油基钻井液水平井固井技术在川渝地区的应用

曾艳军,唐伟军,张 凯,潘 利，郜海波，周 峰

(中国石化中原石油工程有限公司固井公司，河南濮阳 457001)

随着非常规气藏开发的深入，油基钻井液在水平井钻井中的应用越来越多，如川东南和蜀南地区的页岩气井、川东北地区的须家河组致密砂岩气井等。非常规气藏需要用水平井完井的方式才能获得足够的产能，而油基钻井液对提高机械钻速和保持良好的井眼条件有着不可替代的优势[1-2]。另外该类水平井需要进行大型的分段压裂，对固井质量提出了更高要求。由于水泥浆与前置液为水基成分，而钻井液为油基成分，因此需要优选出合适的前置液体系，在水平井井眼情况下，采取合理的施工参数对油基成分进行有效的润湿反转、驱替干净，且要保证施工安全，不出现破乳现象。因此研究油基钻井液水平井固井技术显得尤为重要。

1 固井技术

1.1 井眼准备

(1)裸眼段尤其是45°～90°井段，通井须以大排量分段循环和短程起下钻，循环要充分，循环时旋转活动钻具以破坏岩屑床，为斜井段与水平段固井质量提供良好的井眼条件。

(2)为提高套管重叠段第二界面固井胶结质量，须进行刮管作业。

(3)套管下完后，使用10～25 m3稠浆携砂，以确保井眼清洁。

1.2 优选前置液冲洗体系

(1)四级前置冲洗液体系：以某井为例，其冲洗液体系见表1，其中，柴油为防止破乳问题发生，且有着稀释作用；油基冲洗液是将油基冲洗质量分数提高10%，加重隔离液由该冲洗液悬浮剂组成，加重材料由重晶石与石英砂组成。室内研究实验表明，该类前置冲洗液冲洗效率良好。

表1 四级前置冲洗液体系结构

(2)三级前置冲洗液体系：随着页岩气开发的深入, 钻遇断层、裂缝及大型酸压地下压力系统，钻进和固井过程中，井漏发生的井眼越来越多，且在油基钻井液环境下，堵漏材料较少，无法进行大排量注替，四级冲洗技术受到限制，固井质量受到影响。为此，通过流变学，对浆体流变性与流态之间的关系进行计算后，研制了该体系。该体系实现了冲洗隔离液在小排量、低返速的条件下，对油基钻井液进行有效冲洗隔离。 以焦页26-1HF井为例，该井前置液密度为1.60 g/cm3，优化前后的冲洗液性能见表2。

表2 前置液优化前后的流变参数

通过软件模拟发现前置液的φ600、φ300转的读数越低，密度越高，实现紊流需要的排量越低。考虑到密度增加会加大井漏风险，实际操作中，将该读数控制在20以下。以某井为例，该前置液体系结构见表3。

表3 三级前置冲洗液结构

1.3 扶正器加法研究

以焦石坝地区焦页1-2HF井为例。该井造斜点2 000 m，244.5 mm技套下深2 405.71 m处，套管下深4 120 m，井身垂直剖面见图1。

图1 焦页1-2HF井垂直剖面

加密安装扶正器是提高套管居中度最有效的措施。通过软件模拟发现，在水平段按照各自类型扶正器加法的居中度情况如下。

(1)扶正器加法1：全井使用外径195 mm刚性扶正器，0～1700 m，每5根套管带1只；1 700～2 500 m，每2根套管带1只；2 500 m至井底，每根套管带1只,其居中度情况见图2。

图2 扶正器加法1居中度情况

(2)扶正器加法2：全井使用外径195 mm刚性扶正器，0～1 700 m，每5根套管带1只；1 700 m至井底，每根套管带2只；其居中度情况见图3。

(3)扶正器加法3：全井使用外径195 mm刚性扶正器，0～1700 m，每5根套管带1只；1 700 m至井底，每根套管带3只；其居中度情况见图4。

(4)扶正器加法4：全井使用外径205 mm刚性扶正器，0～1700 m，每5根套管带1只；1 700 m至井底，每根套管带1只；其居中度情况见图5。

图3 扶正器加法2居中度情况

图4 扶正器加法3居中度情况

图5 扶正器加法4居中度情况

(5)扶正器加法5：全井使用外径210 mm刚性扶正器，0～1 700 m，每5根套管带1只；1 700 m至井底，每根套管带1只；其居中度情况见图6。

图6 扶正器加法5居中度情况

通过上述模拟发现，每2根套管以上带一只扶正器时，水平段大部分井段居中度基本为0；每一个套管带一只的情况下，采用外径210 mm的扶正器，居中度基本都在80%；采用外径205 mm的扶正器，居中度基本都在67%～78%；采用外径195 mm的扶正器，居中度基本都在60%。因此，造斜段与水平段必须每根套管带一只扶正器，扶正器外径越大，套管居住度越高，建议采用质量较好的弹性扶正器。

2 实际应用

焦页1-2HF井为部署在涪陵地区的一口页岩气井，采用油基钻井液，密度为1.53 g/cm3，油水体积比为80/20。该井井深4 120 m，技套下深2 406 m，造斜点2 000 m，A靶点垂深2 369 m；B靶点垂深2 449 m；水平段长1 502.13 m，全井最大井斜91.76°。采用四级前置冲洗液体系：前置液6 m3柴油+6 m3冲洗液+25 m3冲洗液加重隔离液+12 m3；采用双凝单密度水泥浆体系，密度为1.90 g/cm3，其中，尾浆为弹塑性水泥浆体系。水平段每根套管带一只外径205 m刚性扶正器，替浆采用16 m3清水+29 m3低密度(1.40 g/cm3)钻井液。施工过程中注灰排量1.5 m3/min，替浆排量1.8～1.5 m3/min。施工过程顺利，正常碰压，全井固井质量优良，全井声幅值小于10%。

目前在川渝地区共进行水平井正常固井31井次，其中，优质24口，良好4口，合格3口，合格率100%，优良率90.32%。

3 结论与建议

(1)优选前置冲洗液体系，需要选用化学性能和流变性能优良的油基冲洗液，采用合适的环空返速、粒径和加重材料。

(2)前置冲洗液体系必须用足够的量，确保足够的接触时间，应占环空高度1000～1500 m。

(3)要合理调节前置冲洗液的6速读数，在较低排量条件下，实现紊流顶替，在漏失井固井过程中，降低漏失风险、保证固井质量。

(4)水平段必须每根套管带一只扶正器，建议使用外径大、质量好的铰链式双弓弹性扶正器。

[1] 刘崇建，黄柏宗，徐同台，等．油气井注水泥理论与应用[M]．北京：石油工业出版社，2001．

[2] 张楠.喇嘛甸油田完井液体系研究[J].石油地质与工程，2013，27(2)：101-104.