渤海湾浅层大位移井固井技术

罗静 王贺宁 华志远 彭纪龙

摘 要：垦利16-1油田位于渤海南部海域，隶属垦利油田群开发体系，储层地质条件复杂，具有典型“边、小、碎、深”的特点，不仅是“十四五”技术攻关的主要方向，更是新时期油田开发的典型代表。本文通过对该区块水泥浆体系，安全高效的下套管技术，附件的优化与应用，现场施工技术等方面的研究，提出了一套系统、成熟的大位移井固井技术。该技术在现场实践中取得了显著效果，保障了该区块大位移井的固井质量，对渤海湾海域大位移井固井质量的提高提供了新的理论依据，具有深远的现实意义。

关键词：浅层大位移井;水泥浆体系;固井

中图分类号：TE151     文献标识码：A       文章编号：1003-5168（2021）30-0068-04

Abstract： The KL16-1 oil field is located in the southern waters of the Bohai Sea and belongs to the development system of the Kenli oil field. The reservoir geological conditions are complex and with typical characteristics of "edge， small， broken and deep". It is not only the main direction of the "14th Five-Year Plan" technical research， but also a typical representative of oilfield development in the new period. This paper puts forward a set of systematic and mature cementing technology for extended reach wells through research on the block's cement slurry system， safe and efficient casing running technology， optimization and application of accessories， on-site construction technology and so on. This technology has achieved remarkable results in field practice， ensuring the cementing quality of extended reach wells in this block， and provided a new theoretical basis and far-reaching practical significance for improving the cementing quality of extended reach wells in the Bohai Bay area.

Keywords： shallow extended reach well; slurry system; well cementation

1 淺层大位移井作业难点

1.1 套管下入困难

浅层大位移井套管下入过程中，套管柱在经过大井斜段时部分套管柱紧贴下井壁，由于套管刚性较大，使得在狗腿度大的地方难以下入[1]。进入水平段后，水平段的套管柱完全紧贴在下井壁，增大了地层对套管柱的摩擦阻力，使套管下入更加困难。垦利16-1油田大位移井最大水垂比达到3.17，下套管难度及风险都极大。

1.2 顶替效率差

浅层大位移井井斜大，部分套管柱紧贴井壁，套管严重不居中，影响顶替效率。垦利16-1油田大位移井漏失风险较高，受限于施工安全条件下的注替排量，冲洗液冲洗效率不高。

1.3 漏失风险

垦利16-1油田大位移井普遍存在浅部断层，且固井过程中岩屑易在井壁低边不断沉积，造成环空间隙小甚至于环空桥堵，固井施工中压耗高，ECD通常较大，存在漏失风险。

2 浅层大位移井配套固井技术

2.1 安全高效下套管技术

垦利16-1油田大位移井下套管前使用专业软件模拟套管下入过程中悬重变化，使用高抗扭套管、可划眼浮鞋配套顶驱旋转下套管工具（在12-1/4"井眼下入9-5/8"套管作业中配套使用9-5/8"漂浮接箍，在8-1/2"井眼下入7"尾管作业中配套使用防提前坐挂坐封可旋转尾管挂）。如图1至图4所示。

以垦利16-1油田某浅层大位移井使用9-5/8"套管漂浮接箍为例：

下套管前进行模拟计算：钻井液密度1.20 g/cm³，244.5 mm（9-5/8"）套管（L80、套管磅级47ppf），速度18 m/min，顶驱悬重25 t;摩擦系数选取：结合本区块作业井经验，进行本井下244.5 mm（9-5/8"）套管敏感性分析，摩擦系数选取三组0.25/0.30、0.30/0.35、0.30/0.40。

计算结果如表1所示。

根据模拟计算结果可知摩擦系数0.25/0.30时套管到位余量为6.91 t，直接下风险较高;另外两组摩擦系数不满足直接下条件，因此推荐本井漂浮下套管。

根据模拟计算结果推荐漂浮600 m：套管到位余量为14.15 t，上部套管内余量6.52 t。

根据模拟计算结果推荐漂浮1 000 m：套管到位余量为11.73 t，上部套管内余量6.81 t。

模拟计算结果推荐漂浮1 200 m：套管到位余量为11.81 t，上部套管内余量6.29 t。如表2至表4所示。

根据本井实际短起后的下钻和循环调整钻井液性能后起钻工况进行摩擦系数反演校正，最终选择漂浮1 100 m，套管顺利下入到位。

2.2 新型低温低密高早强水泥浆体系

对于渤海浅层大位移井固井来说，一方面需要采用低密度水泥浆来避免超过浅部松软地层的破裂压力，另一方面需要水泥浆具有良好的早强性能，来应对海洋低温环境带来的挑战。目前用低密度水泥浆体系，在低温条件下强度发展缓慢，不能满足现实作业需求，低密高强水泥浆体系有待进一步研究。针对垦利16-1油田存在的低温、极松软地层等问题，本项目开发了一套新型低温低密高早强固井水泥浆，提高低温早期强度发展，25 ℃下500 psi早期强度仅需7.5 h，24 h强度较常规低密体系提升1 000 psi，候凝时间缩短近9 h;该体系浆体流变性能好，对于大位移井能有效降低水泥浆摩阻、环空压耗[2-4]。

为满足渤海垦利16-1油田浅层松软地层固井作业需求，本项目采用颗粒级配优化水泥浆技术，主要設计原理是颗粒级配技术和复合材料理论。在此引入紧密堆积理论，为水泥浆体系构建和低密度混材研发提供理论支撑。

根据海洋固井对水泥浆一般性能和特殊性能的要求，配制低密度水泥浆可选用漂珠、胶凝材料等减轻剂[5-6]。根据Furnas颗粒堆积最密实级配原理，即在第一级大颗粒堆积空隙中充填到比第一级大颗粒小得多的第二级粒子，第二级粒子充填满第一级颗粒空隙后，总体积不变;然后用粒径比第二级粒子小得多的第三级粒子充填满第二级颗粒空隙，总体积仍保持不变;依次继续填入更小的粒子，使总体积不变，从而获得混合体堆积空隙率为最小。通过大量试验，选用本身密度较低的人造空心玻璃微珠和比表面大、吸水性强、活性高的胶凝材料作为水泥浆的减轻剂。

经过对常用胶凝材料进行研选，依据紧密堆积理论进行了材料复配，最终形成了优快混合材，该材料具有材料活性高，性能稳定，与其他外加剂配伍性良好的特点，如表5所示。

优快低密度混材具有以下性能特点。

①降低水泥浆需水量，提高水泥浆固相含量。

②可以缩短水泥起强度过渡时间，提高水泥早期强度。

③具有一定的悬浮增稠性能，可以防止水泥浆自由液的产生。

④温度适应性广，与其他产品配伍性良好。

经过大量试验结果表明，32 ℃（BHCT）、38 ℃（BHCT）以及69 ℃（BHCT）条件下，低温低密高早强水泥浆体系性能优良。低温低密高早强水泥浆体系与常规低密水泥浆体系相比，在二者稠化时间接近的前提下，低温低密高早强水泥浆体系12 h以及24 h抗压强度发展均明显优于常规低密度水泥浆体系。

2.3 现场施工技术

以垦利16-1油田某大位移井9.625"套管固井为例。

2.3.1 固井计划。固井计划如图5所示。

①固井方式：单级固井。

②水泥浆体系：领尾浆均采用低温低密高早强水泥浆体系。

③封固要求：领浆密度1.50 g/cm3，封固上层管鞋以上400 m;尾浆密度1.50 g/cm3，封固油气层以上200 m。

④裸眼附加量：领尾浆附加量不少于电测环空容积的20%。

⑤水泥浆配方：特种水泥+COSL-Mixture+CG712F-L+PC-H21L+PC-X60L+F/W。

2.3.2 软件模拟。

①流体壁面切力模拟。根据专业模拟软件模拟结果得出冲洗液、钻井液、隔离液、领浆、尾浆的壁面切力依次递增。

②冲洗液紊流临界排量。标准井眼：根据专业模拟软件模拟结果得出冲洗液井底返速0.399 m/s即可达到紊流状态，本井冲洗液过井底时正在顶替水泥浆，2.2 m3/min排量情况下环空返速1.0 m/s。

③顶替效率。根据专业模拟软件模拟结果得出，井底到油气层以上200 m顶替效率为100%，如图6所示。

④ECD模拟。根据专业模拟软件模拟结果得出在慢替前井底ECD最大为1.582 g/cm3，小于地层破裂压力1.67 g/cm3，如图7所示。

使用顶驱旋转下套管工具+漂浮接箍+划眼浮鞋，9.625"套管顺利下入到位，固井施工顺利结束。

3 结论

针对渤海湾浅层大位移井套管下入困难，井眼清洁不易甚至造成环空桥堵，ECD往往较常规定向井过高等特点，通过安全高效的下套管技术，水泥浆体系优化，专业软件模拟的理论支持以及现场施工技术等方面的研究，已总结出了一套系统、成熟的浅层大位移井固井技术，优选水泥浆体系和提高顶替效率是其中关键。经渤海湾现场多口井应用实践，该技术保证了固井质量要求，为后续油气开采提供了保障。

参考文献：

[1] 王立宏，王金堂，童泽亮，等.大位移井套管屈曲固井顶替影响分析[J].曲阜师范大学学报（自然科学版），2015，41（2）：42-49.

[2] 刘云.延长油田浅层大位移水平井固井优化技术[J].延安大学学报（自然科学版），2015，34（3）：72-75.

[3] 刘晓坡，廖前华，董建安.漂浮接箍下套管技术在大位移井BZ34-1-D8h中的应用[J].石化技术，2015，22（2）：169.

[4] 张升峰.水平井固井技术研究与应用[J].清洗世界，2021，37（6）：151-152.

[5] 吴宏杰，朱克华，王军，等.大位移井易漏失地层固井技术研究[J].长江大学学报（自科版），2018，15（15）：47-49，58，5-6.

[6] 李昊，王金堂，孙宝江，等.海上大位移井固井顶替数值模拟研究[J].海洋工程装备与技术，2014，1（1）：14-20.