大庆水平井固完井技术

大庆油田钻井完井技术伴随着大庆油田勘探开发四十多年的发展历程，大庆油田的钻井完井技术得到了不断的发展。

油田钻井科技人员，以满足油田勘探开发需要为己任，围绕着“五提高、二保护”（提高钻井质量，提高钻井速度，提高经济效益，提高钻特殊工艺井能力，提高技术配套水平，保护油气层，保护环境）的钻井技术发展战略，开展了大量的技术攻关和新技术推广工作，使油田钻井完井技术得到了全面快速的发展，在调整井固井技术、深井钻井完井技术、水平井钻井完井技术、储层保护与评价技术、欠平衡钻井完井技术、套损先期防护技术等方面形成了与油田勘探开发密切相关的配套新技术。

一、大庆油田调整井固井技术大庆油田调整井的固井质量多年来一直受到各级领导和工程技术人员的高度重视，通过不断认识和总结，逐步形成了以“压稳、居中、替净、密封”八字方针为原则的一整套具有大庆油田特色的调整井固井技术。

大庆油田调整井固井技术在地质压力预测与控制技术、固井基础理论研究、固井水泥外加剂研究与应用、固井工具研制与应用、固井施工配套技术等方面得到了全面的发展，在油田开发系统的密切配合与支持下，调整井固井技术水平得到了较大幅度的提高和发展，满足了油田开发对固井质量的基本需要。

目前，大庆油田二次加密调整已基本完成，现已进入高含水后期三次加密调整阶段，三次加密调整关系到大庆油田的可持续发展，更关系到钻井等系统的生存和发展，其中加密调整井的固井质量是三次加密调整方案实施的关键之一。

调整井固井面对的是复杂的多压力层系，固井封固质量受到高压层、欠压层、易漏层等地质条件的影响和后续射孔、压裂等作业的影响，还不能达到完全满足开发需要的程度。

因此，提高调整井固井封固质量技术，仍是大庆油田需要发展的核心技术。

(一)地质压力预测与控制技术地层的孔隙压力是影响固井质量的主要因素，调整井的地层压力预测与控制，是保证调整井固井质量的关键之一，没有准确的地质压力数据，很难采取相应的其它固井技术措施。

- 115 -第4期N259区块水平井固井技术王晶（大庆钻探工程公司钻技一公司， 黑龙江 大庆 163000）[摘 要] N259井区位于松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷宋芳屯鼻状构造西翼向永乐向斜倾斜的斜坡区块。

在以往钻固井过程中该地区及邻近地区先后发生浅气层井喷、油气侵、井漏等复杂情况。

为保护浅层气和地表水，区块设计水平井要求全井封固，防喷防漏窗口给固井作业带来极大挑战。

经过优选合理水泥浆体系与施工方案优化，完成该区块水平井固井施工，满足油区整体开发效果。

[关键词] 水平井；固井；水泥浆；全井封固作者简介：王晶（1984—），男，黑龙江哈尔滨人，本科学历，工程师，从事固井施工工作。

N259区块内水平井主力油层为葡萄花油层，埋藏深度1383-1403m ，是中部含油组合的一个油气层，生储盖组合与中部含油组合同属一体，具有相似的沉积特征，相同的油源，同一压力系统。

井区黑帝庙浅层气发育，测井解释为气水同层，钻井区不发育气顶气，完钻层位姚一段。

1 固井技术难点分析1.1 井底温度低固井施工结束后，使用常规水泥浆体系凝结时间长，水泥石不能迅速形成强度，无法有效阻止层间窜流。

1.2 地质复杂邻近地区在以往钻井过程中先后有7口井发生井漏、油气侵等复杂显示，其中油气侵6口、井漏4口、管外冒气1口，固井期间发生漏失3口，水泥浆返高未达到设计要求，区块使用的钻井液密度多在1.45g/cm 3~1.50g/cm 3之间，最低破裂压力梯度1.80MPa/100m ，地层压力窗口窄，施工难度大，水泥浆密度控制要求高。

1.3 全井封固气层活跃固井采取全井封固的方法，当钻开浅气层后，原始地层压力得到释放，气体不断进入井筒，需要加重钻井液密度来平衡气层压力；水泥浆候凝期间气窜发生几率更高，气体上窜速度更快，严重影响上部地层固井质量。

1.4 环空压稳实现困难固井候凝过程中，尾浆水泥处于失重状态，难以实现压稳，可能引起层间互窜，无法实现层间的有效封隔，导致气体上窜，造成固井失败。

非开挖技术china Trenchless Technology 2020年12月0.8MPa压力反复长时间闭水试验，确保管道修复工程质量过硬之后，才于11月27日正式认可通过该项非开挖管道修复技术的成功安装。

由于原有管道爆裂，出现一段时间的大量漏水，为了防止可能因为漏水引起马路地下出现局部空洞，施工方后期在马路上通过钻孔注浆，夯实马路地基，确保了该管路修复成果的彻底圆满。

此次非开挖管道修复项目为该技术在北京首次应用，从决策到施工完成，时间较短，燕龙水务和工程施工公司针对实际施工环境，讨论技术方案，克服了各种实际困难，在有限空间内实现了快速安装，反复检验，为北京地区自来水管道修复储备了新技术。

5 结论Pipe-in liner®纤维增强塑料软管内衬修复技术已经在国内外有了大量的成功应用，接受了不同业主单位的实际检验和认可；同时，材料也经过了7家国内外不同的科研院所的实验检验。

纤维增强塑料软管内衬管道修复技术，是一项可靠的非开挖管道修复技术，适用于中长距离的管道修复。

但是，该技术也存在一定的局限性：不适合有分支开孔的管道修复，如果要修复有支管的管道，必须在支管处开挖；对于修复特别短距离的压力管道，或者短距离内有分支，经济性不强；对于大的折弯，该工法也不能达到最优，会有褶皱，影响介质输送量。

纤维增强塑料软管内衬修复技术是一项实用性强的压力管道修复技术，可以解决大量的中长距离压力管道修复，具有一些独特的无与伦比的优点，我国应该大力推广。

另外，该技术安装迅速，施工设备简单，操作简单，也可以作为自来水公司常备的应急抢修的技术手段。

Asoe (2018a)-Unpublished Water Pipe Rehabilitation Design Guide V3.0, Pipe-in Liner Product, Asoe Manufacturing Inc., Taizhou, China.Asoe (2018b)-Unpublished Water Pipe Rehabilitation Installation Guide V1.0, Pipe-in Liner Product, Asoe Manufacturing Inc., Taizhou, China.Asoe (2018c)-Presentation and Videos, Lining Pipes by Press-flat Hoses or Folded and Formed PVC Pipes (Application of Asoe Hoses & Pipes), Pipe-in Liner Product, Asoe Manufacturing Inc., Taizhou, China.Lu H.,etc. Stress analysis of urban gas pipeline repaired by inserted hose lining method. Composite Part B. B 183 (2020) 107657Mohammadrza M.M. etc., Development ofa Framework for Design and Installationof a New Lining Material for Water Pipeline Renewal. ASCE 2019T, Iseley, etc. Research On application of Trenchless rehabilitation technologies for medium and high pressure gas pipeline, 2016Yan X. Experimental and numerical evaluation of a new composite pressure pipe for a trenchless rehabilitation t e c h n o l o g y.D o c t o r a l d i s s e r t a t i o n.Louisiana Tech University; 2016.[1][2][3][4][5][6][7]参考文献∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽∽大庆钻探超短半径侧钻水平井完钻1月4日，大庆钻探成功完钻5口超短半径侧钻水平井，实现平均靶前距43米，平均水平段长度128米，目前单井日增液2.6吨，日增油1.4吨，为大庆油田老井剩余油挖潜找到了新途径。

大庆调整井固井技术研究与应用杨智光程艳和传键陈晓楼莫继春徐明＜大庆石油管理局钻井工程技术研究院）摘要：通过钻井地质、室内基础理论模拟实验、应用技术三个方面的研究，建立了地层压力预测的数学模型，解决了薄差层地层连通性判断问题；解决了水渗流模拟实验中临界条件和评价参数的确定、水泥石动态力学性能和水气窜规律研究的评价手段和方法，建立了压稳程度的计算公式，解决了压稳程度的定量评价指标，为现场的施工设计提供了理论依据。

并研制出DRK抗冲击韧性及高封窜水泥体系，提出了高密度冲洗隔离液配套技术，从而提高了调整井的固井质量。

主题词：调整井地层压力泄压预测水渗流评价装置压稳系数力学性能水泥石抗冲击韧性隔离液悬浮稳定.、八、-刖言大庆油田属非均质的多层砂岩油藏，其调整井特点是：油层多，油层厚度差异大，油层渗透率差异大，隔层薄，且纵向上砂泥岩、高渗低渗层交错分布，再加之长期注水开发中的注采不平衡，形成了多压力层系。

大庆油田为了实现长期稳产，提高采收率，提出了开发表外储层、薄差油层的开发方案。

在实际开发中开发的层位越来越薄，再由于复杂地下动态环境的影响，增加了油井的封固难度。

而调整井薄层固井质量是直接关系到薄层开发方案能否顺利实施的关键技术环节。

为此，大庆油田在地质、室内基础理论模拟实验研究、应用技术研究等方面开展了调整井薄层固井技术研究。

经过多年的科研攻关和技术应用，较有效地解决和改善了大庆油田调整井高压水气窜问题。

1地层压力预测及降压泄压技术研究应用不同的开发时期，由于开发的层位不同，影响地层压力的因素也不尽相同。

因此，分别进行了二次、三次加密调整井地层压力预测和降压泄压技术研究，形成了一套适合大庆油田调整井的开采层孔隙压力和套损层位压力预测技术，以及以待钻井周围注水井降压为主，所钻井原井眼泄压为辅的降压泄压技术。

1.1二次加密调整井的地层压力预测及降压泄压技术1.1.1 二次加密调整井的地层压力预测1）开采层孔隙压力预测正常注采层位地层孔隙压力与降压注水井的井口恢复压力有关，可以直接反映开采层最高压力大小，其预测方法为:P=＜102P+H ） /102+a式中：P —预测压力系数；P —井口恢复压力，MPaH- S2顶深度，mA —综合压力与单层最高压力差，MPa 由完井压力检测结果确定，一般为 1MPa2）套损层位压力预测利用无限大等厚油藏的条件对弹性不稳定渗流微分方程进行求解，得到无限大等厚地层压 力分布公式： 其中：=：."G/rE （-X ＞称为幕积分函数.定义为:式中为积分变量.1.1.2二次加密调整井的地层压力降压泄压技术在压力预测的基础上，为保证钻井安全和油井的封固质量，针对一些地层压力较高的地层和地区，与开发部门协作，实施了钻关、停注泄压技术措施，降低高压层地层压力，减少层间 压差。

水平井固井技术
技术原理
与直井相比，提高套管居中度是解决水平井/大位移井固井质量的关键。

增加套管扶正器的数量是提高套管居中度唯一途径，增加套管扶正器的数量将会导致下套管施工作业难度，即解决下套管作业的难度又能保证提高套管居中度的解决方案是采用漂浮固井技术。

增加套管扶正器的数量必将导致套管下入过程中摩擦阻力的增加，漂浮固井技术则通过减少套管与井壁的侧向力的方式，克服由于增加扶正器数量所导致的摩擦阻力。

通过在套管串结构中接入漂浮装置，与套管浮箍和套管鞋之间的封闭空气或低密度钻井液，套管内外则形成一个浮力作用，使套管串在下入过程中处于漂浮状态，减小套管与井壁的摩阻，从而可以按照设计要求安装套管扶正器，保证套管的居中度，为提高水平井固井质量创造基本条件。

配套工具与技术特征
2、技术特征
-偏心自导式引鞋：灵活旋转，引导套管逾越阻碍；
-高强度双阀扶箍：弹簧式/舌板式双层阀芯，承受巨大反向压力达50MPa；
-免钻漂浮装置：使用特殊爆破板材料，憋压破碎后成小颗粒，容易被泥浆携带到地面；
-水平井专用扶正器：整体设计强度高；圆滑棱片摩擦力小；自由旋转下放阻力小，螺旋棱片顶替效率高；
-不改变传统固井工艺，施工操作简单。

应用案例
自2010～2013年，在多个油田油田累计完成水平井固井施工超过350井次，套管下入顺畅，固井质量合格率100%，优质率72.5%。

水平井固井技术 编译:吴俊辉　张春明(大庆石油管理局钻井三公司)习玉光(大庆石油管理局钻井一公司)审校:孙庆仁(大庆石油管理局钻井三公司) 摘要　概述了世界上最长的1口水平井所采用的水泥浆体系的设计方法。

英国多塞特郡南海岸B P Amoco公司的Wytch油田目前完成的17口井中均使用该水泥浆体系,无一需要二次固井(补注水泥),而且,声变测井证实所有储层部分都显示出满意的油层隔离。

主题词　固井　水泥浆体系　水平井　技术一、引言自1993年B P Amoco开始在Wytch油田钻井施工以来,该区块所钻的最长水平段井为1M16 SP,该井基本数据如下:・预置25m的26in垂直导管・在上白垩系下入260m的18&3in套管・在总深度11278m下入8∀−in套管———世界记录的最长水平段・7in尾管下到垂深1610m,总长度10210m二、前置冲洗液及隔离液整个石油行业承认,提高排量及上返速度能有效地提高钻井液的流动,从而达到较好的第一、第二界面封固质量。

在Wytch开发现场,所有的尾管固井都使用了大量的前置冲洗液及隔离液。

尾管固井初期,采用加重隔离液(密度为钻井液及水泥浆平均值),随后采用油基冲洗液,该水泥浆提供坚实的基面,从而达到如M08及M10井的测井曲线所示的好的胶结指数,无需进行二次固井。

以前该地区尾管固井的平均顶替速率为6～8bbl/min。

在M11井(第一口尾管下到测深10000m的水平井)实施作业时注意到,顶替速率应该降低到4bbl/min,从而保证在固井施工中不压漏地层。

Lockyean Ryan及Gumng Ham前期所做的工作显示,由于流速降低,窜槽程度增加(除非水被置换),而且,在紊流状态下,低黏度流体比高黏度流体更容易被顶替。

基于这些及以前成功的经验,决定隔离液只采用水作为基液。

这将导致使用一系列不同密度及流态的流体,而且,密度不同将有助于注水泥顶替时的窜槽。

从M11井看,尾管固井前采用如下流体:考虑钻井过程采用了低毒性,含有固相的油基泥浆,首先,泵入100bbl黏度为1～2cP油基冲洗液,并采用紊流,甚至采用低泵速,这将提高泥浆在整个环空的流动,尤其在套管底部,泥浆极易被截留。

水平井完井技术措施针对近期水平井下套管出现问题较多，完井作业程序混乱，为进一步加强水平井完井阶段管理，提高安全意识，把井下安全、工程质量、规范操作放在第一位，杜绝违章指挥、违章操作，确保下套管及固井质量，特制定以下技术措施：一．井眼准备1.钻井过程要确保井眼规则，无大肚子井眼（特别是直罗组的维护），防止井径扩大率和全角变化率超标，影响套管的下入顺利和固井质量。

2.钻井液性能应能保证井壁稳定、井眼干净畅通、无油气侵和无漏失，符合固井设计要求。

3.如果在钻井过程中发生漏失的井，必须在下套管之前先堵漏，确保漏失层有一定承压能力后再下套管。

4.水平井如果出现溢流，必须先压稳产层。

不能用大幅度降低密度的方式稀释钻井液，以免出现产层压不稳的现象。

5.水平井通井时应分段循环，防止钻具一次性下到底开泵蹩漏地层。

通井时钻井液加入足量润滑剂处理，要清除井底沉砂，处理调整好钻井液性能,要求达到粘度低、动塑比低、泥饼薄而韧；全井性能稳定，流动性好，完钻前PH值控制在9～10之间。

6.水平井通井钻具组合必须是钻头+相应尺寸扶正器（钻水平段时扶正器）或81/2〞牙轮打捞器，不能用光钻头通井，并认真做好遇阻遇卡记录,要求在阻卡段进行短程起下钻直至畅通,钻具下到井底后要充分循环,振动筛上无岩屑返出或循环两周以上方可起钻。

重点划眼井段：电测井径小于钻头直径井段；起下钻遇阻、遇卡井段；水平段；存在积砂和砂桥井段。

7.水平井等解释期间必须在等到下套管通井通知后,再开始下钻通井,若因设备等原因导致从通井到下套管期间时间超过24h,必须重新通井。

二．下套管1.下套管前的准备⑴钻井队接到完井通知单后，要对阻流环位臵、短套管位臵进行确认。

⑵依照完井通知单上套管数据要求，调整好入井套管及套管附件的顺序；套管数据应做到三对口，即与甲方下套管数据对口，与场地排序和编号对口，与剩余的套管根数对口。

⑶检查准备好下套管使用的工具：液压套管钳、套管吊卡、套管吊索、套管密封脂、灌泥浆管线、保护母扣的“大盖帽”，未安装套管扶正台的还应准备牵引套管吊卡的细棕绳。