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摘要：油田经历多年大规模开发，老区已经进入高含水开发阶段，稳产增产难度极大。为稳住产能规模，进一步挖掘增产潜力，目前主要以加密定向大斜度大位移、分层开采、注水开发、酸化压裂改造的方式提高产能。油田老区随着复杂断块油藏的深入开发，地质构造复杂化（主要是油气水层多、层间隔小、层间压力系统差别大、地层压力动态变化、固井候凝过程易发生水侵）、钻井液膨润土含量高、触变性强及虚泥饼厚等一系列的固井难题日益突出，严重制约着大斜度大位移井固井质量的提高。多年来油田大斜度大位移井，特别是当井斜角大于50°且位移大于800m，固井优质率不理想，直接影响了油田产能建设。
关键词：大斜度大位移井；固井；复杂断块油藏；优质率
针对油田大斜度大位移井固井存在的地层压力系统复杂、储层密集且油水间距小、界面冲洗效率低和后期储层改造易破坏水泥环完整性等技术难题，通过强化井眼准备与提高顶替效率技术、高效冲洗隔离液技术、高强度韧性水泥浆技术和配套固井技术措施等技术集成，形成了适用于油田大斜度大位移井固井的成套技术，保证了固井施工安全，改善了界面胶结质量，为油田大斜度大位移井固井质量的提高提供了技术支撑。
1 主要固井技术难点
1.1 地质条件复杂，多压力系统并存区块先期注水，导致地层压力体系发生变化，形成局部高压圈闭，同一区块地层压力截然不同，钻井遭遇复杂，油气水侵较多。如A井，设计钻井液密度1.15g/cm3，见后效提至1.65g/cm3后继续钻进。
1.2 储层密集、层间距小、油水关系复杂储层油气水层分布广且间距小，存在油气水窜风险，层间不易有效封隔。如B井储层段共36个油气层显示；层间距在1～5m之间，层间压力系数不均衡。
1.3 钻井液性能不匹配，影响界面胶结质量油田大斜度大位移井使用的钻井液体系主要以硅基钻井液、聚合物钻井液为主。虽然2 种体系具有良好的携砂能力，但也普遍存在因坂土含量高而引起的造壁护壁性能差、热滚后流动性差等问题，直接导致井壁泥饼虚厚、二界面不易冲净，影响界面胶结质量。
1.4 大斜度大位移井，套管安全下入及居中度难以保证井斜角大（在60°～90°之间），位移长（1000m以上），安全下套管风险大；同时，如何在套管顺利下入前提下，兼顾套管居中度对提高固井质量至关重要。
2 关键技术对策
2.1 洗油型冲洗隔离液技术
2.1.1 体系组分.冲洗隔离液体系主要由悬浮剂DRY-S1、高温悬浮剂DRY-S3、洗油型冲洗剂DRY-1L及加重材料等组成。其中悬浮剂DRY-S1及DRY-S3是保证体系具有良好的悬浮稳定性能，冲洗剂DRY-1L中含有表面活性剂、有机溶剂等成分，提高对含油钻井液的清洗能力。
2.1.2 体系性能评价（1）沉降稳定性评价。冲洗隔离液基本配方：清水+2.5%悬浮剂DRY-S1+2.0%高温悬浮剂DRYS3+6.0%洗油型冲洗剂DRY-1L+X%加重剂+1.0%缓凝剂DRH-100L+0.3%消泡剂DRX-1L。由数据可知，1.30～1.80g/cm3密度范围洗油型冲洗隔离液在90℃及120℃条件下均具有良好的沉降稳定性，上下密度差均低于0.03g/cm3，满足固井施工要求。（2）冲洗效果评价。采用六速旋转粘度计法将洗油型冲洗隔离液（密度1.40g/cm3）对含油硅基钻井液（密1.47g/cm3）冲洗效果进行了评价。将含油硅基钻井液浸泡后的粘度计外筒，采用洗油型冲洗隔离液对钻井液冲洗40s后，壁面上油膜基本完全冲净，部分固相物质开始冲落，再用清水冲洗5s后，壁面基本冲洗干净，冲洗效率基本上达到100%。由此说明，洗油型冲洗隔离液体系针对含油硅基钻井液的冲洗效果良好，可在较短时间内达到较高的冲洗效率。（3）相容性评价。含油硅基钻井液与水泥浆污染严重，属于“见面稠”。洗油型冲洗隔离液（密度1.40g/cm3）
与含油硅基钻井液（密度1.47g/cm3）、水泥浆（密度1.88g/cm3）的相容性评价结果见表2、表3。洗油型冲洗隔离液体系与含有固井钻井液、水泥浆都具有良好的相容性，能够降低稠度，延长污染稠化时间，保证固井施工安全。
2.2 高强韧性水泥浆技术
本文对60℃、80℃和100℃条件下的高强韧性水泥浆体系的综合性能进行评价，如表4所示。从表可知，该水泥浆体系（1.88g/cm3）在60℃～100℃范围内，能严格控制体系高温稳定性和降失水性能，API失水量在30mL以内；通过调节缓凝剂加量，能够有效延长水泥浆稠化时间，保证固井施工安全；水泥石抗压强度发展稳定，24h抗压强度大于20MPa，高温条件下7d 强度无衰退，且弹性模量小于7GPa，能满足储层改造对水泥石的力学性能要求。综上，高强韧性水泥浆体系具有良好的工程性能以及保证水泥环结构完整性的功能性能，可为有效保证层间有效封隔提供技术支撑。
2.3 配套固井技术
2.3.1 钻井液控制技术措施
（1）三开钻进前优化调整钻井液性能，提高钻井液热滚后高温稳定性（高温高压失水、热滚性等），要求热滚前后钻井液性能基本保持一致，HTHP 失水量低于10mL。（2）钻进过程中合理运用固控设备，控制钻井液中的固相含量，特别是要严格控制坂含小于40g/L，提高泥饼质量，确保二界面固井质量。（3）固井前对钻井液性能优化和调整是提高界面胶结质量的重要环节。方法有三：①稀释剂降低钻井液内结构力，改善泥饼质量；②硅基钻井液pH值要求11以上，改善泥饼质量；③降低膨润土含量、减弱触变性、减小挂壁性，为提高固井质量创造条件。循环调整钻井液性能，要求循环周数不小于4周，循环环空返速大于1.1m/s，钻井液性能根据实际井况满足固井技术，一般要求动切力小于8Pa，粘度小于55s。（4）固井前循环过程中时刻监测进出口密度，要求进出口密度一致，出口无有害固相返出，方可进行固井作业。
2.3.2 井眼准备技术措施（1）要求“三扶通井”，其中至少含一个满眼扶正器，在不规则井段加强短起下钻作业，确保井眼通畅，起下钻摩阻正常，套管能安全下放到位。（2）通井到底后充分循环，环空返速1.2m/s以上，开启固控设备，清除井内有害固相，确保井眼干净，井底干净无沉砂。（3）提前配制好一罐稠泥浆（至少30m3），要求水化彻底，坂含小于40g/L，粘度达到90s，下钻到底后注入井内，携带井内有害固相，清洁井眼。（4）针对大斜度井台阶、高压油气水侵井泥饼虚厚等井眼清洁的问题，采用纤维+稠钻井液携砂（清洁钻井液），对井眼进行清洗，提高井眼清洁度。在完钻后下入套管前最后一趟通井时泵入一定量的清洁钻井液，利用纤维的扰动和结构力将井下沉砂和浮泥饼等清除，提高井眼质量。通井结束起钻前，钻井液靜置2h后进行循环，并在井口连续监测钻井液密度，若钻井液密度降低，说明地层流体侵入钻井液，需调整钻井液密度，压稳地层。
2.3.3 安全下套管技术措施（1）下套管前，钻井液静置4～6h后进行循环，在井口连续监测钻井液密度，保证与入井钻井液密度一致，压稳地层。（2）严格控制下放速度，上层套管内每根套管下放时间不少于30s，出上层套管鞋每根套管下放时间不少于50s，下部井段每根下放时间控制0.5～1min。（3）下完套管后小排量顶通，逐渐加大至正常钻进排量循环，按要求调整钻井液性能，循环至少2周；下套管前提高钻井液润滑性，降低下套管摩擦系数，认真通井，消除台阶。
参考文献：
[1]靳建洲，孙富全，侯薇，等.胶乳水泥浆体系研究及应用[J].钻井液与完井液，2016，23（2）：37-39.
关键词：大斜度大位移井；固井；复杂断块油藏；优质率
针对油田大斜度大位移井固井存在的地层压力系统复杂、储层密集且油水间距小、界面冲洗效率低和后期储层改造易破坏水泥环完整性等技术难题，通过强化井眼准备与提高顶替效率技术、高效冲洗隔离液技术、高强度韧性水泥浆技术和配套固井技术措施等技术集成，形成了适用于油田大斜度大位移井固井的成套技术，保证了固井施工安全，改善了界面胶结质量，为油田大斜度大位移井固井质量的提高提供了技术支撑。
1 主要固井技术难点
1.1 地质条件复杂，多压力系统并存区块先期注水，导致地层压力体系发生变化，形成局部高压圈闭，同一区块地层压力截然不同，钻井遭遇复杂，油气水侵较多。如A井，设计钻井液密度1.15g/cm3，见后效提至1.65g/cm3后继续钻进。
1.2 储层密集、层间距小、油水关系复杂储层油气水层分布广且间距小，存在油气水窜风险，层间不易有效封隔。如B井储层段共36个油气层显示；层间距在1～5m之间，层间压力系数不均衡。
1.3 钻井液性能不匹配，影响界面胶结质量油田大斜度大位移井使用的钻井液体系主要以硅基钻井液、聚合物钻井液为主。虽然2 种体系具有良好的携砂能力，但也普遍存在因坂土含量高而引起的造壁护壁性能差、热滚后流动性差等问题，直接导致井壁泥饼虚厚、二界面不易冲净，影响界面胶结质量。
1.4 大斜度大位移井，套管安全下入及居中度难以保证井斜角大（在60°～90°之间），位移长（1000m以上），安全下套管风险大；同时，如何在套管顺利下入前提下，兼顾套管居中度对提高固井质量至关重要。
2 关键技术对策
2.1 洗油型冲洗隔离液技术
2.1.1 体系组分.冲洗隔离液体系主要由悬浮剂DRY-S1、高温悬浮剂DRY-S3、洗油型冲洗剂DRY-1L及加重材料等组成。其中悬浮剂DRY-S1及DRY-S3是保证体系具有良好的悬浮稳定性能，冲洗剂DRY-1L中含有表面活性剂、有机溶剂等成分，提高对含油钻井液的清洗能力。
2.1.2 体系性能评价（1）沉降稳定性评价。冲洗隔离液基本配方：清水+2.5%悬浮剂DRY-S1+2.0%高温悬浮剂DRYS3+6.0%洗油型冲洗剂DRY-1L+X%加重剂+1.0%缓凝剂DRH-100L+0.3%消泡剂DRX-1L。由数据可知，1.30～1.80g/cm3密度范围洗油型冲洗隔离液在90℃及120℃条件下均具有良好的沉降稳定性，上下密度差均低于0.03g/cm3，满足固井施工要求。（2）冲洗效果评价。采用六速旋转粘度计法将洗油型冲洗隔离液（密度1.40g/cm3）对含油硅基钻井液（密1.47g/cm3）冲洗效果进行了评价。将含油硅基钻井液浸泡后的粘度计外筒，采用洗油型冲洗隔离液对钻井液冲洗40s后，壁面上油膜基本完全冲净，部分固相物质开始冲落，再用清水冲洗5s后，壁面基本冲洗干净，冲洗效率基本上达到100%。由此说明，洗油型冲洗隔离液体系针对含油硅基钻井液的冲洗效果良好，可在较短时间内达到较高的冲洗效率。（3）相容性评价。含油硅基钻井液与水泥浆污染严重，属于“见面稠”。洗油型冲洗隔离液（密度1.40g/cm3）
与含油硅基钻井液（密度1.47g/cm3）、水泥浆（密度1.88g/cm3）的相容性评价结果见表2、表3。洗油型冲洗隔离液体系与含有固井钻井液、水泥浆都具有良好的相容性，能够降低稠度，延长污染稠化时间，保证固井施工安全。
2.2 高强韧性水泥浆技术
本文对60℃、80℃和100℃条件下的高强韧性水泥浆体系的综合性能进行评价，如表4所示。从表可知，该水泥浆体系（1.88g/cm3）在60℃～100℃范围内，能严格控制体系高温稳定性和降失水性能，API失水量在30mL以内；通过调节缓凝剂加量，能够有效延长水泥浆稠化时间，保证固井施工安全；水泥石抗压强度发展稳定，24h抗压强度大于20MPa，高温条件下7d 强度无衰退，且弹性模量小于7GPa，能满足储层改造对水泥石的力学性能要求。综上，高强韧性水泥浆体系具有良好的工程性能以及保证水泥环结构完整性的功能性能，可为有效保证层间有效封隔提供技术支撑。
2.3 配套固井技术
2.3.1 钻井液控制技术措施
（1）三开钻进前优化调整钻井液性能，提高钻井液热滚后高温稳定性（高温高压失水、热滚性等），要求热滚前后钻井液性能基本保持一致，HTHP 失水量低于10mL。（2）钻进过程中合理运用固控设备，控制钻井液中的固相含量，特别是要严格控制坂含小于40g/L，提高泥饼质量，确保二界面固井质量。（3）固井前对钻井液性能优化和调整是提高界面胶结质量的重要环节。方法有三：①稀释剂降低钻井液内结构力，改善泥饼质量；②硅基钻井液pH值要求11以上，改善泥饼质量；③降低膨润土含量、减弱触变性、减小挂壁性，为提高固井质量创造条件。循环调整钻井液性能，要求循环周数不小于4周，循环环空返速大于1.1m/s，钻井液性能根据实际井况满足固井技术，一般要求动切力小于8Pa，粘度小于55s。（4）固井前循环过程中时刻监测进出口密度，要求进出口密度一致，出口无有害固相返出，方可进行固井作业。
2.3.2 井眼准备技术措施（1）要求“三扶通井”，其中至少含一个满眼扶正器，在不规则井段加强短起下钻作业，确保井眼通畅，起下钻摩阻正常，套管能安全下放到位。（2）通井到底后充分循环，环空返速1.2m/s以上，开启固控设备，清除井内有害固相，确保井眼干净，井底干净无沉砂。（3）提前配制好一罐稠泥浆（至少30m3），要求水化彻底，坂含小于40g/L，粘度达到90s，下钻到底后注入井内，携带井内有害固相，清洁井眼。（4）针对大斜度井台阶、高压油气水侵井泥饼虚厚等井眼清洁的问题，采用纤维+稠钻井液携砂（清洁钻井液），对井眼进行清洗，提高井眼清洁度。在完钻后下入套管前最后一趟通井时泵入一定量的清洁钻井液，利用纤维的扰动和结构力将井下沉砂和浮泥饼等清除，提高井眼质量。通井结束起钻前，钻井液靜置2h后进行循环，并在井口连续监测钻井液密度，若钻井液密度降低，说明地层流体侵入钻井液，需调整钻井液密度，压稳地层。
2.3.3 安全下套管技术措施（1）下套管前，钻井液静置4～6h后进行循环，在井口连续监测钻井液密度，保证与入井钻井液密度一致，压稳地层。（2）严格控制下放速度，上层套管内每根套管下放时间不少于30s，出上层套管鞋每根套管下放时间不少于50s，下部井段每根下放时间控制0.5～1min。（3）下完套管后小排量顶通，逐渐加大至正常钻进排量循环，按要求调整钻井液性能，循环至少2周；下套管前提高钻井液润滑性，降低下套管摩擦系数，认真通井，消除台阶。
参考文献：
[1]靳建洲，孙富全，侯薇，等.胶乳水泥浆体系研究及应用[J].钻井液与完井液，2016，23（2）：37-39.