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摘要：吉华1平1井是华北油田临河坳陷吉兰泰油田吉兰泰潜山区块首口水平井。该区块地质条件复杂太古界地层可钻性差、裸眼段长、扭矩及摩阻大，该井着陆点600米，垂深460米，垂斜比达1：1.7，施工配套工艺要求高、套管下入困难，稳斜段长，套管居中困难;油层452-1386m，油层段长，压稳难度大等难点。针对该地区固井特点，优选配套附件工具;水泥浆中加入早强剂、增韧剂、降失水剂、膨胀剂、分散剂等，形成双凝、微膨胀油井水泥浆体系，防止油气水侵，提高水泥浆的封固质量，现场应用成功，固井质量优质，创华北油田获矿权后巴彦河套区块水平段最长记录。
关键词：水平井固井;长水平段;水泥浆;封固段;
一、概述
吉华1平1井是是华北油田临河坳陷吉兰泰油田吉兰泰潜山区块首口水平井。该井为二开井，设计井深1538m，导管用φ445mm钻头钻至30m下φ339.7mm套管;一开用φ311.1mm钻头钻至565m下φ244.5mm套管，二开用φ215.9mm钻头钻至1422m完钻，垂深637m，垂斜比达1：1.7。油层油顶452m，油底1386m。最大井斜80.5°/1224.94m，水平段长821.45m，139.7mm套管下深1421m，要求返地面。针对该区块该井的具体问题，我们对吉华1平1井的固井进行了研究，制定了提高固井质量的技术对策。
二、地层序列及岩性简述：
第四系：灰黄色冲积砂砾层及泥土。
固阳组：上部及中部棕红色泥岩为主，与灰色细砂岩互层;下部棕红色泥岩为主与灰色砂砾岩互层。
太古界：灰色片麻岩，具体岩石类型有浅灰色黑云斜長片麻岩、深灰色斜长角闪片麻岩、灰白色-浅肉色钾长片麻岩等，似层状、互层产状。
三、固井难点：
1、井浅，油层段长934m，一次性返地面，压稳困难，水泥浆“失重”时易发生油水气窜。
2、该井水平段长1055m，井眼条件差，部分井段电测井径超标严重，对固井施工工艺、套管安全下入及提高顶替效率要求高。
3、垂斜比达大，糖葫芦井眼，套管居中困难，影响封固质量。
4、该区块斜井段及水平段井眼不规则，岩屑易堆积，易造成环空憋堵。
5、井浅，低温度条件下，低温早强韧性水泥浆体系筛选困难。
四、主要固井技术措施：
针对该井实际问题，我们采取了以下主要措施：
1、根据井下情况，用固井设计软件模拟扶正器位置加法，为了套管可以顺利的下入，优选半钢性螺旋式扶正器。井底-A点井段每两根套管加1只半刚螺旋式正器，A点-30°井段每根套管加1只扶正器;，其余井段每2-4根套管加放1只扶正器，使套管居中度提高。
2、把好井身质量关，下套管前严格通井技术措施。（1）下套管前，采用原钻具通井到底后，重点在井眼沉砂多、掉块多井段，挂卡、遇阻严重井段，反复划眼。（2）采用三扶通井到底循环正常后，采用高粘切稠泥浆携砂裹带，大排量循环。
3、本井为了套管能够顺利下到位，采用旋转引鞋。
4、水泥浆体系的优选
因为该井属低温度长封固段水平固井，且油气水层比较活跃，因而我们优选了双凝、低失水、低析水、高强度微膨胀防气窜水泥浆体系。
1）、上部水泥浆配方和试验结果
配方1：保兴G级高抗+降失水剂+分散剂+防窜剂+增韧剂
试验结果：试验条件温度：32℃ 压力7MPa
密度 1.82g/cm3 流动度24cm 失水49ml/30min 稠化时间165min 析水0
2）、下部水泥浆配方和试验结果
配方1： G级水泥1.5%降失水剂+0.5%分散剂+5%早强剂+增韧剂+膨胀剂+消泡剂+现场水
配方2： G级水泥1.5%降失水剂+0.4%分散剂+3%早强剂+增韧剂+膨胀剂+消泡剂+现场水
试验结果：试验条件温度：32℃ 压力7MPa
配方1：密度 1.88g/cm3 流动度22.5cm 失水42ml/30min 稠化时间95min 析水0
配方2：密度 1.88g/cm3 流动度22.1cm 失水44ml/30min 稠化时间125min 析水0
从以上的数据可得出配方1的性能较为优良
从试验结果来看的水泥浆的失水小于50ml，析水为0，上下部水泥浆稠化时间差大于60min，达到了双凝、低失水、零析水、早强微膨胀防气窜水泥浆体系的要求。
5、前隔离液的优选
我们选用了在华北油田常用的三种驱油隔离液FH-100L和TCP-02、DRY-100L进行对比试验，试验是在旋转粘度计进行的。方法是在旋转粘度计外筒上涂满原油，浆杯中分别装满用FH-100L和TCP-02、DRY-100L配制好的冲洗液，在100、200和300r/min的转速下观察冲洗液对原油的清除效果，结果表明三种隔离液都能将外筒上的原油完全冲刷干净达90%以上。但使用FH-100L的成本低，因此我们优选了FH-100L作为水平井的驱油冲洗液。
6、替浆时采用漂浮技术。注水泥完后，采用清水顶替。
五、应用情况
9月28日完成的油层固井施工中，施工过程连续正常，水泥浆安设计要求返出地面，碰压15MPa。经测声幅，固井质量评价：固井质量全井合格率100%、第一、第二胶结面中等及良好以上占91.5%。该井创下华北油田获矿权后巴彦河套区块最大井斜、潜山区块最大水平位移;水平段最长、最大水垂比等多项施工记录。
六、结论与认识
1、低温双凝高强度微膨胀防气窜水泥浆体系是关系固井质量的成败，是该区浅井水平井固井关键技术，可有效防止固井施工中发生油气水窜，确保封固井段，提高固井质量。
2、选用具有驱油和稀释钻井液粘度的前隔离液可有效提高顶替效率和封隔效果。
3、合理选择性扶正器及安放位置，提高套管的居中度和顶替效率。
4、选用旋转引鞋和半刚性扶正器，有利于套管的顺利下入。
5、水泥车清水顶替既有利于套管漂浮，又利于测声幅。
6、井眼准备是固井的基础环节，通井钻具组合、稠浆携砂等措施，确保施工安全（防蹩堵）起到重要作用。
参考文献
[1]范先祥、夏景刚，等，苏北探区海安区块钻井液技术，钻井液与完井液，2010年05期
[2]张德润 张旭等 《固井液设计及应用》上册、下册 北京：石油工业出版社 2000.10
[3]屈建省 许树谦 郭小阳 等《特殊固井技术》北京：石油工业出版社 2006.11
关键词：水平井固井;长水平段;水泥浆;封固段;
一、概述
吉华1平1井是是华北油田临河坳陷吉兰泰油田吉兰泰潜山区块首口水平井。该井为二开井，设计井深1538m，导管用φ445mm钻头钻至30m下φ339.7mm套管;一开用φ311.1mm钻头钻至565m下φ244.5mm套管，二开用φ215.9mm钻头钻至1422m完钻，垂深637m，垂斜比达1：1.7。油层油顶452m，油底1386m。最大井斜80.5°/1224.94m，水平段长821.45m，139.7mm套管下深1421m，要求返地面。针对该区块该井的具体问题，我们对吉华1平1井的固井进行了研究，制定了提高固井质量的技术对策。
二、地层序列及岩性简述：
第四系：灰黄色冲积砂砾层及泥土。
固阳组：上部及中部棕红色泥岩为主，与灰色细砂岩互层;下部棕红色泥岩为主与灰色砂砾岩互层。
太古界：灰色片麻岩，具体岩石类型有浅灰色黑云斜長片麻岩、深灰色斜长角闪片麻岩、灰白色-浅肉色钾长片麻岩等，似层状、互层产状。
三、固井难点：
1、井浅，油层段长934m，一次性返地面，压稳困难，水泥浆“失重”时易发生油水气窜。
2、该井水平段长1055m，井眼条件差，部分井段电测井径超标严重，对固井施工工艺、套管安全下入及提高顶替效率要求高。
3、垂斜比达大，糖葫芦井眼，套管居中困难，影响封固质量。
4、该区块斜井段及水平段井眼不规则，岩屑易堆积，易造成环空憋堵。
5、井浅，低温度条件下，低温早强韧性水泥浆体系筛选困难。
四、主要固井技术措施：
针对该井实际问题，我们采取了以下主要措施：
1、根据井下情况，用固井设计软件模拟扶正器位置加法，为了套管可以顺利的下入，优选半钢性螺旋式扶正器。井底-A点井段每两根套管加1只半刚螺旋式正器，A点-30°井段每根套管加1只扶正器;，其余井段每2-4根套管加放1只扶正器，使套管居中度提高。
2、把好井身质量关，下套管前严格通井技术措施。（1）下套管前，采用原钻具通井到底后，重点在井眼沉砂多、掉块多井段，挂卡、遇阻严重井段，反复划眼。（2）采用三扶通井到底循环正常后，采用高粘切稠泥浆携砂裹带，大排量循环。
3、本井为了套管能够顺利下到位，采用旋转引鞋。
4、水泥浆体系的优选
因为该井属低温度长封固段水平固井，且油气水层比较活跃，因而我们优选了双凝、低失水、低析水、高强度微膨胀防气窜水泥浆体系。
1）、上部水泥浆配方和试验结果
配方1：保兴G级高抗+降失水剂+分散剂+防窜剂+增韧剂
试验结果：试验条件温度：32℃ 压力7MPa
密度 1.82g/cm3 流动度24cm 失水49ml/30min 稠化时间165min 析水0
2）、下部水泥浆配方和试验结果
配方1： G级水泥1.5%降失水剂+0.5%分散剂+5%早强剂+增韧剂+膨胀剂+消泡剂+现场水
配方2： G级水泥1.5%降失水剂+0.4%分散剂+3%早强剂+增韧剂+膨胀剂+消泡剂+现场水
试验结果：试验条件温度：32℃ 压力7MPa
配方1：密度 1.88g/cm3 流动度22.5cm 失水42ml/30min 稠化时间95min 析水0
配方2：密度 1.88g/cm3 流动度22.1cm 失水44ml/30min 稠化时间125min 析水0
从以上的数据可得出配方1的性能较为优良
从试验结果来看的水泥浆的失水小于50ml，析水为0，上下部水泥浆稠化时间差大于60min，达到了双凝、低失水、零析水、早强微膨胀防气窜水泥浆体系的要求。
5、前隔离液的优选
我们选用了在华北油田常用的三种驱油隔离液FH-100L和TCP-02、DRY-100L进行对比试验，试验是在旋转粘度计进行的。方法是在旋转粘度计外筒上涂满原油，浆杯中分别装满用FH-100L和TCP-02、DRY-100L配制好的冲洗液，在100、200和300r/min的转速下观察冲洗液对原油的清除效果，结果表明三种隔离液都能将外筒上的原油完全冲刷干净达90%以上。但使用FH-100L的成本低，因此我们优选了FH-100L作为水平井的驱油冲洗液。
6、替浆时采用漂浮技术。注水泥完后，采用清水顶替。
五、应用情况
9月28日完成的油层固井施工中，施工过程连续正常，水泥浆安设计要求返出地面，碰压15MPa。经测声幅，固井质量评价：固井质量全井合格率100%、第一、第二胶结面中等及良好以上占91.5%。该井创下华北油田获矿权后巴彦河套区块最大井斜、潜山区块最大水平位移;水平段最长、最大水垂比等多项施工记录。
六、结论与认识
1、低温双凝高强度微膨胀防气窜水泥浆体系是关系固井质量的成败，是该区浅井水平井固井关键技术，可有效防止固井施工中发生油气水窜，确保封固井段，提高固井质量。
2、选用具有驱油和稀释钻井液粘度的前隔离液可有效提高顶替效率和封隔效果。
3、合理选择性扶正器及安放位置，提高套管的居中度和顶替效率。
4、选用旋转引鞋和半刚性扶正器，有利于套管的顺利下入。
5、水泥车清水顶替既有利于套管漂浮，又利于测声幅。
6、井眼准备是固井的基础环节，通井钻具组合、稠浆携砂等措施，确保施工安全（防蹩堵）起到重要作用。
参考文献
[1]范先祥、夏景刚，等，苏北探区海安区块钻井液技术，钻井液与完井液，2010年05期
[2]张德润 张旭等 《固井液设计及应用》上册、下册 北京：石油工业出版社 2000.10
[3]屈建省 许树谦 郭小阳 等《特殊固井技术》北京：石油工业出版社 2006.11