放，浆体结构、现场过程控制等方面进行了探索研究，并分别在鄂南和鄂北工区进行了现场应用，为提高固井质量发挥了较好的作用。三开井身结构二开技套固井水平段裸眼或筛管完井固井工艺应用成熟，固井优良率 100%；简化结构井 A 点以上套管封

3、固水平段裸眼完井工艺，现场应用 7 口井，4 口井固井质量优质，3 口井出现非封固质量问题（NP15 井套管未下到设计位置， NP11 井、NP13 井目的层有水泥） ；水平段套管固井现场应用 7 口井（鄂南 5 口、鄂北 2 口） ，2口优质（JH2P20、JH32P4）,2 口水平段封固质量不理想（JH32P6、JH32P1） 。3 口固井质量未测（JH74P84、DP56H、DPH-47） 。1.11.1 合同（任务书）约定的目标、研究内容和预期成果合同（任务书）约定的目标、研究内容和预期成果1.1.1 任务目标通过外出调研、室内研究、现场试验，得出一套行之有效、适合鄂尔多斯盆地油气田水

4、平井开发的配套固井工艺技术。提高水平井技术套管固井质量，确保水平段尾管固井质量，为鄂尔多斯盆地油气田长期有效开发提供有力的技术支撑。1.1.2 主要研究内容（1）油气田储层特性及水平井固井技术难点进一步认识红河油田和大牛地气田储层特性。认真总结红河油田和大牛地气田水平井技管固井经验与不足。分析红河油田和大牛地气田水平井尾管固井技术难点，研究制定有效措施，并不断改进完善。（2）水泥浆体系研究前置液体系研究。后置液体系研究。低密度水泥浆体系研究。微膨胀强韧性防窜水泥浆体系研究。（3）水平井固井工艺技术研究井眼准备工艺技术优化2特殊固井工具附件优选（尾管悬挂器、滚轮扶正器、浮箍、引鞋等） 。优化管柱

5、结构，对水平段套管下入长度可行性分析。优化水泥浆浆体结构设计。研究如何有效驱替水平段偏心环空窄间隙钻井液。尾管注水泥工艺研究（井眼准备、下套管与座挂、泵注压力与排量控制、顶替效率等） 。（4）现场施工过程控制研究注浆排量与施工压力的控制。替浆排量与施工压力的控制。现场出现井漏、异常憋压等复杂情况的应急技术方案研究。1.1.3 预期成果（1）优选出高强低密度水泥浆体系配方；（2）优选出微膨胀强韧性防窜水泥浆体系配方；（3）提交鄂尔多斯水平井固井工艺技术研究成果报告。1.21.2 项目进展情况项目进展情况合同（任务书）约定合同（任务书）约定序序号号研究内容及指标研究内容及指标时间安排时间安排实物工

6、作量完成情况实物工作量完成情况指指 标标完成情况完成情况1 1油气田储层特性；水平井固井技术难点分析；设计优化2012 年 6-8 月对鄂北、鄂南的地质状况进行整理，通过查阅资料和现场调研了解国内水平井固井技术和工艺方法，分析鄂尔多斯区块水平井固井的难点，依据后期开采方案要求优化固井设计。水平段套管固井设计由尾管固井并回接固井方式改变为一次全返全井封固2 21.固井前（后）置液体系研究；2.外掺料优选及评价；3.防漏高强低密度水泥浆体系研究；4.微膨胀强韧性防窜水泥浆体系研究；5.水泥浆体系配伍性研究及评价；6.调研水平井固井工具性能，优选适合鄂尔多斯水平井固井的入井附件。2012 年 9-1

7、1 月分别选择了长庆、中石化研究院的水泥浆体系及前（后）置液进行了配方调整，并对不同区块进行了配伍性分析；优选减轻效果较为明显的西安时凯和新郑减轻材料配置低密度水泥浆。经过调研分析，选择了长庆固井所研制的刚性滚珠螺旋扶正器（树脂）、旋转引鞋、套管关闭阀、加长和进口胶塞。微膨胀强韧性防窜水泥浆中石化研究院（湿混）其效果优于长庆所（干混）3 3水平段套管固井现场应用2012 年 12 月-2013年 1 月在鄂南工区完成水平井固井 5 口；鄂北工区完成水平井固井 2 口。水平井固井工艺技术基本形成并得到一定完善4 4技术总结，收集资料，完成项目研究报告2013 年 2 月-3 月完成固井资料的收集

8、整理，分析形成中期报告，为完善完成项目提供技术支持。32 项目开展的研究工作及取得的主要成果 2.12.1 调研分析水平井固井技术与难点调研分析水平井固井技术与难点(1)水平井套管固井难点1)水平段较长，套管下入困难。如果井眼准备不充分，很有可能发生卡套管事故。2）水平段、斜井段套管居中困难，套管易贴井壁。 3）井壁泥饼、斜井段环空岩屑不易被清除干净。4）在泥浆顶替水泥浆过程中，水泥浆易沿宽边推进，将与泥浆混窜，造成窜槽。5）水平段环空间隙小，易形成沙床，导致固井施工压力高或者环空憋堵，6）解决提高顶替效率和固井防漏所产生的矛盾；7）井斜段、水平段因重力作用水泥颗粒下降，井眼顶部自由水析出形成

9、横向通道，形成窜流；固相颗粒沉降导致上部水泥胶结疏松，强度下降，导致封固失败。8）阻流环（回压凡尔）易密封失灵，水平段留长塞，常规国产胶塞在长水平段磨损易导致水泥浆后窜形成较长半塞。(2)大牛地气田特有固井难点1)延长组及刘家沟组地层承压能力低，易漏失(漏失当量密度均值顺序：刘家沟(1.28)延长(1.34)和尚沟(1.48)1.05g/cm3 Up:0.1-0.13Pa.s(60) TY:18.5-25.5Pa(60)前置液中的表面活性剂，改善泥浆与水泥浆的相容性，提高水泥石与套管及井壁的胶结质量。(2)前置液油溶性性能测试前置液：清水+5% CXY （：1.05g/cm3） ，每次取配制好

10、的冲洗液 50ml，测试对油的溶解能力及溶解速率，结果如表 2-1：表 2-1 前置液油溶性性能实验 溶解油的量(ml)溶解速度135791113151719溶解时间（min）0.10.150.20.230.290.310.450.520.60.75溶解速率(ml/min)102025303135292928.325从测试结果可以看出，CXY 冲洗液对油有很好的溶解能力。(3)前置液与水泥浆的相容性实验 表 2-2 前置液与水泥浆的相容性检测数据 流体比例60030020010063N 值70%隔离液+30%水泥浆8643210.569550%隔离液+50%水泥浆9643330.632030%

11、隔离液+70%水泥浆171098210.4129（4）前置液设计利用固井设计软件合理设计前置液的高度，确保紊流接触时间。根据流变性计算，施工排量在 15221/s 或环空返速达 0.71.1m/s 时呈紊流；实验表明接触时间在3min 以上洗油效率达 100%，理论计算冲洗液量为 2.74.2 m3，前置液设计注入量6m3，从而提高水泥石与套管及井壁的胶结质量。2.4.2 水泥浆体系2.4.2.12.4.2.1 水平井固井对水泥浆体系的要求水平井固井对水泥浆体系的要求(1)井斜段、水平段因重力作用水泥颗粒下降，井眼顶部自由水析出形成横向通道，形成窜流；固相颗粒沉降导致上部水泥胶结疏松，强度下降

12、，导致封固失败。水泥浆沉降稳定性是提高水平井固井质量的关键。(2)水平段环空间隙小，水泥浆自由水、失水和稳定性的细微变化对于水泥环的胶结质量影响很大，要求水泥浆综合性能非常高，特别要求水泥浆具有微膨胀性能，避6免水泥浆凝结期间体积收缩影响一、二界面胶结质量；(3)水平段环空间隙小，水泥环薄，在试采及实施增产措施时，容易造成水泥环一、二界面二次窜流（微间隙、微裂缝） ，要求硬化后水泥石（环）动态力学性能冲击韧性要高；(4)水平段环空间隙小，并易形成沙床，导致固井施工压力高或者环空憋堵，水泥浆在小井眼窄环空中（高剪切状态、高压差）迅速失水脱水，发生桥堵蹩泵（井眼较小位置或者安放扶正器位置） ，造成

13、固井失败。因此水平井水泥浆失水控制严格，要求小于 50ml。2.4.2.22.4.2.2 防漏固井水泥浆体系研究防漏固井水泥浆体系研究(1)(1)复合减轻材料的化学成分研究复合减轻材料的化学成分研究复合减轻材料是由膨胀珍珠岩、微粒硅、有机材料和无机填充材料复制而成，外观为灰色固体粉末。 膨胀珍珠岩是珍珠岩矿砂经预热、瞬时高温焙烧膨胀后制成的一种内部为蜂窝状结构的白色颗粒状的材料。决定膨胀珍珠岩原料工业价值的，主要是它们在高温焙烧后的膨胀倍数。膨胀倍数：k05-15 倍,容重：80kg/m3-200 kg/ m3， 莫氏硬度：5.5-7，密度（比重）：2.2-2.4g/cm3，耐火度：1300-

14、1380，折光率：1.483-1.506。质量要求：A 玻璃质纯洁，透明度好，颜色浅。B 没有或有轻微脱玻璃化作用。C 不含或少含晶质物。D 化学成分：表 2-3 膨胀珍珠岩的化学成份 矿石类型SiO2Al2O3Fe2O3CaOK2ONa2OMgOH2O珍珠岩68-74120.5-3.60.7-1.02-34-50.32.3-6.4 微硅粉是在冶炼硅铁合金或工业硅时，通过烟道排出的硅蒸汽氧化后，经特别设计的收尘器收集得到的无定形、粉末状的二氧化硅（SiO2） 。微硅粉的主要化学成分是 SiO2，含量可达 8596% ，其元素包括 Fe2O3、Al 2O3、CaO、K2O、Na2O、MgO、C

15、等。微硅粉 SiO2含量均在 90%以上，平均粒径在 0.15-0.20m，比表面积为 15000-20000m2/kg ，具有极强的表面活性。表 2-4 微硅粉组成化学性能指标物理性能指标SiO285%CL0.02%比表面积15000m2/kg7烧矢量6%含水率3%(2)(2)复合减轻材料的配伍性试验研究复合减轻材料的配伍性试验研究表 2-5 复合材料的配伍性实验数据表轻质材料外加剂实验条件/MPa水泥%轻珠%GSJ%GQD%水灰比密度g/cm3析水ml强度1d/2dMPaT30/T100min初稠Bc50/256535-21.01.3021.5/2.5245/265550/257030-2

16、1.01.310.53.2/4.8165/185570/3060402-1.11.120.23.8/4.2175/200570/307030120.91.240.54.3/6.7135/155670/3070302-0.901.2414.2/6.1155/165570/3070302-1.11.2013.3/4.5165/185550/2580202-0.801.4604.8/7.3135/145750/258020-20.801.5204.8/8.090/1051070/3085152-0.851.4801.4/3.9105/117970/308515-20.851.5701.5/3.910

17、0/120950/2590102-0.651.5704.5/6.4170/1801050/259010-20.651.5905.5/6.8140/1501150/2590102-0.601.5504.5/6.9135/1501270/309010-20.551.6207.2/9.5105/1151270/309010220.501.6809.5/14.4185/2501470/309552-0.501.75012.5/17105/12516通过上述实验数据可以体现出该体系具有以下特点：（1）该体系密度调配范围大，可实现 1.12-1.75 g/cm3范围内的调控；（2）该体系施工性能优良，初始

18、稠度低，流变性优良，过度时间短，析水量较低；（3）该体系成本低，在 1.12-1.35 g/cm3内的浆体成本比漂珠体系可降低 25%左右；（4）该体系具有一定的可膨胀性，对防止漏失具有一定的效果；2.4.2.32.4.2.3 微膨胀防窜水泥浆体系研究微膨胀防窜水泥浆体系研究(1) 膨胀剂评价 加量对膨胀率的影响：利用水泥膨胀试验仪器测定“晶体”膨胀剂的线性膨胀率。试验结果表明，在合适的加量范围内，掺有 GP1、GP2、GP3、GFC 的水泥浆与同条件下的原浆相比，具有良好的膨胀效果，有效补偿了水泥浆凝固后的“化学收缩” 。 “晶体”膨胀剂加量一般为1.0%3.0%，水泥石净线性膨胀率在 2.

19、5%以上（见表 2-6，图 2-3） 。随着膨胀剂加量的增加，水泥线性膨胀率增大，当膨胀剂加到一定程度时，其膨胀的趋势趋向于平缓。膨胀剂加量在 3.0%以内时，GFC 膨胀效果要好于 GP1、GP2、GP3。表 2-6 油井水泥膨胀剂加量对水泥膨胀性能的影响类型加量膨胀率净膨胀率嘉华 G 原浆-3.20-3.20原浆+GP11.0-2.17+1.0382.0-0.59+2.613.0+0.16+3.361.0-2.70+0.502.0-0.89+2.31原浆+GP23.0-0.69+2.511.0-0.31+2.882.0-0.19+3.01原浆+GP33.0-0.05+3.151.00.0+

20、3.22.0+0.5+3.7原浆+GFC3.0+0.8+4.00.51.52.53.54.511.522.533.5膨胀剂加量%净线性膨胀率%GP1GP2GP3GFC图 2-3 膨胀剂加量与净线性膨胀率的关系 时间对膨胀率的影响：为了测定时间对膨胀剂膨胀率的影响，使用自行研制的水泥体积膨胀率试验装置。试验表明，掺有膨胀剂的水泥浆随时间的延长，其膨胀效果有所不同。掺有“晶体”膨胀剂的水泥浆在初凝之前，其水泥浆呈先膨胀后收缩的趋势，但在初凝至终凝之间，水泥凝固过渡阶段处于收缩状态，原浆收缩比加有膨胀剂的水泥浆收缩要大的多(见图2)。9-20240100200300400500时间（min）膨胀率%

21、1%GFC2%GFC3%GFC净浆图 2-4“晶体”膨胀剂的膨胀率与时间的关系注：配方 1.嘉华 G 级水泥+1%GFC+44%水；配方 2.嘉华 G 级水泥+2%GFC+44%水；配方 3.嘉华 G 级水泥+3%GFC +44%水；配方 4.嘉华 G 级水泥+44%水 膨胀剂对抗压强度的影响：膨胀剂对抗压强度的影响试验结果见表 3.5，由表 3.5 可知 GP1、GP2、GP3、GFC能大幅度提高水泥石的抗压强度，常压 70/24h 强度大于 21MPa，与同条件下的原浆相比，其强度值可提高 15%以上，甚至高达 70%。表 2-7 膨胀剂对抗压强度的影响类型加量抗压强度嘉华 G 原浆-20

22、.71.025.72.027.7原浆+GP13.024.51.023.32.024.2原浆+GP23.024.61.024.12.026.4原浆+GP33.030.31.030.42.033.8原浆+GFC3.035.5 膨胀剂对水泥浆初始稠度及自由水的影响：试验证明，掺有膨胀剂的水泥浆略有增稠现象，其流动度也相应减小，但初始稠度可控制在 20Bc 以内。一般来说，水泥浆配方中很少单独使用膨胀剂，通常与降滤失10剂、分散剂等联合使用，能配制出综合性能优越的水泥浆体系。“晶体”膨胀剂 GP1、GP2、GP3、GFC 能降低水泥浆自由水析出，其自由水含量小于 0.5%，甚至为 0（见表 2-8）

23、。这说明膨胀剂能有效降低水泥浆自由水含量，有助于改善水泥浆的沉降稳定性能，在水平井和大斜度井有着广泛的应用前景。表 2-8 膨胀剂加量对抗压强度的影响类型加量自由水嘉华 G 原浆-0.91.00.4原浆+GP12.00类型加量自由水原浆+GP13.001.00.52.00.5原浆+GP23.001.00.22.00原浆+GP33.001.002.00原浆+GFC3.00结论A “晶体”膨胀剂加量一般为 1%3%，可使水泥石净线性膨胀率大于 4%。B “晶体”膨胀剂能有效降低水泥浆自由水含量(小于 0.5%，甚至为 0)。C “晶体”膨胀剂 GFC 在相同实验条件下各项性能优于 GP1、GP2、

24、PG3。(2) 降失水剂 GSJ 评价通过高分子化合物与水泥相容性实验、分析及微观结构对比，进行了室内高分子改性反应，引入与水泥浆相容性好的金属离子，使得高分子材料在碱性条件下，通过引发剂作用，产生交联，形成致密的分子膜，降低水泥浆的 API 滤失量。同时能够在水泥浆中形成网状结构，改变了水泥石的内部结构，增加了水泥石的密实性，从而减弱进入水泥浆体系的气体，增加其运移阻力；同时高分子网状结构的形成，使其抗冲击韧性加强，降低了水泥石的弹性模量；由于其主要为复配材料组成，所以形成水泥浆体稳定性好，具有一定的微膨胀性，对浆体流变性影响小，浆体流动性好，有利于提高注水泥顶替效率，具有较高的防气窜、气侵

25、能力，同时解决了水泥浆低失水与短候凝、水泥浆流变性相互影响关系。表 2-9 GSJ 降失水剂评价11抗压强度 (Mpa)加 量%温 度密 度g/cm3初始稠度BC稠化时间min失水ml24h48h601.9013802622.524.2751.901375242325.31.5851.9010671524.426.3601.9012831823.525751.9012781423.925.61.7851.909721024.226.7601.89101061523.626.2751.8910981024.327.32.0851.89890824.928.9水泥浆自由水 1ml；塑性：增加抗折强

26、度、抗冲击韧性及改善弹性系数1520%(3) 缓凝剂评价缓凝剂是影响水泥浆性能的另一个主要因素，依据长庆气田的地质特点，主力气层温度从北到南 65-85，通过室内试验、分析，依据目前油田所使用的各种缓凝剂的评价，室内通过组合复配，合成一种新型缓凝剂 GH-3，其主要特点是加量小，对温度的敏感性降低，缓凝作用与加量成为线性关系，对水泥浆的其它性能不产生副作用。表 2-10 GH-3 缓凝剂性能室内对比分析表缓凝剂类型缓凝剂 %温度 稠化时间min初凝h终凝h抗压强度（Mpa/24h,常压）6513515017016.57511013615018.1GH-20.03859611012521.00.

27、046515014316516.2GH-20.056516718019515.96518021022315.47515818720117.8GH-20.078512514516020.62.4.2.42.4.2.4 防气侵水泥浆体系基本性能评价防气侵水泥浆体系基本性能评价由此，通过室内对降失水剂与缓凝剂的研究，形成了 GSJ+GH-3+GFC 微膨胀防窜水泥浆体系，综合性能测定见下表，根据室内性能测定，该水泥浆体系的主要优点在于：(1)加量小（1.52.0%） ，适用范围广（井深 8004000m 油气井） ，稠化时间可随缓凝剂加量调节,现场使用方便；(2)低失水（30ml）,低析水（0.1%

28、）流变性好；(3)稠化过渡时间短（5-10min）, 稠化曲线接近直角稠化；(4)具有微膨胀性；且水泥石的抗折强度与抗冲击韧性增强。120:001:002:003:004:005:006:00Time (HH:MM)020406080100120140160180200Temperature (癈 )020406080100120140160180200Pressure (MPa)0102030405060708090100Consistency (Bc)图 2-5 低密度 GSJ 防气侵水泥浆体系稠化曲线(G 级水泥:飘珠=85：15 GSJ 2% GH-30.12%)0:000:301:0

29、01:302:002:303:003:304:004:30Time (HH:MM)020406080100120140160180200Temperature (癈 )020406080100120140160180200Pressure (MPa)0102030405060708090100Consistency (Bc)图 2-6 高密度 GSJ 防气侵水泥浆稠化曲线（G 级水泥GFC0.5%+GSJ 2% GH-2 0.08%USZ 0.3%）表 2-11 微膨胀防窜水泥浆体系性能评价数据表抗压强度（Mpa）温度()GSJ(%)GH-2(%)GFC(%)密度g/cm3初始稠度(BC)稠化

30、时间(min)析水(ml)失水(ml)24h48h131.500.51.90131030.54220.024.01.800.51.90121140.53622.024.5602.000.51.90101260.52822.025.51.50.050.51.90121170.53523.027.01.80.030.51.90101130.53023.027.5702.00.030.51.90131200.52123.027.51.50.050.51.901010101024.029.01.80.050.51.9091150924.029.5802.00.050.51.9091240624.029

31、.52.4.2.52.4.2.5 水泥浆的塑性性能评价水泥浆的塑性性能评价水泥浆体系的塑性主要是由水泥石的抗冲击韧性、抗拉强度、抗弯曲强度、弹性模量来描述，塑性性能高的水泥浆体系，在形成水泥石时，能够提高井下环境条件下水泥环承受射孔、油气层改造等工况载荷时的抗碎裂能力，从而达到提高固井质量，延长油气井生产寿命的目的。改善固井水泥环塑性的基本思路是：在水泥浆中加入能明显改善水泥石塑性的外加剂，以它为核心研究适合不同井况的水泥浆体系配方的组成、工程性能及力学特性，为固井施工水泥浆设计提供依据。为充分说明水泥石的塑性特征，本研究用多个描述材料塑性的参量来说明该水泥浆体系的塑性特性：力学性能参数包括：

32、抗折强度、抗冲击韧性、弹性模量。（1）典型水泥浆配方的抗折强度和抗冲击韧性的测定抗折强度、抗冲击韧性大小是表征材料塑性的量度，其值愈高，表明水泥石的韧性愈好，能承受的冲击力愈大。测量水泥石的抗折强度和抗冲击韧性时，将配制好的水泥浆注入抗折强度试模和抗冲击韧性试模，置于相同的养护条件下养护成水泥石。然后分别测试其 48 小时的抗折强度和抗冲击韧性。抗折强度试模和抗冲击韧性试模尺寸为 1604040mm，同一配方应为 35 块试件。（2）水泥石抗折强度和抗冲击韧性测定表 2-12 水泥石抗压强度测试48h 抗折强度48h 抗冲击韧性序号配 方温度（）Mpa,%MPa/mm1/2,%1G 级水泥 +

33、1.5%GSJ+0.03GH-2657.815.62.0356.72G 级水泥 +1.5%GSJ+0.05GH-2858.515.12.0126.33G 级水泥 +2.0%GSJ+0.03GH-2658.924.52.24617.04G 级水泥 +2.0%GSJ+0.05GH-2859.523.92.29821.0典型水泥浆配方水泥石的抗折强度和抗冲击韧性的试验结果说明，该水泥浆体系有利于改善水泥石的内部结构，对于保护套管，防止射孔作业，压裂对水泥石的破坏，14相应地延长了气井使用寿命。（3）弹性模量的测定弹性模量是材料刚性的量度，弹性模量越大，说明在相同外力作用下，其变形越差，越易脆裂。测量

34、水泥石的弹性模量时，将配制好的加有 GSJ 降失水剂的外加剂的水泥浆与 G 级水泥净浆注入试模中（试模尺寸 4040160mm） ，置于 75条件下养护。用材料试验机测定其 48h 弹性模量。同一配方应为 5 块试件。（4）典型配方的弹性模量的测定结果(G 级水泥，W/C=0.44)表 2-13 弹性模量测试结果48h 弹性模量序号配 方温度()GPa，%1纯 G 级水泥净浆6.443021.5%GSJ + 0.05%GH-35.37216.632.0%GSJ+ 0.05%GH-3754.11636.1随着 GSJ 降失水剂的加入，显著改善了水泥石的可变形能力，加入 1.5%、2.0%GSJ降

35、失水剂时，其弹性模量较原水泥浆下降了 16.6%、36.1%。（5）GSJ 水泥浆胶凝强度性能实验配方：嘉华 G 级高抗水泥GSJ2%GQD2.0-3.0%44%,测试结果下所示：0:002:004:006:008:00Time (HH:MM)04080120160200240280320360400Temperature (C)024681012141618202224262830323436384042444648505254565860Pressure (MPa)010002000300040005000600070008000900010000Gel Value020040060080

36、0100012001400160018002000Static Gel Strength (Pa)井底压强 胶凝强度 井底温度图 2-7 GSJ 水泥浆体系胶凝强度性能表 2-14 GSJ 水泥浆体系胶凝数据时间（min）3955616971103胶凝强度（Pa）451502404805631106判读解释30Bc100Bc初凝终凝-成石数据显示该浆体从稠化结束到初凝、终凝和凝固成水泥石分别用时 6 min、14 15min、48 min，分别比纯水泥体系缩短了 8 min、13 min、26 min；降低了气侵的危害。2.4.2.62.4.2.6 鄂南鄂北现场施工用水泥浆鄂南鄂北现场施工用水

37、泥浆鄂南工区：水泥选用河南同力 G 级水泥，减轻材料选用陕西时凯研制的人工漂珠；鄂北工区：水泥选用青铜峡 G 级水泥，减轻材料选用河南新郑生产的人工漂珠。(1)水泥浆稠化试验条件升温升压 55（70）25（30）MPa 常温常压- 测稠化时间 25（35）min 恒温恒压(2)低密度水泥浆性能表 2-15 低密度水泥浆主要性能实验数据(3)尾浆水泥浆性能表 2-16 尾浆水泥浆主要性能实验数据鄂鄂 南南鄂鄂 北北性 能尾 浆性 能尾 浆密度(g/cm3)1.80密度(g/cm3)1.88稠化时间 (5525 MPa)min116稠化时间 (7030 MPa)min126过渡时间 min13过渡

38、时间 min11可泵时间 min103可泵时间 min115失水(6.9MPa55)ml6.3失水(6.9MPa70)ml8初始稠度（Bc）16.1初始稠度（Bc）抗压强度(5524h) MPa24.2抗压强度(7024h) MPa25.0自由水 ml0自由水 ml0鄂鄂 南南鄂鄂 北北性 能低密度水泥浆性 能低密度水泥浆密度(g/cm3)1.33密度(g/cm3)1.26稠化时间 (5525 MPa)min245稠化时间 (7030 MPa)min302过渡时间 min41过渡时间 min22可泵时间 min204可泵时间 min280失水(6.9MPa55)ml47.8失水(6.9MPa7

39、0)ml50初始稠度（Bc）12.6初始稠度（Bc）8.0抗压强度(5524h) MPa4.0抗压强度(7024h) MPa3.7自由水 ml0.3自由水 ml0.1流动度 mm290流动度 mm255相容性相容性好相容性相容性好悬浮性没有分层、结晶和早凝现象悬浮性没有分层、结晶和早凝现象16流动度 mm250流动度 mm240相容性相容性好相容性相容性好悬浮性没有分层、结晶和早凝现象悬浮性没有分层、结晶和早凝现象2.52.5 固井技术措施固井技术措施2.5.1 通井及泥浆处理完井电测后，保持泥浆密度同完钻泥浆密度不变。下原钻具钻通井，在遇阻、遇卡井段反复划眼，充分洗井，确保井眼畅通。然后采用

40、双扶（209mm）模拟管柱对水平段进行二次通井，在键槽、缩径井段、电测遇阻段等反复划眼，保证井眼通畅，便于套管能顺利下至设计井深位置。进行全井筒承压，满足固井施工要求，除砂器用好，彻底净化好泥浆。水平段及大斜度井段每200m循环泥浆一周，确保循环井眼干净，振动筛上无岩屑。通井期间要大排量循环不低于2周，在压力允许的情况下尽量提高循环排量（正常钻井时排量的1.2-1.5倍），最大限度地将水平井段沉积的岩屑循环干净，并清除井壁上的虚泥皮；为降低下套管摩阻，要求通井结束起钻前在水平段及大斜度井段泥浆中加入润滑材料或者2%的玻璃微珠，提高润滑性能，使摩阻系数0.05。表2-17 固井前钻井液性能要求密

41、度（g/cm3）粘度（s）失水（mL）泥饼（mm）含砂（%）1.101.15355550.30.3切力PH10s10minPVYPKf810287205120.082.5.2 套管漂浮、居中技术（1 1）水平段用清水替浆，增加管内外密度差，同进有利于提高水泥环均匀度，有效地控制水泥塞长度和实现套管漂浮。（2 2）采用树脂旋流刚性扶正器与树脂滚轮扶正器结合使用，提高水平段及斜井段套管居中度。目前使用的扶正器主要有单弓和双弓弹性扶正器、叶片式和旋流式刚性扶正器。相比较而言，刚性扶正器的扶正力最强，而旋流式刚性扶正器具有旋流作用，能提高水泥浆顶替效率，为确保套管居中度，扶正器加入不低于2根1只。不同

42、材质的旋流刚性扶正器应用条件与性能差异较大，见表2-18。表2-18 不同材质刚性扶正器的性能对比树脂镀锌合金铝合金刚性（冲击强度，英尺/磅） 301330强度（抗挤压 GPa）22822170密度（s.g.）1.56.02.7耐高温（/F）245/473N/A175/347磨阻系数（无润滑时）0.250.40.4启动扭矩很小40%40%172.5.3 采用特殊工具附件(1)采用特制139.7mm套管加长胶塞，增加三道裙部胶皮，用于有效隔离水泥浆，防止顶替下行过程中尤其是进入大斜度及水平段后贴边磨损，并实现水泥浆与顶替液有效阻隔，碰压正常；(2)浮鞋浮箍均采用弹簧复位式（带有导向槽），确保在水

43、平段能够工作正常。(3)控制水泥塞长度在设计范围，引进水平井固井用套管关闭阀，达到顶替量碰压后，胶塞作用在关闭阀上，关闭压力达到剪钉剪切压力（5-8MPa），关闭阀实行关闭，有效防止水泥浆倒流。2.5.4 压稳和防漏技术措施针对红河油田压力系统复杂，钻井液安全密度窗口窄的技术难题，特别是含有罗汉洞组、洛河宜君组及目的层易发生井漏，建立了压稳和防漏设计模型，实现压稳和防漏的协调统一，设计方法见图 2-8。图 2-8 压稳和防漏设计模型在实际应用时，该模型应用方法如下：（1）对于安全密度窗口窄的井，下套管前，通过堵漏等技术措施，提高地层承压能力，扩大安全密度窗口；（2）改变传统的静态承压实验方法，

44、动态模拟注水泥过程，按照注水泥环空浆体密度和排量动态进行承压实验，并计算环空压力分布，确定地层真实地层承压能力，承压达到设计要求后方可下套管；（3）确保环空液柱当量密度小于地层破裂压力或最低漏失压力，合理设计水泥浆密度和浆体结构；（4）水泥浆性能设计时，尾浆与领浆的静胶凝强度呈阶梯状发展，尽可能缩短尾浆稠化时间。一方面，可以在主力气层段快速形成高早强水泥环，控制油气水窜，由于水平段尾浆浆体不产生静液柱压力，可适当提高尾浆密度，适当降低领浆密度，降低压漏风险，水平段尾浆密度提高还有利于提高水平段胶结质量。（5）紊流+塞流复合顶替工艺，控制井口压力。根据动态模拟实验的结果，控制井口最高压力。在替浆

45、前期，水泥浆自身具有很快的下落速度，有效控制泵压，降低18漏失的风险；到替浆后期，根据泵压的升高情况及时调整替浆排量，将泵压控制在设计要求的范围内，防止注水泥漏失的发生。2.5.5 固井施工注替工艺控制技术（过程控制，压力控制）在前置液出套管至进入定向井段采用大排量注浆工艺，确保前置液对水平井段的冲刷效果；替浆初期采用大排量（环空上返速度不低于 1.2-1.5m/s）顶替，利用低密度水泥浆流动性好的特点再次对井壁的泥皮进行冲刷；尾浆出套管时根据井口压力变化确定合适的替浆排量，压力过高可以采用塞流顶替方式，避免流动摩阻过高压漏地层的风险。2.5.6 精细组织，从细节抓起（1）充分利用干混站储备能

46、力，提前储备了足量的油井水泥，保证陈化时间，确保水泥性能的稳定性，实验室对每批次水泥做评价。（2）每次施工完毕后，将现场灰、水罐运回基地认真及时清理，避免了残存灰、水对下次施工造成影响。同时严把大样灰的混配、运输控制关。（3）驻井技术员提前介入尽可能取全取准现场原始数据，从而有针对性的编写固井施工设计。（4）为了达到“压稳防漏”要求，优化浆体设计和流变参数。技术员在下套管前最后一趟通井时，现场跟踪、落实承压工作，使之务必达到设计要求，为后期固井施工提供参考。（5）根据井眼轨迹及现场实际情况，优化扶正器的使用类型及数量。在斜井段采用树脂旋流扶正器。井径均匀规则的井段，采用树脂旋流加弓形弹性扶正器

47、，大井眼处采用树脂旋流式扶正器，以提高套管的居中度。（6）现场大样水配备前，检查落实水源水质，严格按实验要求加量配制大样水。这些工作有效地保证了水泥浆大小样复合的精准度。（7）在施工过程中，对操作人员严要求、高标准。实际水泥浆密度要求控制在0.01g/cm3范围内，保证了现场水泥浆的实际性能。（8）要求浆体沉降稳定性好、低失水、零“析水”、具有一定“触变”特性、短稠化、短过渡时间。2.62.6 现场应用现场应用2.6.1 三开井身结构二开技套固井水平段裸眼或筛管完井现场应用情况2.6.1.12.6.1.1 鄂尔多斯盆地技套固井工作量统计鄂尔多斯盆地技套固井工作量统计下表工作量统计起止时间是自项

48、目实施以来 2012 年 6 月 1 日至 12 月 30 日，统计工作量是指施工并验收井数，分公司未验收井不在统计范围之内，统计的鄂尔多斯盆地技套固井工作量见表 2-19。19表 2-19 鄂尔多斯盆地技套固井工作量工区钻头套管技套固井（）12 月 30 日施工并验收井数良好（口） 优质（井数） 优良率（%）鄂北215.9177.851348100富县215.9177.811100杭锦旗215.9177.811100麻黄山215.9177.8615100旬邑-宜君215.9177.855100旬邑-宜君311.2244.588100大牛地气田合计72567100红河油田241.3/215.9

49、 177.81057981002.6.1.22.6.1.2 大牛地气田水平井固井工艺现场应用以大牛地气田水平井固井工艺现场应用以 DPHT-38-2DPHT-38-2 井为例井为例(1)DPHT-38-2(1)DPHT-38-2 井地层简表井地层简表完钻层位：二叠系下统下石盒子组盒 1 段。表 2-20 DPHT-38-2 井地层预测简表地 层 系统界系统组段代号垂深(m)垂厚(m)岩 性 简述新生界第四系全新统Q44040浅棕黄色风积砂层。白垩系下统志丹群K1z180140棕色砂岩与同色泥岩呈略等厚互层；底部为细砂岩。安定组J2a25575泥岩夹泥灰岩，底部为棕褐色细砂岩。直罗组J2z460

50、205浅灰绿色砂岩与灰绿、灰紫色泥岩呈等厚互层，底部为灰白浅灰绿色含砾砂岩。侏罗系中下统延安组J1-2y755295灰白、浅灰色砂岩与深灰、灰黑色泥岩呈等厚互层夹煤层下部为灰白色含砾粗砂岩。上统延长组T3y1408653灰白灰绿色砂岩与同色泥岩互层。中统二马营组T2e1679271杂色砂岩与棕、灰紫色泥岩呈略等厚互层。和尚沟组T1h1852173棕、灰褐色泥岩与杂色砂岩略等厚互层中生界三叠系下统刘家沟组T1l2060208浅棕灰色细砂岩与棕色泥岩、粉砂质泥岩呈略等厚互层。石千峰组P2sh2339279棕褐色、棕红色泥岩、粉砂质泥岩与浅棕灰色细、中砂岩、含砾中砂岩、泥质粉砂岩呈等厚互层。上统上石

51、盒子组P2s2526187棕褐、紫褐、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩与浅灰、灰白色细砂岩、泥质粉砂岩呈略等厚互层。盒 3P1x3257044棕褐、棕灰色泥岩、粉砂质泥岩与浅灰色泥质粉砂岩呈不等厚互层。上古生界二叠系下统下石盒子组盒 2P1x2261747浅灰色细、中砂岩、泥质粉砂岩与棕褐色泥岩呈略等厚互层。20265740(A 靶点)（未穿）灰白色细、中、粗砂岩与灰色泥岩呈略等厚互层。盒 1P1x126507灰白色细、中、粗砂岩，局部夹灰色泥岩薄层、条带。(2)(2)井身结构井身结构井身结构三开，套管设计为二级，目的层（水平段）主要下入筛管或者裸眼完钻。表 2-21 井身结构与套管程序数据表（DPHT

52、-38-2 井）开次钻头尺寸 mm井深 m套管尺寸 mm下深 m备注一开311.15407.5244.5406.86封固井段 0-407.5m二开215.92890177.82890封固井段 0-2890m造斜点：2339m完钻井深/垂深：2890m/2672.54m(3)(3)固井工艺措施固井工艺措施 一次上返固井，以“压稳防漏”为指导思想，采用近平衡固井方式，浆体结构采用前置液+低密度水泥浆（密度 1.26-1.33g/cm3）+过渡浆（密度 1.75g/cm3）+常规水泥浆（密度 1.75-1.88g/cm3） 。 在下套管前着重处理好井眼条件和泥浆性能，保证套管能顺利下到目的位置。 管

53、串结构:浮鞋+3 根套管+浮箍+套管串+水泥头。 扶正器安放表 2-22 扶正器加法方法及数量井段 m类型规格加放方法数量（个）厂家0400刚扶781/21/152常熟400-2140弹扶781/21/1017常熟2140-2390弹扶781/21/6(造斜段)4常熟2390-2860刚扶弹扶781/21/3(斜井段)8 只刚扶+8 只弹扶常熟2860-2890弹扶781/21/1(浮鞋、浮箍连接套管)3常熟采用“龙抬头”技术，浮鞋与浮箍之间的每根套管加 1 个弹扶起到提高套管居中度的作用。替浆期间，由水泥车实现全程顶替作业，保持施工连续性同时，避免启停激动造成漏失。起压前采用钻井队泥浆泵+水

54、泥浆大排量替浆，以达到提高顶替效率的目的，起压后降低排量至塞流碰压。(4)(4)现场施工简况现场施工简况表 2-23 水泥浆注入密度及用量21水泥浆最大(g/cm3)最小(g/cm3)平均(g/cm3)设计(g/cm3)水泥浆量(m3)设计/实际水泥量(T)设计/实际低密度1.361.201.261.2642.6/4832.8/37过渡1.841.741.791.755.1/55.7/5尾浆1.941.861.911.889.5/10.512.7/15表 2-24 施工时效施工程序施工时间段排量（m3/min）施工时间 min备 注下套管12 月 21 日 21:30-23 日 03:00循

55、环03:30-15:0011.5h注前置液15:11-15:2211注低密度水泥浆15:22-16:071-1.145注过渡浆16:07-16:1215注尾浆16:12-16:221-1.110开档销、压塞16:24-16:280.6-14泥浆泵替浆16:31-16:462.715水泥车替浆16:24-18:251.5-1.8/0.6-0.3121碰 压18:25196（合计）注低密度至施工结束：185min注过渡浆至施工结束：140min注尾浆至施工结束：135min钻井队泥浆泵+水泥浆大排量替浆期间，压力控制在6MPa以内，超过6MPa，改用水泥车单独替浆，避免压力过高压漏地层。替浆压力0

56、-16MPa，碰压1621MPa。放回水压力回零，回吐0.5m3断流，开井侯凝。(5)(5)固井施工分析固井施工分析该井在下完套管后，以 20L/s 的排量循环时出现漏失，漏失量为 5-6m3/h,井队采取堵漏措施先后 2 次加入堵漏剂，固井前漏失量为 2-3m3/h，在替浆过程中，停大泵大约 10 分钟后井口不返浆，施工结束后井口又返浆。测井结果显示：水泥浆返高地面，目的层固井质量良好，非目的层井筒上部有部分井段没有水泥，分析认为是漏失后吐浆导致的。2.6.1.32.6.1.3 红河油田水平井固井工艺现场应用以红河油田水平井固井工艺现场应用以 HH55P9HH55P9 井为例井为例(1)HH

57、55P9(1)HH55P9 井钻遇地层预测见表井钻遇地层预测见表 2 2-25-25表 2-25 HH55P9 井钻遇地层预测简表地 层系统 组 段油层组垂深(m)垂厚(m)海拔(m)岩 性 描 述第四系全新统285.0285.01050.8 灰黄色粘土层与棕色砾石层呈不等厚互层。罗汉洞组437.4143.4898.4棕黄、棕色细、中、粗砂岩与褐色泥岩呈不等厚互层。白垩系下统志丹群环河组837.4400.0498.4灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩、细砂岩，局部具石膏薄层。22地 层垂深(m)垂厚(m)海拔(m)岩 性 描 述系统 组 段油层组华池组1047.4210.0288.4灰褐、灰

58、色泥岩与棕褐色泥质粉砂岩、灰褐色中砂岩呈不等厚互层。洛河-宜君组1277.4230.058.4棕、棕灰色中砂岩与褐色泥岩呈略等厚互层。安定组1547.4270.0-211.6中、上部紫褐色泥岩、褐色泥灰岩与棕灰色中砂岩呈略等厚互层；下部为棕灰色中砂岩与褐、紫褐色泥岩呈等厚互层。中统直罗组1672.4125.0-336.6 上部为绿灰、灰色泥岩、粉砂质泥岩与浅灰色细砂岩呈略等厚互层；下部为大套浅灰色细、粗砂岩与绿灰、紫褐色泥岩呈略等厚互层。侏罗系下统延安组1807.4135.0-471.6深灰、灰黑色泥岩与灰色粉、细砂岩呈略等厚互层，夹 5层煤。长 61942.4135.0-606.6 上部深灰

59、色泥岩、粉砂质泥岩与灰色粉、细砂岩略等厚互层；中部浅灰、灰褐色中、细砂岩与深灰色泥质岩略等厚互层；下部深灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色粉、细砂岩略不等厚互层。长 72045.2102.8-709.4上部深灰色、灰黑泥岩夹灰色细砂岩；下部深灰、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩及浅灰、灰褐色细砂岩互层；底部为黑色泥岩长 82122.877.6-787.0 深灰、灰黑色泥岩、泥质粉砂岩互层，夹浅灰色细砂岩；长9112135.612.8-799.8 浅灰色粉、细砂岩与深灰、灰黑色泥岩互层。长9122153.618.0-817.8 浅灰色粉、细砂岩与深灰、灰黑色泥岩互层。三叠系上统延长组第三段长9长9132168.6

60、15.0-832.8灰黑色泥岩、粉砂质泥岩与浅灰色细砂岩互层(2)(2)基本概况及井身结构基本概况及井身结构表 2-26 HH55P9 井基本概况井 号HH55P9井井 别开发水平井构造位置鄂尔多斯盆地天环坳陷南端钻井队靖边万隆4516设计井深2378.47m完钻井深2399.00m完钻层位三叠系延长组长912完井方式裸眼完井套管尺寸177.8mm套管下深2396.00m油气层顶界-主力油层三叠系延长组长912完钻原则钻达设计B靶点，目的层水平段长1000m。地理位置甘肃省泾川县丰台乡焦家村七组，HH55P9 井井口位于红河 32 井井口 236838方向 2160.67m 处.固井队HB-1