长庆页岩油水平井小井眼固井技术探讨

摘要：本文针对长庆油田鄂尔多斯盆地陕北区块页岩油水平井小井眼固井存在套管下入困难、环空压耗高易漏失、施工排量低顶替效率差、水泥环机械性能要求高、裸眼段长固井质量难以保证等难题，经现场摸索验证，从优选水泥浆体系、优化注替参数、预应力固井、固井全过程防漏、扶正器安放设计等技术措施保证固井质量；从强化通井措施、软件模拟漂浮下套管过程、强化钻井液润滑性能及流变性能等技术措施保证套管安全下入，形成适用于该区块的水平井小井眼固井配套技术，指导现场施工。

关键词：页岩油；水平井；套管下入；水泥返高；固井质量

1固井技术难点

1.1油层套管固井易漏失

与常规井身结构相比，页岩油水平井环空间隙小，套管本体间隙最窄处仅为25mm，接箍处间隙最窄处仅为16.5mm，且裸眼段长，岩屑携带困难，环空憋堵严重，固井施工可能出现异常高压，憋漏地层的情况发生。在水泥浆密度一致，关注点上返速度一致条件下，页岩油水平井小井眼固井过程中循环压耗及井底最大当量密度更高，漏失风险成倍增加。

1.2钻井液顶替效率低

三迭系延长组存在大段泥岩、页岩，泥岩、页岩中含有大量蒙脱石，吸水膨胀，膨胀率大于100%，长时间在水基钻井液浸泡下，出现掉块、坍塌和缩径，特别是水平段在延长组上部、中部及下部穿插过程中，由于岩性差异，井眼扩大率不同，井径变化大，存在“糖葫芦”井眼，钻井液顶替摩阻大，井壁处残留的虚泥饼难以驱替干净，影响水泥浆顶替效率。

1.3套管下入困难

页岩油水平井具有层多、层薄特点，为保证油层钻遇率，需要频繁调整井斜，在水平井段形成“S”型井眼轨迹；同时，为防止卡钻，需要不断短程起下钻破坏岩屑床，在造斜段井壁上形成键槽。下套管过程中，套管柱通过造斜段时紧贴下井壁或进入键槽，出现卡套管事故；进入水平段后，套管柱会完全贴在下井壁上，由于套管柱与地层的接触段很长，地层对套管柱的摩擦阻力不断增大，套管难以下入预定井深。

1.5泥浆性能影响水泥环胶结质量

页岩油水平井钻井周期长，泥浆长时间在高温下循环浸泡，地层粘土不断水化膨胀，进入泥浆，导致泥浆切力升高，泥饼增厚，影响二界面胶结质量，同时，水平段钻进过程中经常出现托压现象，为了提高泥浆润滑性，需要不断混入白油，钻井液含油高达5%以上，在套管和泥饼表面形成油膜，表现为亲油性，水泥浆凝固后在一二界面形成微环隙，体积压裂时易发生层间窜槽。

1.6水泥浆性能要求严格

由于页岩油水平井固井特性，对水泥浆性能提出更高要求，首先，如果稳定性差或者析水量大，水泥浆侯凝过程中，重力作用下，会发生重组分沉降，致使水泥环高边胶结强度低或形成“沟槽”；其次，水泥浆水化凝固后会出现体积收缩现象，直井段静液柱压力无法传递至水平段压实胶凝状态的水泥浆，在一二界面形成微环隙，影响固井质量；第三、页岩油水平井+体积压裂开发模式，对水泥石弹韧性、膨胀性和防窜性能提出更高要求。

2固井技术措施探讨

2.1油层套管固井防漏措施

2.1.1地层承压试验

针对邻井固井过程中频繁发生漏失情况，从完钻通井便开始进行地层承压试验，通井下钻距离井底5～8m开泵循环，打入浓度大于10%以上的随钻堵漏钻井液，覆盖整个裸眼段，憋压1.5MPa以上，通过反复多次承压，将随钻堵漏钻井液挤入易漏失井段，进行压实，提高承压能力，循环筛出堵漏钻井液后，增大循环排量，增加环空压耗，使井底循环当量密度与固井时井底最大循环当量密度相同，验证承压效果。

2.1.2井眼准备

钻井过程中控制好井眼轨迹，通过短起下、倒划眼等措施清除井壁键槽、掉块，保证井眼轨迹平整光滑；完钻后根据电测井径和测斜数据，原钻具带Φ188mm双扶正器通井，对缩径井段、不规则及狗腿度较大井段进行划眼，确保井眼畅通，减少环空憋堵，通井到底以不小于钻进时的最大排量至少循环2周，清洗井筒内残留的岩屑和固相颗粒。

2.1.3下套管速度控制

下套管过程中容易发生井漏，主要原因是套管下放过程中产生的激动压力和钻井液上返循环压耗压漏地层。在套管下放过程中如果激动压力、环空压耗和井内静液柱压力之和大于地层破裂压力就可能引起井漏事故发生，页岩油水平井漏失风险最大的位置，因此，在下套管过程中以钻进时的最大环空返速为依据,综合考虑激动压力影响因素，设计套管下放速度，降低下套管漏失风险。

2.1.4水泥浆结构设计和固井环空压力控制

结合钻井施工情况及钻井设计要求，综合考虑储层位置、完钻地层平衡压力、延长组地层承压能力、固井施工排量及水泥浆性能，选择密度为1.30g/cm3玻璃微珠低密度水泥浆体系和1.90g/cm3高强韧性常规密度水泥浆体系，通井循环、固井前循环、固井注替过程中井底最大动当量密度基本持平，在按照井底最大当量密度1.35g/cm3做好地层承压前提下，水泥浆结构设计可以合理的避免漏失风险，固井施工过程中不会发生漏失。

2.2套管安全下入技术措施

2.2.1控制井眼轨迹

为避免因水平段频繁调整轨迹导致套管下入困难，陕北页岩油区块开展工程地质一体化研究，打造“双甜点”一体化导向模式，建立工程地质模型，在水平段导向过程中，根据三维地震资料、伽马及元素变化，精确预测钻头钻遇层位，提前预测地层变化，锚定地质及工程甜点，避免轨迹大范围波动，同时，从造斜段开始，优选进口旋导，保证井眼轨迹光滑，严控井眼轨迹，杜绝出现“阶梯型”井眼，降低水平段摩阻，保证套管顺利下入。

2.2.2优选下套管工具

水平井下套管受井眼轨迹和摩擦阻力限制，套管下入困难，为保证套管顺利下入到位，不但要严格控制井眼轨迹、保证钻井液润滑性，还要在下套管前进行刚度对比和软件模拟，确保套管可以安全下入到位。严格控制井眼轨迹调整。要求单根井斜调整小于0.5°，保证井眼轨迹光滑。提高钻井液润滑性。通井到底后，调整钻井液流变性能，降低有害固相，保证含油5%以上，粘滞系数0.04-0.07。通井起钻前，加入石墨颗粒提高润滑性，加量3%～4%之间。扶正器安放方式优化。在浮箍浮鞋间增加一根短套管，安放一只刚性滚轮扶正器，即可保证尾管居中，提高固井质量，又可起到“抬头”作用，降低下套管摩阻。通井钻具组合与套管串刚度对比。完井后，原钻具带3个扶正器通井，对于遇阻、挂卡、缩径及狗腿度较大的井段进行认真划眼，修整井壁，确保井眼轨迹平整、光滑、无键槽、井眼畅通，井壁稳定。

软件模拟下套管过程。以华H91-4井为例：本井造斜段最大狗腿度6.76°/30m，水平段平均狗腿度1.18°/30m。选择模拟条件为：重合段摩擦系数0.2，裸眼段摩擦系数0.30-0.50，通过软件模拟（见图1），根据前文分析，使用常规下套管工具，会发生套管屈曲现象，因此，该井使用目前钻井市场上常用得漂浮下套管工具，通过软件计算，优选漂浮接箍下放位置2300m处时井口剩余钩载最大，套管可顺利下至井底。根据实测载荷数据反演裸眼井段摩阻系数（见图2），裸眼段摩阻系数介于0.4-0.5之间，与0.4摩阻系数曲线较为吻合。

图1套管下放不同井深处载荷     图2实测载荷数据与模拟数据对比

2.3提高顶替效率技术措施

2.3.1提高套管居中度

界内普遍认为，套管居中度大于67%以上，环空内泥浆可以有效驱替干净，因此，为提高延长组“糖葫芦”井眼虚泥饼驱替效率，优化套管扶正器下入类型、位置和数量，保证套管居中度大于70%以上，提高套管居中度，保证固井质量。

2.3.2优化前置液性能及入井顺序

针对延长组页岩油含量高，优选高效冲洗液和冲洗隔离液配套使用，既可保证压稳地层又可有效清洗井壁及套管外壁残留泥浆。同时，优化前置液入井顺序，冲洗液在隔离液之后注入井内，清除残留高密度隔离液，提高水泥浆顶替效率。

2.3.3固井水泥浆体系

页岩油水平井采用体积压裂模式开发，要求水泥浆性能不但具有失水量低、零隔离液、沉降稳定性小等特点，同时具备杨氏模量低、微膨胀和防气窜等力学性能，通过大量室内实验，优选膨胀材料、弹性材料和防窜材料配合相应外加剂形成膨胀韧性水泥浆体系，满足水平井施工要求。

3结论

（1）从完钻开始至固井结束的一体化防漏堵漏技术措施合理有效，是保证固井施工安全的前提；

（2）通过在钻井期间控制井眼轨迹、提前调整泥浆流变性和润滑性，做好井眼准备及下套管模拟，保证水平井套管顺利下入到位；

（3）优选膨胀材料及弹性材料，配合相应防窜外加剂形成膨胀韧性水泥浆体系在水平井成功应用。

参考文献

[1]安荣，熊青山，刘羽等.恩平某油田超深大位移井套管下入研究[J].中国科技论文,2024,19[6].637-643.

[2]李文哲等.页岩气长水平井套管安全下入风险评估技术[J].天然气工业,2020,40(9):97-103.