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[摘 要]同直井相比，大位移井固井难度增大。本文介绍了大位移井固井中的技术难点，分析了套管居中度、水泥浆体系、顶替效率等影响因素，提出提高套管居中度、实施低密度高强度水泥浆作业、优化钻井液性能、调整前置液结构以及提高顶替技术等措施，提高了大位移井的固井质量。
中图分类号：P631.8+1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）36-0564-01
前言
大位移定向井具有较大的水平位移和井斜角，这对于套管的下入及保证固井质量提出了难题，大位移井一般指水平位移与垂深之比大于或等于2、测深大于3000m或水平位移超过3000m的井。当水平位移与垂深之比超过3、测深大于3000m时，为高水垂比大位移井。与常规井相比，大位移井具有高难度、高投入、高风险的特点。在大位移井固井施工中普遍存在的问题主要有：井眼状况不佳、地层承压能力低、裸眼段长、套管下入困难、套管居中难、顶替效率不高以及油基钻井液影响水泥胶结强度等。笔者通过研究发现，提高套管居中度、优化水泥浆体系、提高顶替效率可以有效解决上述问题，从而提高固井质量。
1 固井技术难点
（1）套管在拉力和自重的作用下，斜井段套管与井眼的上、下井壁发生长段面积的多处接触，造成环空严重偏心，使窄边钻井液不能有效的清除，影响顶替效率及固井质量。（2）下套管的阻力较大，当井斜角>55。时，管柱重要的80%作用于井眼下侧，如方位变化大，则情况更为严重，易阻卡套管。（3）在高边易形成集中的水带，导致水带窜槽，成为地层层间的流通通道。
大位移定向井固井工艺技术国内于20世纪80年代末开始该项技术的研究。根据国内外各大油田对大位移井固井工艺的研究和实践，其技术措施包括以下方面：
2 套管下入摩阻分析
套管下入摩阻分析关系到套管柱下入的安全和顺利，利用大位移井摩阻分析软件对井下井套管管柱的摩阻进行计算分析。如套管下入位置1700米时，理论计算28.7t，实际测得26t。又分别检测10个点，相对误差均在4.0%以内。计算分析表明，摩阻计算模式对大位移井套管下入时摩阻分析计算出的理论值与实测值相对误差较小，有较好的吻合度，满足大位移井套管下入的工程需要。
3 低密度高强度水泥浆
泥浆性能要求：（1）水泥浆自由水为零。应将配制好的水泥浆在井下温度条件下预制后放置在测量筒内，倾斜至井斜角，测定其自由水量，放置大位移井高边出现窜槽。（2）具有良好稳定性。要求水泥石上下密度差<0.03g/cm3，否则在垂直剖面上会形成上稀下稠，井眼高边部低的隔截面，造成高渗透窜槽。海上大位移井固井作业中，水泥浆的性能是提高固井质量的关键因素。针对大位移井裸眼段长、斜度大、多油水层、易漏失等特点，优选一套大位移井的低密度高强度水泥浆体系。该体系以漂珠为减轻材料，并辅以增强材料和多种外加剂，具有密度低、强度高的特点。漂珠为空心、密闭、壁薄、粒细的玻璃球体，视密度为0165～0175g/cm3，增强剂由具有合理颗粒级配的活性超细矿物材料组成，外观为灰白色固体粉末，密度为217～218g/cm3，该体系的基本性能如表2所示。低密度高强度水泥浆体系具有密度可调性，最低密度可达到112g/cm3，该体系抗污染能力和相容性良好，其滤失及稠化等性能均能满足大位移井固井作业需求。2种低密度水泥浆体系强度对比如图1所示。由图可知，低密度高强度水泥浆形成的水泥石强度在不同的密度段均高于普通低密度水泥浆形成的水泥石强度。因此，在深水表层段固井作业中，低密度高强度水泥浆的优势更加明显（图1）。
4 提高套管居中度
研究显示，当套管居中度大于65%时，固井质量可以得到很好的保证；当居中度低于45%、钻井液顶替效率小于80%，固井质量就难以得到保证。为了在现场作业中提高套管居中度，合理地设计套管扶正器的数量显得至关重要。如**井套管尺寸9-5/8in，裸眼段长4272m，最大井斜/为83.34度，使用扶正器216个。现场固井作业中必须适时使用扶正器，而且保证扶正器合理的加装数量，才能大幅度地提高套管居中度，从而保证固井作业顺利进行。
5 提高顶替效率
5.1 优化钻井液性能
调整钻井液性能和循环洗井是提高顶替效率必不可少的重要步骤。套管下到位后，以还空返速为01917～1152m/s的速度循环钻井液2周以上，减少钻井液的胶凝，扫除下套管时刮下的岩屑和软泥饼。同时优化钻井液性能，将相关性能参数控制如下：钻井液屈服值为7～12Pa；漏斗粘度为20～30s；塑性粘度为20～30mPa#s；失水<5ml；摩阻系数<011；初/终切力为2/3Pa。尽量避免岩屑床和软泥饼的存在，保持井眼清洁，为良好顶替打下基础。
5.2 调整前置液结构
绝大多数钻井液与水泥浆是不相容的，一旦水泥浆与钻井液接触，钻井液将发生水泥侵污而产生粘稠的团状絮凝物质，从而使水泥浆形成的水泥石失去强度，影响固井质量。使用前置液的目的是为了提高钻井液的顶替效率和水泥环的界面胶结质量，因而前置液的使用必不可少。前置液按其功能可分为冲洗液和隔离液，冲洗液侧重于稀释钻井液，并冲洗井壁和套管壁；隔离液侧重于隔离钻井液，防止钻井液和水泥浆相互接触。由于油基钻井液在海上钻井作业中使用日益频繁，如何提高油基钻井液顶替效率是目前亟待解决的问题。现场作业表明，合理的前置液结构是提高油基钻井液顶替效率的主要因素。在顶替作业过程中，基油经常被选放在最前面，用以稀释油基钻井液，接着使用高浓度的双效冲洗液（润湿反转型表面活性剂）冲刷井壁，将环空地层和套管的亲油性环境转换为亲水性环境，有悬浮能力的粘性隔离液将大部分的油基钻井液和井里的残余岩屑携带出来，使后续表面活性劑能更有效地润湿泥饼油相，从而有效提高钻井液的顶替效率，保证了水泥环的界面胶结质量。
5.3 改进顶替技术
不同的顶替流态下水泥浆和钻井液的接触时间对顶替效率的影响，分别显示在层流和紊流状态下接触时间对顶替效率的影响。可知宽间隙到达完全顶替所需的接触时间最短，窄间隙所需的时间最长；达到完全顶替时，紊流顶替比层流顶替所需的接触时间要短。所以，固井作业过程中，在保证施工安全的前提下，可适当加大泵压，，让顶替处于紊流状态，最大程度地提高顶替效率。
6 结论与建议
（1）为提高套管的居中度，固井作业中必须适时使用扶正器，而且还要保证扶正器的合理加装数量。（2）相比常规低密度水泥浆体系，低密度高强度水泥浆具有密度低、强度高、失水低、稳定性强以及满足油层性能要求等特点，适合海上大位移井固井作业需求。（3）水泥浆顶替效率技术是提高大位移井固井质量的关键。（4）一般的大位移定向井可以应用常规下套管技术，但必须要进行摩阻分析。
参考文献
[1] 张德润，张旭.固井液设计及应用[M]1北京：石油工业出版社，2002.
中图分类号：P631.8+1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）36-0564-01
前言
大位移定向井具有较大的水平位移和井斜角，这对于套管的下入及保证固井质量提出了难题，大位移井一般指水平位移与垂深之比大于或等于2、测深大于3000m或水平位移超过3000m的井。当水平位移与垂深之比超过3、测深大于3000m时，为高水垂比大位移井。与常规井相比，大位移井具有高难度、高投入、高风险的特点。在大位移井固井施工中普遍存在的问题主要有：井眼状况不佳、地层承压能力低、裸眼段长、套管下入困难、套管居中难、顶替效率不高以及油基钻井液影响水泥胶结强度等。笔者通过研究发现，提高套管居中度、优化水泥浆体系、提高顶替效率可以有效解决上述问题，从而提高固井质量。
1 固井技术难点
（1）套管在拉力和自重的作用下，斜井段套管与井眼的上、下井壁发生长段面积的多处接触，造成环空严重偏心，使窄边钻井液不能有效的清除，影响顶替效率及固井质量。（2）下套管的阻力较大，当井斜角>55。时，管柱重要的80%作用于井眼下侧，如方位变化大，则情况更为严重，易阻卡套管。（3）在高边易形成集中的水带，导致水带窜槽，成为地层层间的流通通道。
大位移定向井固井工艺技术国内于20世纪80年代末开始该项技术的研究。根据国内外各大油田对大位移井固井工艺的研究和实践，其技术措施包括以下方面：
2 套管下入摩阻分析
套管下入摩阻分析关系到套管柱下入的安全和顺利，利用大位移井摩阻分析软件对井下井套管管柱的摩阻进行计算分析。如套管下入位置1700米时，理论计算28.7t，实际测得26t。又分别检测10个点，相对误差均在4.0%以内。计算分析表明，摩阻计算模式对大位移井套管下入时摩阻分析计算出的理论值与实测值相对误差较小，有较好的吻合度，满足大位移井套管下入的工程需要。
3 低密度高强度水泥浆
泥浆性能要求：（1）水泥浆自由水为零。应将配制好的水泥浆在井下温度条件下预制后放置在测量筒内，倾斜至井斜角，测定其自由水量，放置大位移井高边出现窜槽。（2）具有良好稳定性。要求水泥石上下密度差<0.03g/cm3，否则在垂直剖面上会形成上稀下稠，井眼高边部低的隔截面，造成高渗透窜槽。海上大位移井固井作业中，水泥浆的性能是提高固井质量的关键因素。针对大位移井裸眼段长、斜度大、多油水层、易漏失等特点，优选一套大位移井的低密度高强度水泥浆体系。该体系以漂珠为减轻材料，并辅以增强材料和多种外加剂，具有密度低、强度高的特点。漂珠为空心、密闭、壁薄、粒细的玻璃球体，视密度为0165～0175g/cm3，增强剂由具有合理颗粒级配的活性超细矿物材料组成，外观为灰白色固体粉末，密度为217～218g/cm3，该体系的基本性能如表2所示。低密度高强度水泥浆体系具有密度可调性，最低密度可达到112g/cm3，该体系抗污染能力和相容性良好，其滤失及稠化等性能均能满足大位移井固井作业需求。2种低密度水泥浆体系强度对比如图1所示。由图可知，低密度高强度水泥浆形成的水泥石强度在不同的密度段均高于普通低密度水泥浆形成的水泥石强度。因此，在深水表层段固井作业中，低密度高强度水泥浆的优势更加明显（图1）。
4 提高套管居中度
研究显示，当套管居中度大于65%时，固井质量可以得到很好的保证；当居中度低于45%、钻井液顶替效率小于80%，固井质量就难以得到保证。为了在现场作业中提高套管居中度，合理地设计套管扶正器的数量显得至关重要。如**井套管尺寸9-5/8in，裸眼段长4272m，最大井斜/为83.34度，使用扶正器216个。现场固井作业中必须适时使用扶正器，而且保证扶正器合理的加装数量，才能大幅度地提高套管居中度，从而保证固井作业顺利进行。
5 提高顶替效率
5.1 优化钻井液性能
调整钻井液性能和循环洗井是提高顶替效率必不可少的重要步骤。套管下到位后，以还空返速为01917～1152m/s的速度循环钻井液2周以上，减少钻井液的胶凝，扫除下套管时刮下的岩屑和软泥饼。同时优化钻井液性能，将相关性能参数控制如下：钻井液屈服值为7～12Pa；漏斗粘度为20～30s；塑性粘度为20～30mPa#s；失水<5ml；摩阻系数<011；初/终切力为2/3Pa。尽量避免岩屑床和软泥饼的存在，保持井眼清洁，为良好顶替打下基础。
5.2 调整前置液结构
绝大多数钻井液与水泥浆是不相容的，一旦水泥浆与钻井液接触，钻井液将发生水泥侵污而产生粘稠的团状絮凝物质，从而使水泥浆形成的水泥石失去强度，影响固井质量。使用前置液的目的是为了提高钻井液的顶替效率和水泥环的界面胶结质量，因而前置液的使用必不可少。前置液按其功能可分为冲洗液和隔离液，冲洗液侧重于稀释钻井液，并冲洗井壁和套管壁；隔离液侧重于隔离钻井液，防止钻井液和水泥浆相互接触。由于油基钻井液在海上钻井作业中使用日益频繁，如何提高油基钻井液顶替效率是目前亟待解决的问题。现场作业表明，合理的前置液结构是提高油基钻井液顶替效率的主要因素。在顶替作业过程中，基油经常被选放在最前面，用以稀释油基钻井液，接着使用高浓度的双效冲洗液（润湿反转型表面活性剂）冲刷井壁，将环空地层和套管的亲油性环境转换为亲水性环境，有悬浮能力的粘性隔离液将大部分的油基钻井液和井里的残余岩屑携带出来，使后续表面活性劑能更有效地润湿泥饼油相，从而有效提高钻井液的顶替效率，保证了水泥环的界面胶结质量。
5.3 改进顶替技术
不同的顶替流态下水泥浆和钻井液的接触时间对顶替效率的影响，分别显示在层流和紊流状态下接触时间对顶替效率的影响。可知宽间隙到达完全顶替所需的接触时间最短，窄间隙所需的时间最长；达到完全顶替时，紊流顶替比层流顶替所需的接触时间要短。所以，固井作业过程中，在保证施工安全的前提下，可适当加大泵压，，让顶替处于紊流状态，最大程度地提高顶替效率。
6 结论与建议
（1）为提高套管的居中度，固井作业中必须适时使用扶正器，而且还要保证扶正器的合理加装数量。（2）相比常规低密度水泥浆体系，低密度高强度水泥浆具有密度低、强度高、失水低、稳定性强以及满足油层性能要求等特点，适合海上大位移井固井作业需求。（3）水泥浆顶替效率技术是提高大位移井固井质量的关键。（4）一般的大位移定向井可以应用常规下套管技术，但必须要进行摩阻分析。
参考文献
[1] 张德润，张旭.固井液设计及应用[M]1北京：石油工业出版社，2002.