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【摘 要】固井的目的是实现严密的层间分隔和对套管的保护，以保证后续作业安全顺利、分层开采效果长期可靠、储层增产与改造措施有效。因此固井质量不但是关系到油田合理开发和长期稳产承前启后的关键工程环节，而且是保护储层、提高采收率最为重要的保证手段。
【关键词】长封固段；封固质量；固井技术
靖安油田是长庆油田的一大主力油田，是保障长庆油田稳产、增产的主要油田。由于多年的连续开发，使得该区块的地层压力发生了很大的变化，给油田的稳产、增产带来了困难，因此油田公司对以往的采油方案做了调整：靖安油田各区块完井固井，纯水泥由返到油层顶界150米，变更为返到洛河层底界50米以上。并且低密度水泥保持返到洛河层顶界50米以上；完钻井深小于1500米的井完井固井，纯水泥由返到油层顶界150米，变更为全井段用纯水泥封固，且上部填充段水泥浆密度不低于1.80g/cm3。由于储层的地质特性、井眼的几何条件、地层流体性质、完井方式与前期作业的技术效果、施工工艺技术措施等都是影响因素，要求加长封固段的封固质量，这给固井工作提出了更高的要求。
一、影响长封固段的固井因素
１．该区块地层存在大量的高渗透性砂岩，地层破裂压力低，承压能力小，从而增加了固井施工的难度。存在封固段长与地层漏失压力低的矛盾突出，施工过程中由于液柱压差过大极易发生井漏；水泥浆流动阻力大，有可能憋漏地层。
２．封固段长对水泥浆性能要求苛刻。满足对目的层的封固要求和对套管的力学性能要求；由于注替量大、施工时间长，水泥浆的稠化时间和失水控制要求严格，防止因滤失量大或稠化时间太短而造成憋泵。
３．封固裸眼段长，井径变化不规则，顶替效率难以保证。在加之，个别层位，地层压力低，渗透非常严重，在钻井过程中，为了确保钻井时效，配置粘度较大的钻井液，容易在井壁形成厚的泥饼，影响胶结质量。主要的包括有一下几点：第一，套管居中度。流变学和水动力学证明在偏心环空中水泥浆顶替过程极易发生窜槽，窄边间隙小，液体流动阻力大，流速小，易滞留钻井液，反之宽边间隙大，液体流动阻力小，流速高，水泥浆易发生窜槽。因此，套管居中问题直接关系到固井质量的好坏。由于职工素质参差不齐，有些队伍对于下套管的技术要求理解不到位，认识不到正确技术操作的重要意义，扶正器安装位置不合理，个数过少，尤其是在调整更新定向井的造斜段，如不注意扶正器的合理加放，更会导致套管的居中度偏低，为接下来的固井施工留下了隐患。第二，由于地层岩性不稳定，在钻井过程中，受钻井液冲蚀严重，直罗组易坍塌，坍塌后形成大肚子井眼和狗腿井眼，致使顶替效率过低，造成在固井施工中容易形成水死泥浆，从而影响固井质量。在固井注灰和顶替过程中，由于排量的变化，如：在注水泥过程中，随着供灰能力的降低，为了保证达到设计的水泥浆密度，就会降低排量，在顶替的中由于施工水源及供水的原因，排量的变化，从而形成水泥浆液柱压力在流动过程中，产生的压力激动接近或达到地层破裂压力时，容易出现井漏。第三，钻井液滤饼。如果钻井液性能不过关，失水过大，就要形成厚的钻井液滤饼。同时，在滤饼附近还会形成一个具有很稠的、流动性差的钻井液区域，使顶替效率下降，而且由于厚滤饼大大减小了套管外的环形流动面积，在注水泥时也能造成堵塞。水泥胶结测井表明，钻井液滤饼较厚的井段水泥胶结较差。
４．水泥量大、施工时间长、施工压力高，固井设备要求万无一失。
二、固井设计与技术对策
１．井眼准备。了解、分析钻井情况及井眼轨迹，掌握井下情况，根据钻井、电测情况，针对井眼质量差的井段（尤其是缩径、斜井段），要认真、细致的用原钻具通井、划眼，记录好钻具上提下放悬重及有关数据，以有利于分析下套管摩阻，确保下套管顺利。
２．根据油层情况，采用适宜的水泥浆体系，为防止水泥浆在候凝过程中“失重”引起井底压力不平衡，采用两段两凝水泥浆固井；即常规段为速凝水泥浆，洛河段为缓凝水泥浆。
３．确定合理的水泥浆密度及施工参数，确保固井施工顺利；根据电测井径及井径扩大率，计算水泥浆量，确保水泥返高达到设计要求。
４．在确保井下正常情况下，严格按有关规定及控制程序进行下套管作业。严格测量套管；严格控制下套管速度，及时灌钻井液，每下30～50根套管循环钻井液一次，防止沉沙推入井底，使套管下不到底；下套管前，认真检查套管附件（浮箍、浮鞋、扶正器），精心组织下套管工序，减少下套管时间。套管下入井底后应循环钻井液1～2周，保证泥饼薄而致密，有效减小钻井液的触变性，消除钻井液在窄间隙、井壁上的滞流范围，提高顶替效率。待泵压平稳，达到预计数值后方可固井。
5．优化安放扶正器。合理安放扶正器，目的层每根套管加1只，非目的层段2～3根套管加1只，表层套管内加2只。使套管居中，是消除偏心环空窄间隙处滞留钻井液，提高钻井液顶替效率的重要措施，扶正器安放位置按套管偏心度进行优化设计。
６．下套管完成后，充分调整钻井液性能，低密、低粘、低切、低动塑比，充分循环，保证泥饼薄而致密，有效减小钻井液的触变性，消除钻井液在窄间隙、井壁上的滞流范围，提高顶替效率。待泵压平稳，达到预计数值后方可固井。进一步清除井壁和套管壁的虚泥饼,提高对井壁的清洗和冲刷能力，防止因虚泥饼造成二界面固井质量不理想；根据井下情况，选择合理的排量进行循环稀释调整钻井液性能。
７．按照固井设计要求，进行注水泥作业，确保施工正常、连续、井下安全。
８．降低环空水泥浆流动阻力及激动压力，合理运用顶替技术提高顶替效率。有效驱替钻井液，提高注水泥的顶替效率是清除钻井液窜槽、保证水泥胶结质量和水泥环密封效果的基本前提。
三、低温早强锁水水泥浆体系的选用
锁水剂在水泥水化过程中，形成胶体状产物，具体表现为水泥浆胶凝强度非常高，特别是锁水剂所形成的胶体膜，在水泥浆外层形成致密的保护层，阻止地层流体所形成的油、水、气侵；另一方面，锁水剂会产生促进水泥水化速度的产物，使得水泥浆在低温下水化速度加快，水泥石早期强度增加很快，特别是水泥浆过渡期大幅度缩短，所以锁水剂在老井区对解决油田长封固段、防地层污染、油气水侵窜、提高固井质量起到了十分关键的作用。
水泥浆主要指标：水泥浆密度1.85～1.93g/cm3，水泥石抗压强度22.6MPa（40℃、24h），稠化时间90～108min，当水泥浆体系稳定时，游离水0.5%。GQD-1加量为3%、水灰比为0.65、密度为1.55g/cm3的粉煤灰密度水泥浆，其稠化时间满足二凝水泥浆体系对低密度水泥浆的要求，30℃、24h的抗压强度都在5.0MPa以上，大于GB10238-1998油井水泥标准规定的3.5MPa；30℃下的游离水是2.6mL，小于国家标准3.5mL，满足粉煤灰低密度体系稳定性要求。GQD-1粉煤灰低密度水泥浆体系指标：水泥与粉煤灰的比例为1:1，水灰比0.65，GQD-1加量2%，水泥浆密度1.55g/cm3，稠化时间170min（40℃、25MPa），游离水2.6mL，经过实验，可满足长粉固要求。
四、结论与认识
（1）合理有效的注水泥工艺技术及顶替技术，可提高长裸眼井段封固质量。（2）根据平衡压力固井原则，水泥浆环空静液压力要大于地层压力。（3）施工参数优选技术，尽量做到最佳匹配。（4）按照固井设计要求，确保合理施工方案，精细现场施工措施，确保施工连续、正常、顺利。
参 考 文 献
[1]郭小阳，杨远光等．提高复杂井固井质量的关键因素探讨[J]．钻井液与完井液．2005（22）：53
[2]王文斌等．长庆油田老井侧钻井固井技术研究与应用[J]．石油钻采工艺．2005（1）：24～25
【关键词】长封固段；封固质量；固井技术
靖安油田是长庆油田的一大主力油田，是保障长庆油田稳产、增产的主要油田。由于多年的连续开发，使得该区块的地层压力发生了很大的变化，给油田的稳产、增产带来了困难，因此油田公司对以往的采油方案做了调整：靖安油田各区块完井固井，纯水泥由返到油层顶界150米，变更为返到洛河层底界50米以上。并且低密度水泥保持返到洛河层顶界50米以上；完钻井深小于1500米的井完井固井，纯水泥由返到油层顶界150米，变更为全井段用纯水泥封固，且上部填充段水泥浆密度不低于1.80g/cm3。由于储层的地质特性、井眼的几何条件、地层流体性质、完井方式与前期作业的技术效果、施工工艺技术措施等都是影响因素，要求加长封固段的封固质量，这给固井工作提出了更高的要求。
一、影响长封固段的固井因素
１．该区块地层存在大量的高渗透性砂岩，地层破裂压力低，承压能力小，从而增加了固井施工的难度。存在封固段长与地层漏失压力低的矛盾突出，施工过程中由于液柱压差过大极易发生井漏；水泥浆流动阻力大，有可能憋漏地层。
２．封固段长对水泥浆性能要求苛刻。满足对目的层的封固要求和对套管的力学性能要求；由于注替量大、施工时间长，水泥浆的稠化时间和失水控制要求严格，防止因滤失量大或稠化时间太短而造成憋泵。
３．封固裸眼段长，井径变化不规则，顶替效率难以保证。在加之，个别层位，地层压力低，渗透非常严重，在钻井过程中，为了确保钻井时效，配置粘度较大的钻井液，容易在井壁形成厚的泥饼，影响胶结质量。主要的包括有一下几点：第一，套管居中度。流变学和水动力学证明在偏心环空中水泥浆顶替过程极易发生窜槽，窄边间隙小，液体流动阻力大，流速小，易滞留钻井液，反之宽边间隙大，液体流动阻力小，流速高，水泥浆易发生窜槽。因此，套管居中问题直接关系到固井质量的好坏。由于职工素质参差不齐，有些队伍对于下套管的技术要求理解不到位，认识不到正确技术操作的重要意义，扶正器安装位置不合理，个数过少，尤其是在调整更新定向井的造斜段，如不注意扶正器的合理加放，更会导致套管的居中度偏低，为接下来的固井施工留下了隐患。第二，由于地层岩性不稳定，在钻井过程中，受钻井液冲蚀严重，直罗组易坍塌，坍塌后形成大肚子井眼和狗腿井眼，致使顶替效率过低，造成在固井施工中容易形成水死泥浆，从而影响固井质量。在固井注灰和顶替过程中，由于排量的变化，如：在注水泥过程中，随着供灰能力的降低，为了保证达到设计的水泥浆密度，就会降低排量，在顶替的中由于施工水源及供水的原因，排量的变化，从而形成水泥浆液柱压力在流动过程中，产生的压力激动接近或达到地层破裂压力时，容易出现井漏。第三，钻井液滤饼。如果钻井液性能不过关，失水过大，就要形成厚的钻井液滤饼。同时，在滤饼附近还会形成一个具有很稠的、流动性差的钻井液区域，使顶替效率下降，而且由于厚滤饼大大减小了套管外的环形流动面积，在注水泥时也能造成堵塞。水泥胶结测井表明，钻井液滤饼较厚的井段水泥胶结较差。
４．水泥量大、施工时间长、施工压力高，固井设备要求万无一失。
二、固井设计与技术对策
１．井眼准备。了解、分析钻井情况及井眼轨迹，掌握井下情况，根据钻井、电测情况，针对井眼质量差的井段（尤其是缩径、斜井段），要认真、细致的用原钻具通井、划眼，记录好钻具上提下放悬重及有关数据，以有利于分析下套管摩阻，确保下套管顺利。
２．根据油层情况，采用适宜的水泥浆体系，为防止水泥浆在候凝过程中“失重”引起井底压力不平衡，采用两段两凝水泥浆固井；即常规段为速凝水泥浆，洛河段为缓凝水泥浆。
３．确定合理的水泥浆密度及施工参数，确保固井施工顺利；根据电测井径及井径扩大率，计算水泥浆量，确保水泥返高达到设计要求。
４．在确保井下正常情况下，严格按有关规定及控制程序进行下套管作业。严格测量套管；严格控制下套管速度，及时灌钻井液，每下30～50根套管循环钻井液一次，防止沉沙推入井底，使套管下不到底；下套管前，认真检查套管附件（浮箍、浮鞋、扶正器），精心组织下套管工序，减少下套管时间。套管下入井底后应循环钻井液1～2周，保证泥饼薄而致密，有效减小钻井液的触变性，消除钻井液在窄间隙、井壁上的滞流范围，提高顶替效率。待泵压平稳，达到预计数值后方可固井。
5．优化安放扶正器。合理安放扶正器，目的层每根套管加1只，非目的层段2～3根套管加1只，表层套管内加2只。使套管居中，是消除偏心环空窄间隙处滞留钻井液，提高钻井液顶替效率的重要措施，扶正器安放位置按套管偏心度进行优化设计。
６．下套管完成后，充分调整钻井液性能，低密、低粘、低切、低动塑比，充分循环，保证泥饼薄而致密，有效减小钻井液的触变性，消除钻井液在窄间隙、井壁上的滞流范围，提高顶替效率。待泵压平稳，达到预计数值后方可固井。进一步清除井壁和套管壁的虚泥饼,提高对井壁的清洗和冲刷能力，防止因虚泥饼造成二界面固井质量不理想；根据井下情况，选择合理的排量进行循环稀释调整钻井液性能。
７．按照固井设计要求，进行注水泥作业，确保施工正常、连续、井下安全。
８．降低环空水泥浆流动阻力及激动压力，合理运用顶替技术提高顶替效率。有效驱替钻井液，提高注水泥的顶替效率是清除钻井液窜槽、保证水泥胶结质量和水泥环密封效果的基本前提。
三、低温早强锁水水泥浆体系的选用
锁水剂在水泥水化过程中，形成胶体状产物，具体表现为水泥浆胶凝强度非常高，特别是锁水剂所形成的胶体膜，在水泥浆外层形成致密的保护层，阻止地层流体所形成的油、水、气侵；另一方面，锁水剂会产生促进水泥水化速度的产物，使得水泥浆在低温下水化速度加快，水泥石早期强度增加很快，特别是水泥浆过渡期大幅度缩短，所以锁水剂在老井区对解决油田长封固段、防地层污染、油气水侵窜、提高固井质量起到了十分关键的作用。
水泥浆主要指标：水泥浆密度1.85～1.93g/cm3，水泥石抗压强度22.6MPa（40℃、24h），稠化时间90～108min，当水泥浆体系稳定时，游离水0.5%。GQD-1加量为3%、水灰比为0.65、密度为1.55g/cm3的粉煤灰密度水泥浆，其稠化时间满足二凝水泥浆体系对低密度水泥浆的要求，30℃、24h的抗压强度都在5.0MPa以上，大于GB10238-1998油井水泥标准规定的3.5MPa；30℃下的游离水是2.6mL，小于国家标准3.5mL，满足粉煤灰低密度体系稳定性要求。GQD-1粉煤灰低密度水泥浆体系指标：水泥与粉煤灰的比例为1:1，水灰比0.65，GQD-1加量2%，水泥浆密度1.55g/cm3，稠化时间170min（40℃、25MPa），游离水2.6mL，经过实验，可满足长粉固要求。
四、结论与认识
（1）合理有效的注水泥工艺技术及顶替技术，可提高长裸眼井段封固质量。（2）根据平衡压力固井原则，水泥浆环空静液压力要大于地层压力。（3）施工参数优选技术，尽量做到最佳匹配。（4）按照固井设计要求，确保合理施工方案，精细现场施工措施，确保施工连续、正常、顺利。
参 考 文 献
[1]郭小阳，杨远光等．提高复杂井固井质量的关键因素探讨[J]．钻井液与完井液．2005（22）：53
[2]王文斌等．长庆油田老井侧钻井固井技术研究与应用[J]．石油钻采工艺．2005（1）：24～25