淺層水平井鉆井技術(shù)

淺層水平井鉆井技術(shù)研究－－－以吉林油田為例主講人：史玉才中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院2007年01月一、概述二、淺層水平井鉆井難點(diǎn)及對(duì)策三、淺層水平井鉆井技術(shù)四、取得的成果五、存在問(wèn)題六、認(rèn)識(shí)和體會(huì)七、下步工作設(shè)想主要內(nèi)容吉林油田扶余地區(qū)有部分由于地面條件限制采用淺層定向井鉆井技術(shù)無(wú)法開發(fā)的淺油藏：油藏埋深為300-490m左右，受限位移190-600m。吉林油田利用常規(guī)鉆機(jī)、使用水基鉆井液、采取降摩減阻技術(shù)進(jìn)行了淺層水平井的研究與推廣。繼2004年扶平1井和扶平2井取得良好的工程和地質(zhì)目的后，2005年又完成了15口水平井和6口大斜度井的鉆井施工。一、概述

井號(hào)完鉆井深（m）造斜點(diǎn)（m）最大井斜角（°）水平位移（m）水平段長(zhǎng)（m）固井質(zhì)量扶平1891.66220.793.5548.96288.16優(yōu)扶平291623893.5552.18288.68合格扶平3936.00215.9691.46577.31289優(yōu)扶平4963.00258.0090.97580.57340.77優(yōu)扶平588823491519240優(yōu)扶平6889.26248.691.27577.32237.11優(yōu)扶平993016890.72654.96343.62優(yōu)扶平10888185.8591.59593.93346.39優(yōu)扶平15859.77171.4385547.2168.43優(yōu)扶平171011.0917691.83720.66471.46優(yōu)扶平1892816086.4630.5361.21優(yōu)一、概述井號(hào)完鉆井深（m）造斜點(diǎn)（m）最大井斜角（°）水平位移（m）水平段長(zhǎng)（m）固井質(zhì)量扶平191083202.5890.94750.48464.01優(yōu)扶平201047.53171.6189.33743.52476.86優(yōu)扶平241141．73172．4192．78850．89596.77優(yōu)扶平251220207.1988.95895.51638.89優(yōu)扶大10932.00173.1992.45624.04221.61優(yōu)扶大4891.04160.2578.50590.97――優(yōu)扶大6980.24169.7980.20675.12――優(yōu)扶大9766.70174.3067.60432.71――優(yōu)扶大11910.00166.4081.31610.71――優(yōu)扶大885518478.6535.22――優(yōu)扶大211207175.8485.6891.3――優(yōu)一、概述垂深435米垂深438米階梯水平井—扶10水平段軌跡圖位移850.89m，最大垂深392.18淺層大位移-扶平24井位移垂深比達(dá)2.17一、概述扶平26井扶大10井大斜度+水平/水平+大斜度井一、概述形成的水平井鉆井配套技術(shù):一、概述淺層水平井井身結(jié)構(gòu)和井身剖面優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)淺層水平井井眼軌跡控制和地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)淺層水平井水基低固相油層保護(hù)鉆井液技術(shù)淺層水平井完井技術(shù)降摩減阻技術(shù)KADS2OR1BS1C二、淺層水平井鉆井難點(diǎn)及對(duì)策對(duì)策：（1）采用單圓弧井身剖面，盡可能降低造斜點(diǎn)，增加直井段長(zhǎng)度；1、直井段鉆柱重量輕，大斜度段和水平段施加鉆壓困難、油層套管下入困難；對(duì)策：

（2）試驗(yàn)初期技術(shù)套管下至45-60度井段，減少滑動(dòng)鉆進(jìn)和完井下套管的阻力；（3）引進(jìn)先進(jìn)的國(guó)外軟件（TADPRO軟件），進(jìn)行淺層水平井井眼摩阻分析。二、淺層水平井鉆井難點(diǎn)及對(duì)策1、直井段鉆柱重量輕，大斜度段和水平段施加鉆壓困難、油層套管下入困難；探油頂段對(duì)策：

（1）加長(zhǎng)穩(wěn)斜探頂段長(zhǎng)度，以滿足油層可能提前的需要；（2）采用略高于設(shè)計(jì)造斜率的螺桿鉆具進(jìn)行造斜，便于導(dǎo)向鉆進(jìn)破壞巖屑床、降低摩阻，并可在油層垂深提前的情況下，提高造斜率。二、淺層水平井鉆井難點(diǎn)及對(duì)策2、地層松軟，工具實(shí)際造斜率難以確定，部分油層落實(shí)不夠精確，要求井身剖面能夠?qū)Υ股钫`差進(jìn)行一定的調(diào)整，使井眼軌跡控制難度進(jìn)一步增大；二、淺層水平井鉆井難點(diǎn)及對(duì)策3、鉆井液要綜合考慮潤(rùn)滑、攜巖、井壁穩(wěn)定和油氣層保護(hù)以及鉆井成本等，給鉆井液優(yōu)選增加了難度；對(duì)策：（1）研究低固相、低摩阻、低成本攜巖能力強(qiáng)的水基鉆井液，降低裸眼段摩阻；（2）控制鉆井液固相含量，降低鉆井液失水，實(shí)施近平衡鉆井，同時(shí)采用非滲透油層保護(hù)技術(shù)進(jìn)行油氣層保護(hù)。對(duì)策：（1）優(yōu)化大斜度段和水平段扶正器類型和數(shù)量，在斜井段安放剛性滾輪扶正器，降低下套管摩阻；（2）完井下套管過(guò)程中，分段循環(huán)降低循環(huán)阻力、及時(shí)清除下套管過(guò)程中除下的泥餅，提高固井頂替效率

。二、淺層水平井鉆井難點(diǎn)及對(duì)策

4、直井段套管重量輕，水平位移段相對(duì)較大，完井套管不容易下至完鉆井深；對(duì)策：（1）采用適合水平井固井要求的低失水、零自由水的水泥漿體系進(jìn)行固井油氣層保護(hù)；（2）優(yōu)化套管設(shè)計(jì)及附件加法，確保套管居中、提高頂替效率、確保碰壓后能回住壓。二、淺層水平井鉆井難點(diǎn)及對(duì)策5、為了滿足采油壓裂需要，水平段套管要求居中以及完井固井油氣層保護(hù)等問(wèn)題；（一）鉆井工藝技術(shù)（二）鉆井液技術(shù)（三）固井技術(shù)（四）全過(guò)程科學(xué)管理三、淺層水平井鉆井技術(shù)（一）鉆井工藝技術(shù)

技術(shù)套管淺層水平井鉆井初期的成功應(yīng)用

扶平1井和扶平2井技術(shù)套管下至60--70度井段。其中扶平1井選用了ZJ-15鉆機(jī)，固控設(shè)備不完善，正是由于技術(shù)套管的下入，確保了該井完井的最終成功。下技套井身結(jié)構(gòu)示意圖表套339.7mm×80-100m鉆頭445mm×71m鉆頭311mm×60度井段244.5mm技套×60度井段油套139.7mm鉆頭215mm水泥返至油層以上200m井斜60-70度井段1、通過(guò)簡(jiǎn)化井身結(jié)構(gòu)，提高了鉆井施工速度，降低了鉆井成本

技術(shù)套管降低摩阻的大小因各井井眼摩阻系數(shù)的不同而不同，以井深和剖面類型相似的扶平3井和扶平4井實(shí)鉆為例，可減少套管下入阻力2.4噸。扶平3井摩阻分析及計(jì)算（一）鉆井工藝技術(shù)

（一）鉆井工藝技術(shù)技術(shù)套管在淺層水平井鉆井初期的成功應(yīng)用

扶平4井摩阻分析及計(jì)算（一）鉆井工藝技術(shù)1、簡(jiǎn)化井身結(jié)構(gòu)，提高了鉆井施工速度降低了鉆井成本

簡(jiǎn)化井身結(jié)構(gòu)，降低鉆井成本為了進(jìn)一步降低鉆井成本，提高開發(fā)效益，加快水平井開發(fā)步伐，在室內(nèi)進(jìn)行大量研究與實(shí)驗(yàn)，并通過(guò)扶平3井現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐驗(yàn)證和校正下，開展了淺層水平井---扶平4井不下技術(shù)套管的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，試驗(yàn)取得了成功，簡(jiǎn)化井身結(jié)構(gòu)后節(jié)省了技術(shù)套管和Φ197mm螺桿，鉆井周期縮短了3天以上。簡(jiǎn)化后的井身結(jié)構(gòu)如下：

（一）鉆井工藝技術(shù)（一）鉆井工藝技術(shù)2、優(yōu)化剖面設(shè)計(jì)、合理施工解決防碰問(wèn)題，確保開發(fā)方案的實(shí)施

扶平3和扶平4井地面定向井和直井比較多，鉆井過(guò)程中容易相碰；通過(guò)優(yōu)化設(shè)計(jì)和精心施工，解決了防碰，達(dá)到了準(zhǔn)確入窗。（扶大6、10和扶平6等井）（一）鉆井工藝技術(shù)3、及時(shí)跟蹤、合理控制，確保油層鉆遇率

水平井和大斜度定向井對(duì)垂深控制要求比較嚴(yán)格，軌跡控制精度要求比較高。（測(cè)量參數(shù)滯后15米）現(xiàn)場(chǎng)施工中主要采取如下措施：

（1）軌跡控制過(guò)程中對(duì)每個(gè)單根進(jìn)行精確控制，通過(guò)合理的預(yù)測(cè)，及時(shí)撐握定向和開轉(zhuǎn)盤時(shí)間；（24小時(shí)值班）

（2）大斜度定向井主要嚴(yán)格按設(shè)計(jì)軌跡進(jìn)行控制，水平井軌跡控制在AB界線之前按設(shè)計(jì)軌跡進(jìn)行控制，而在AB界線之后根據(jù)垂深變化情況，及時(shí)調(diào)整設(shè)計(jì)，然后再根據(jù)調(diào)整后的設(shè)計(jì)進(jìn)行軌跡控制。（一）鉆井工藝技術(shù)3、及時(shí)跟蹤、合理控制，確保油層鉆遇率

淺層水平井探頂段及著陸段的精確控制

淺層水平井探頂段和著陸段控制直接關(guān)系到水平段能否準(zhǔn)確地鉆達(dá)目的層。在該井段應(yīng)與地質(zhì)油藏部門密切聯(lián)系，及時(shí)撐握垂深變化情況，以便調(diào)整造斜率，確保準(zhǔn)確入靶。（例如扶平6井窗口垂深提前3.2米）

油層為下傾方向，水平段井斜角小于90°時(shí)，控制井眼軌跡在A點(diǎn)前30～50m，垂深達(dá)到設(shè)計(jì)油頂位置，井斜達(dá)到82°～84°，進(jìn)入油層。淺層水平井探頂段及著陸段的精確控制AB30~50m82°--84°

油層為下傾方向

（一）鉆井工藝技術(shù)（一）鉆井工藝技術(shù)

4、結(jié)合巖屑錄井及隨鉆測(cè)井，進(jìn)行導(dǎo)向鉆井，實(shí)現(xiàn)窗體內(nèi)井段的精確控制

油頂油頂LWD隨鉆測(cè)井曲線圖采用LWD+導(dǎo)向鉆具，利用LWD的伽瑪和電阻率曲線，結(jié)合巖屑、氣測(cè)

和熒光定量分析錄井資料，及時(shí)發(fā)現(xiàn)地層變化，及時(shí)調(diào)整井眼軌跡，

及時(shí)發(fā)現(xiàn)油層，準(zhǔn)確順利著陸。（一）鉆井工藝技術(shù)

4、結(jié)合巖屑錄井及隨鉆測(cè)井進(jìn)行導(dǎo)向鉆井，實(shí)現(xiàn)窗體內(nèi)井段的精確控制合理控制水平段井斜角，提高軌跡控制精度

通過(guò)合理控制實(shí)鉆水平段起始井斜角，可減小水平段波動(dòng)幅度，為油層套管的順利下入創(chuàng)造條件，施工的17口水平井都使窗體內(nèi)波動(dòng)幅度控制在2米以內(nèi)，達(dá)到國(guó)內(nèi)先進(jìn)水平。

（一）鉆井工藝技術(shù)

4、結(jié)合巖屑錄井及隨鉆測(cè)井進(jìn)行導(dǎo)向鉆井，實(shí)現(xiàn)窗體內(nèi)井段的精確控制合理控制水平段井斜角，提高軌跡控制精度井深672.37m垂深454.73m井斜89.43°井深711.02m垂深455.35m井斜88.20°井深768.8m垂深455.38m井斜90.50°井深726m垂深455.9m井斜90°（一）鉆井工藝技術(shù)

4、結(jié)合巖屑錄井及隨鉆測(cè)井進(jìn)行導(dǎo)向鉆井，實(shí)現(xiàn)窗體內(nèi)井段的精確控制結(jié)合錄井和隨鉆測(cè)井，進(jìn)行地質(zhì)導(dǎo)向

水平段采用如上圖的導(dǎo)向鉆具組合進(jìn)行控制:控制時(shí)可采用開轉(zhuǎn)盤和定向鉆井兩種方式。根據(jù)隨鉆錄井和測(cè)井分析，及時(shí)發(fā)現(xiàn)油層變化，在未發(fā)現(xiàn)油層發(fā)生較大變化情況下，軌跡按穩(wěn)平鉆進(jìn)。（一）鉆井工藝技術(shù)

4、結(jié)合巖屑錄井及隨鉆測(cè)井進(jìn)行導(dǎo)向鉆井，實(shí)現(xiàn)窗體內(nèi)井段的精確控制結(jié)合錄井和隨鉆測(cè)井，進(jìn)行地質(zhì)導(dǎo)向

巖屑錄井和氣測(cè)時(shí)間相對(duì)滯后時(shí)間短。在跟蹤油層變化時(shí)，首先密切注意觀察巖屑和氣測(cè)錄井，再根據(jù)隨鉆測(cè)井進(jìn)行綜合判斷，及時(shí)調(diào)整井眼軌跡，實(shí)現(xiàn)地質(zhì)導(dǎo)向鉆井，提高油層鉆遇率。（油層鉆遇率95%以上。）泥巖巖屑增多軌跡偏離井段GR升高電阻下降氣異常下降錄井發(fā)現(xiàn)軌跡偏離鉆頭位置LWD發(fā)現(xiàn)軌跡偏離鉆頭位置當(dāng)鉆頭偏離油層軌跡8米時(shí)（LWD滯后距8米），LWD才開始測(cè)量并上傳,軌跡偏離信息滯后時(shí)間為20分鐘左右。扶余淺層水平井井下地質(zhì)油氣信息在一個(gè)遲到時(shí)間后就傳達(dá)到井口（8～11分鐘），被綜合錄井儀捕獲，比LWD早4米左右發(fā)現(xiàn)井下軌跡偏離情況，從而確定鉆頭是否偏離油層軌跡，效果明顯。綜合錄井與LWD協(xié)調(diào)配合能夠有效的完成淺層水平井地質(zhì)導(dǎo)向工作。扶平1井（一）鉆井工藝技術(shù)

在油層巖性發(fā)生變化時(shí)，及時(shí)分析提出軌跡控制措施，以繼續(xù)追蹤油層提高油層鉆遇率，例如扶大10井：（二）鉆井液技術(shù)總結(jié)1、優(yōu)化鉆井液體系，確保施工安全

在大量的資料分析和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上，優(yōu)化了水平井鉆井液體系配方和性能，確保了淺層水平井和大斜度井的井壁穩(wěn)定。抑制性研究使用2004年扶余油田檢查井巖心做實(shí)驗(yàn)，與現(xiàn)場(chǎng)泥漿的抑制性對(duì)比試驗(yàn)結(jié)果如上目數(shù)實(shí)驗(yàn)鉆井液回收率%井漿回收率%青山口泉頭組青山口泉頭組10目726740.755.720目89.7817778.340目91.3848482.7（二）鉆井液技術(shù)

XC洗井作業(yè)在實(shí)際的施工中具體的方案如下：（1）將泥漿和XC混合，體積量控制在約10m3，作為清掃液直接泵入井筒，要求清掃液漏斗粘度大于150s，按1次/50m頻率進(jìn)行洗井施工；（2）起鉆前洗井一次；（3）操作方法：將提漿罐內(nèi)留鉆井液約1０m3，通過(guò)漏斗加入ＸＣ，將鉆井液轉(zhuǎn)化為清掃液，通過(guò)泥漿泵泵入井筒，然后以鉆井液替量洗井。2、首次采取XC—低固相攜巖理論和技術(shù)，保證井眼清潔（二）鉆井液技術(shù)

淺層水平井直井段較短，可能引起鉆進(jìn)過(guò)程中的加壓不順暢和油層套管難以下入問(wèn)題；取消技術(shù)套管，使上部嫩江組、姚家組泥巖地層裸露，裸眼段增長(zhǎng)，鉆具與井壁的接觸面積增大，必然增大上提和下放的阻力。

為滿足水平井施工，在該技術(shù)的研究中，首次應(yīng)用低固相潤(rùn)滑性理論和使用高效潤(rùn)滑劑，解決水平井潤(rùn)滑難題。低固相潤(rùn)滑性理論水平井潤(rùn)滑問(wèn)題高效潤(rùn)滑劑低固相潤(rùn)滑性理論水土現(xiàn)場(chǎng)劣質(zhì)固相含小于8%3、利用低固相潤(rùn)滑理論，優(yōu)化潤(rùn)滑技術(shù)（二）鉆井液技術(shù)4、以非滲透油層保護(hù)技術(shù)為主體的油層保護(hù)技術(shù)主體的油層保護(hù)技術(shù)（1）降低鉆井液密度，減小井底壓差和鉆井液濾液對(duì)油層的損害；（2）采用復(fù)合暫堵技術(shù)，保護(hù)油氣層選用兩種超細(xì)碳酸鈣作為暫堵劑和加重劑，一種為灰質(zhì)碳酸鈣，可實(shí)現(xiàn)暫堵和降失水作用，另一種為顆粒碳酸鈣，暫堵直徑較大的孔隙；（3）非滲透油層保護(hù)技術(shù)采用無(wú)滲透油層保護(hù)新技術(shù)，使用零濾失井眼穩(wěn)定劑控制鉆井液濾液相進(jìn)入油層。（二）鉆井液技術(shù)

井涌可能引起井壁的不穩(wěn)定，鉆井液密度和固相含量的升高，必然導(dǎo)致潤(rùn)滑能力下降，扶平3井在壓井正常后采取了如下技術(shù)措施：

A、井壁穩(wěn)定技術(shù)措施（1）保證合理的鉆井液密度，用密度1.60g/cm3鉆井液壓井，正常后密度在1.35～1.40g/cm3，逐漸降低鉆井液密度至1.26g/cm3；（2）提高鉆井液的抑制能力，有效地抑制了泥巖地層的水化膨脹；（3）降低鉆井液的濾失量。5、確保油層套管順利下入的高密度、井涌處理技術(shù)（二）鉆井液技術(shù)B、潤(rùn)滑技術(shù)措施三開由于鉆井液密度升高，導(dǎo)致固相含量急劇升高到19%，這時(shí)鉆井液潤(rùn)滑能力很差，泥餅?zāi)ψ柘禂?shù)1分鐘0.1317，10分鐘0.3839?，F(xiàn)場(chǎng)潤(rùn)滑劑加量小型實(shí)驗(yàn)，試驗(yàn)數(shù)據(jù)如下：現(xiàn)場(chǎng)潤(rùn)滑劑加量小型實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

1分鐘

10分鐘

584米井漿

0.1051

0.3939

584米井漿+3%ORH-101+3%DYRH-30.0437

0.1944

5、確保油層套管順利下入的高密度、井涌處理技術(shù)（二）鉆井液技術(shù)

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明增大潤(rùn)滑劑的加量可以明顯改善潤(rùn)滑效果?，F(xiàn)場(chǎng)采取如下技術(shù)措施：（1）保持低的膨潤(rùn)土含量，在2～3%之間，增大潤(rùn)滑劑加量；（2）開動(dòng)固控設(shè)備（除泥器和離心機(jī)）去除劣質(zhì)土；（3）逐漸降低鉆井液密度和固相含量；（4）增大潤(rùn)滑劑的加量，每種潤(rùn)滑劑含量不低于3%。采取措施后井漿泥餅?zāi)ψ柘禂?shù)1分鐘0.0524，10分鐘0.1853，通過(guò)前后比較，潤(rùn)滑效果十分明顯。（二）鉆井液技術(shù)C、攜巖技術(shù)措施（1）保持鉆井液具有較低的粘度的同時(shí)提高鉆井液的動(dòng)切力，由0.5～1.5～3.0～7.0～10Pa，利用鉆井液紊流流態(tài)提高攜屑能力；（2）利用高粘切清掃液進(jìn)行有效的洗井作業(yè)；（3）斜井段中取適當(dāng)?shù)拈_動(dòng)轉(zhuǎn)盤進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn)和短起下鉆，破壞下井壁形成的巖屑床；（4）起鉆前循環(huán)鉆井液1～2周，至振動(dòng)篩、除砂器無(wú)鉆屑方可起鉆。5、確保油層套管順利下入的高密度、井涌處理技術(shù)

（二）鉆井液技術(shù)5、確保油層套管順利下入、保護(hù)油氣層的井漏處理技術(shù)

井漏處理技術(shù)，扶余地區(qū)生產(chǎn)井存在漏失問(wèn)題，處理大多使用堵漏劑，如橋塞和迪塞爾，但是在水平井鉆井液中，這會(huì)影響LWD信號(hào)的正常傳遞、鉆進(jìn)加壓和套管下入，必須采取新技術(shù)。為確保施工順利，首次采用國(guó)內(nèi)領(lǐng)先的非滲透堵漏技術(shù)。措施：利用非滲透處理劑配制膠液補(bǔ)充鉆井液液量，利用非滲透處理劑成鏈特性在砂巖表面形成橋連原理，配合其它堵漏技術(shù)，進(jìn)行堵漏。（三）固井技術(shù)

1、認(rèn)真分析淺層水平井固井難點(diǎn)

（1）采用不下技術(shù)套管、直接下入油層套管的水平井，具有裸眼段長(zhǎng)、易形成巖屑床、套管居中困難以及下套管時(shí)摩阻大等問(wèn)題；（2）在大斜度井段又常常會(huì)形成鍵槽，造成套管外水泥石不均勻問(wèn)題；（3）水泥漿在大斜度及水平井段凝固時(shí)，由于水泥漿重力分離作用，易在井眼上側(cè)形成游離液通道，引起油、氣、水竄問(wèn)題；（4）在調(diào)整井區(qū)的水平井，受鄰井影響，易形成高壓水竄和欠壓漏失等復(fù)雜情況，固井質(zhì)量難以保證。（三）固井技術(shù)

2、采用低失水、零自由水的水泥漿體系扶余油田淺層水平井水泥漿應(yīng)滿足如下要求：（1）為防止水平段高邊析水而引起竄槽，設(shè)計(jì)水泥漿的析水量為0析水；（2）為防止固井時(shí)水泥漿失水對(duì)油層的污染，控制水泥漿失水量在50ml以下；（3）為防止水泥漿頂替過(guò)程中蹩漏地層，造成油層污染，水泥漿流動(dòng)性要好；（4）水泥環(huán)強(qiáng)度應(yīng)滿足壓裂要求。

綜合以上因素，設(shè)計(jì)水泥漿的性能如下：流動(dòng)度:＞220mm；析水率:0

失水量:＜50ml(30min*7MPa*51℃)24H抗壓強(qiáng)度:＞14MPa(51℃*24h*0.1MPa)

膨脹性能:＞0.02%(24h*51℃*0.1MPa)（三）固井技術(shù)

3、油層套管固井采用雙凝雙密度水泥漿結(jié)構(gòu)：

上部領(lǐng)漿為G級(jí)油井水泥原漿，下部尾漿為常規(guī)密度低溫低失水水泥漿。（1）上部G級(jí)油井水泥原漿能夠攜帶殘留泥餅和巖屑，下部常規(guī)密度低溫低失水水泥漿在低溫條件下具有高早強(qiáng)、零析水和低失水性能，能夠防止水泥漿失水發(fā)生水竄；（2）雙凝結(jié)構(gòu)避免水泥漿失重，防止層間竄流或高壓地層水竄入井筒，保證油水層段封固良好；（3）雙密度結(jié)構(gòu)減輕水泥漿液柱靜壓力和頂替動(dòng)壓力，防止水泥漿漏失。（三）固井技術(shù)

通過(guò)大量的室內(nèi)試驗(yàn)優(yōu)化，優(yōu)選了如下水泥漿配方性能如下：

流動(dòng)度：220mm；失水量：28ml（51℃*30min*7MPa）；

析水：0

凝結(jié)時(shí)間：初凝150min，終凝21min;

稠化時(shí)間：132min24小時(shí)抗壓強(qiáng)度:22MPa(24h*51℃*0.1MPa)

短過(guò)渡時(shí)間的稠化性能：水泥漿強(qiáng)度增長(zhǎng)快，在水泥漿失重的情況下氣水竄發(fā)生的時(shí)間也很短，保證了二界面膠結(jié)質(zhì)量。稠度從30BC～100BC曲線段嘉華G級(jí)水泥漿（尾漿）稠化曲線圖山東G級(jí)水泥漿（尾漿）稠化曲線圖（三）固井技術(shù)

扶平4井固井前水泥性能檢測(cè)

嘉華G級(jí)+G3022.0%+USZ0.5%+F17D4.0%項(xiàng)目單位實(shí)驗(yàn)條件性能指標(biāo)密度g/cm3室溫

1.88初始稠度BC51℃

20稠化時(shí)間min51℃

61流動(dòng)度mm室溫220初凝時(shí)間min51℃

105終凝時(shí)間min51℃15析水%室溫

0失水量ml51℃×6.9MPa×30min10抗壓強(qiáng)度MPa51℃×24Hr21.9（三）固井技術(shù)

針對(duì)扶平6井的漏失情況，調(diào)整水泥漿方案，采取上部漂珠低密度和下部低失水水泥漿體系，上部低密度水泥漿能減小井底壓力，防止在固井中發(fā)生漏失現(xiàn)象，下部常規(guī)密度低失水水泥漿具有高早強(qiáng)、零析水和低失水性能，能夠防止水泥漿失水發(fā)生水竄。

配方G：漂珠：硅粉（66：24：10）+S6055.0%+USZ0.5%+GH-10.1%W/C=0.6項(xiàng)目單位實(shí)驗(yàn)條件性能指標(biāo)密度g/cm3室溫

1.50初始稠度Bc51℃

15稠化時(shí)間min51℃

121（三）固井技術(shù)上部低密度水泥漿（三）固井技術(shù)

配方嘉華G級(jí)+G3022.0%+USZ0.6%+F17D4.0%+GH-10.1%項(xiàng)目單位實(shí)驗(yàn)條件性能指標(biāo)密度g/cm3室溫

1.88初始稠度Bc51℃

15稠化時(shí)間min51℃

98流動(dòng)度mm室溫

220初凝時(shí)間min51℃

105終凝時(shí)間min51℃

15析水%室溫

0失水量Ml51℃

16抗壓強(qiáng)度MPa51℃24Hr

13.1下部低失水水泥漿性能（三）固井技術(shù)4、優(yōu)化套管設(shè)計(jì)及附件加法，確保套管居中和套管安全下入

為確保套管柱居中度、提高頂替效率、減小套管下入阻力，水平段和斜井段彈性扶正器與剛性扶正器交叉使用。（三）固井技術(shù)StringM.D.套管下入深度Hookloadslackoff

當(dāng)時(shí)的大鉤懸重0.0090.01.2573180.03.0147270.04.7148360.06.1037450.06.8897540.06.6873630.05.9699720.05.0662810.04.1190902.03.1463完井優(yōu)化設(shè)計(jì)（三）固井技術(shù)

5、制訂嚴(yán)格的固井施工措施

水泥漿體系的優(yōu)化，強(qiáng)調(diào)低失水零游離液性能防止高邊竄槽，下部采用低失水零游離液微膨脹水泥漿，防止水泥石收縮形成微間隙，提高二界面膠結(jié)質(zhì)量：

1）把關(guān)套管附件質(zhì)量，特別是浮箍浮鞋的質(zhì)量，使用專用的浮箍浮鞋；

2）要求井隊(duì)提供井底循環(huán)溫度，通過(guò)實(shí)驗(yàn)，確定合理的初終凝時(shí)間；

3）調(diào)整固井前鉆井液性能，減少固相含量，滿足下套管和固井要求；

4）套管串下至造斜點(diǎn)時(shí)開泵循環(huán)，在大斜度段嚴(yán)禁定點(diǎn)循環(huán)；

5）對(duì)上井前水泥漿進(jìn)行嚴(yán)格的檢測(cè)工作，保證其性能符合設(shè)計(jì)要求；

6）出現(xiàn)復(fù)雜情況后，及時(shí)進(jìn)行方案的調(diào)整。（三）固井技術(shù)（三）固井技術(shù)

6、壓井措施

扶平3井鉆至519米時(shí)發(fā)生了井涌現(xiàn)象。采用1.60g/cm3的鉆井液壓井，正常后密度在1.35～1.40g/cm3，后降至1.26g/cm3鉆進(jìn)。

(1)發(fā)現(xiàn)涌水現(xiàn)象后，馬上進(jìn)行鄰井停注泄壓；

(2)完鉆時(shí)將鉆井液密度提高到1.31g/cm3，保證在固井前壓穩(wěn)地層；

(3)采用1.18g/cm3密度的加重隔離液，保證固井過(guò)程中壓穩(wěn)地層；

(4)控制尾漿附加量，使其返至400米，減少下部水泥漿在候凝過(guò)程中失重壓力損失，加大G級(jí)原漿首漿附加量，保證水泥漿候凝過(guò)程中壓穩(wěn)地層，即固井后壓穩(wěn)地層。（三）固井技術(shù)

7、漏失井采取措施：

扶平6井在629米開始漏失，至完鉆時(shí)共漏失鉆井液120多方，鉆井液密度降至1.19g/cm3，存在滲漏0.5方/分，漏失原因可能是地層虧空，也可能是斷層次生裂隙滲漏。發(fā)現(xiàn)漏失后采取如下措施：

（1）調(diào)整完鉆鉆井液性能：減少固相含量，增加潤(rùn)滑劑用量，保證油層套管順利下入；

（2）進(jìn)行水泥漿方案的調(diào)整，首漿采用漂珠低密度水泥漿，減小固井施工泵壓和環(huán)空液柱壓力，防止壓漏地層；

（三）固井技術(shù)

（3）現(xiàn)場(chǎng)施工采用二慢二減措施，即慢注慢替，減阻減壓，注灰與替量按0.6方/分施工，以減小水泥漿流動(dòng)阻力，防止壓漏地層；

（4）進(jìn)行前置液的調(diào)整，使用（隔離液+低密度水泥漿）作為先導(dǎo)液，取消沖洗液，因其JSS-1沖洗液的低紊流排量能破壞非滲透堵漏形成的堵漏結(jié)構(gòu)，防止誘發(fā)更大的井漏；

（5）加大低密度首漿和常規(guī)密度尾漿的附加量，保證油層水平段的固井質(zhì)量。

扶平3井聲幅圖

扶平4井聲幅圖

扶平4井聲幅圖

扶平6井聲幅圖（三）固井技術(shù)

扶平2井是扶余區(qū)塊第二口淺層水平井，固井質(zhì)量沒有達(dá)到預(yù)期的優(yōu)質(zhì)，主要是以下原因：

1、阻流環(huán)質(zhì)量不過(guò)關(guān)，碰壓后回不住壓；

2、施工前期準(zhǔn)備中由于車輛不及時(shí)到位，等停5小時(shí)之久，影響了固井作業(yè)環(huán)空泥漿性能，出現(xiàn)頂替效率不高的現(xiàn)象；

3、由于冬季施工，溫度低，等停時(shí)間長(zhǎng),造成水的溫度降低，影響水泥漿性能，水泥漿凝固時(shí)間變長(zhǎng)，造成固井后竄槽的發(fā)生。扶平2井固井質(zhì)量分析

扶平2井固井聲幅圖

扶平1井固井聲幅圖1、加強(qiáng)方案的前期論證

淺層水平井試驗(yàn)前組團(tuán)到外油田考察學(xué)習(xí)，充分論證、完善鉆井完井方案，試驗(yàn)過(guò)程中認(rèn)真總結(jié)水平井鉆井完井經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，重點(diǎn)分析影響固井質(zhì)量的因素。（四）全過(guò)程的科學(xué)管理

2、現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)精心施工、死看死守

鉆井院承擔(dān)淺層水平井的技術(shù)服務(wù)工作，工程技術(shù)人員24小時(shí)跟班作業(yè)；鉆井公司同志嚴(yán)格按指令施工。（四）全過(guò)程的科學(xué)管理（四）全過(guò)程的科學(xué)管理3、建立嚴(yán)格的管理體系4、及時(shí)召開研討會(huì)和碰頭會(huì)

每口井開鉆前（一開，二開）、固井前，或遇到特殊情況時(shí)都組織相關(guān)部門，及時(shí)召開研討會(huì)，研究實(shí)施過(guò)程中遇到的各種問(wèn)題，鉆進(jìn)過(guò)程中每天堅(jiān)持召開碰頭會(huì)。

（四）全過(guò)程的科學(xué)管理四、取得的成果

1、采用常規(guī)鉆機(jī)完成淺層水平井的鉆井施工，并形成了采用常規(guī)鉆機(jī)進(jìn)行淺油層開發(fā)的水平井鉆井與完井配套技術(shù)：（1）形成了具有吉林油田特色的淺層水平井井眼軌跡控制和地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)；（2）XC和低固相鉆井液技術(shù)相結(jié)合有效地破壞了巖屑床，開發(fā)研制的水基鉆井液體系及其配套技術(shù)成功地解決了淺層水平井的潤(rùn)滑、攜巖、破壞巖屑床等技術(shù)難題，同時(shí)還大大地降低了鉆井液成本；（3）形成了淺層水平井的固井、完井工藝配套技術(shù)，為淺層水平井后期的壓裂改造，創(chuàng)造了良好的技術(shù)條件；四、取得的成果

2、簡(jiǎn)化井身結(jié)構(gòu)后（取消技術(shù)套管）大大縮短了鉆井和完井周期，降低了鉆井成本，使淺層水平井具有廣闊的推廣應(yīng)用前景；吉林油田的水平井技術(shù)又取得了新的突破，順利完成了一口不下技術(shù)套管的淺層水平井，特此表示祝賀！吉林油田采用新技術(shù)提高自我競(jìng)爭(zhēng)力，思路非常好，值得推廣和表?yè)P(yáng)！