泾河油田位于鄂尔多斯盆地西南部，构造位置在伊陕斜坡、渭北隆起和天环向斜交接部，石油资源量2.89×108 t，主力含油层系为三叠系延长组长8段，埋深1 300.00~1 600.00 m，属于低孔、低渗、低压油藏[1]。泾河油田自上而下主要发育第四系、白垩系、侏罗系和三叠系地层，平均地层压力系数0.86，平均地温梯度2.69 ℃/100m，储层孔隙度6.0%~16.6%，储层应力敏感性较强[1]。泾河油田属于致密砂岩油藏，后期需要大规模压裂改造，而固井质量直接影响分段压裂效果及井筒完整性，对水泥环的密封性及水泥石力学性能要求高[2]。前期完钻的10余口井的钻井、固井情况分析表明：直罗组、延安组和延长组上部是主要漏失地层，由于过于追求紊流顶替，导致固井漏失，水泥浆返不到地面，部分井需要反挤水泥浆；采用弹性扶正器的水平段套管居中度低，固井质量优良率不高。
笔者针对泾河油田固井中存在的技术难点，优化了GSJ水泥浆体系，采用平衡压力固井设计、承压堵漏和提高水平段顶替效率等固井技术措施，形成了泾河油田低承压易漏地层固井工艺，现场固井施工效果良好，解决了前期固井中出现的问题，提高了固井质量，为油田有效开发提供了技术支撑。
1 固井技术难点1) 井漏现象普遍。泾河油田水平井钻井中普遍存在井漏，上部白垩系与侏罗系地层易发生渗漏，漏失率65.7%；下部延长组地层易发生裂缝性漏失，漏失率27.0%；固井漏失率31.0%，水泥返高难以保证。
2) 水平段长度均超过800.00 m，套管居中度难以保证。为了提高单井控制储量，水平段长度一般超过800.00 m，井底位移超过1 150.00 m，在保证套管安全下入的前提下，难以保证居中度大于67%，易形成宽边和窄边，顶替钻井液时水泥浆易沿宽边上返，顶替效率低，影响固井质量[3-9]。
3) 地层温度低，对水泥浆性能要求高。根据探井电测资料，井底温度一般在35~45 ℃，上部地层温度更低，水泥浆性能调整困难，在低温低密度条件下水泥石强度发展缓慢。
2 水平段固井技术研究针对泾河油田工程地质特征和固井技术难点，从优化GSJ水泥浆体系、确定合理的井内流体结构、优化水泥浆顶替工艺和合理加放扶正器等方面开展了固井技术研究，以提高水平段固井质量。
2.1 GSJ水泥浆体系优化通过室内试验和现场实践，从水泥浆的滤失量、流变性、稠化时间和早期抗压强度等方面入手，优化了GSJ水泥浆体系。优化后的GSJ低密度水泥浆体系配方为：嘉华G级水泥+25.0%漂珠+2.5%GQD+0.2%USZ+0.4%GH-3；尾浆配方为：嘉华G级高抗水泥+1.6%GSJ+3.0%GCA +0.4%USZ。在50 ℃、22 MPa条件下，水泥浆的基本性能室内测试结果见表 1。
| 类型 | 密度/ (kg·L-1) | API滤失量/ mL | 初始稠度/ Bc | 稠化时间/ min | 过渡时间/ min | 抗压强度/ MPa | 六速黏度计读数 |
| 领浆 | 1.30 | 150 | 15 | 175 | 28 | 6.8(24h) | 93/54/36/16/6/2 |
| 尾浆 | 1.90 | 19 | 23 | 61 | 15 | 19.0(12h) | 113/63/45/24/5/3 |
从表 1可以看出，GSJ水泥浆体系具有早高强、低滤失量、初始稠度低和短过渡时间等特点，且具有直角稠化特性(见图 1)。从前期技术套管固井实践来看，GSJ水泥浆便于现场配制，具有良好的流变性(见图 2)，且成本较低。
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| 图 1 GSJ尾浆稠化曲线 Fig.1 Thickening curve of GSJ tail slurry |
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| 图 2 GSJ尾浆流变曲线 Fig.2 Rheological curve of GSJ tail slurry |
对水泥浆进行胶凝强度试验，将配制好的水泥浆装入养护釜中，1 h后升温至井底温度，同时升压至井底压力，进行24 h性能测试。结果表明，从稠化结束到初凝、终凝和凝固成水泥石的时间短，缩短了地层水侵蚀水泥的高危时间，因此水泥浆能很好地防止油气水窜。
2.2 浆体结构设计 2.2.1 地层原始压力预测利用DST测试资料确定地层压力上界。多口探井和评价井的DST测试结果表明，泾河油田属于低压系统，最小地层压力系数0.82，最大地层压力系数1.03。考虑一定的安全系数，地层压力系数最大值取1.10。
地层破裂压力利用现场压裂施工实测数据，最大地层破裂压力系数2.54，最小地层破裂压力系数1.56。考虑一定的安全系数，地层破裂压力系数取最小值1.55。
2.2.2 流体结构设计合理设计井内流体结构，在尾浆失重时保证上部液柱压力压稳油气层的前提下，整个注替及候凝过程中环空的液柱压力与地层压力保持平衡。因此，合理设计井内流体结构的关键是预测尾浆失重压力和确定封长。
平衡压力固井满足的基本条件：环空最大动压当量密度小于地层破裂压力当量密度，环空最小静压当量密度大于地层压力当量密度。
针对本区块的地层特点和平衡压力固井条件，选取双凝水泥浆体系进行常规一次注水泥、平衡压力固井方案，尾浆返至油层顶界以上200.00 m，领浆返至井口。
泾河油田与红河油田相邻，地层系统相似，水平井亦采用二开井身结构，水平段采用ϕ215.9 mm井眼[10-11], 垂深1 400.00 m，水平段长1 000.00 m，靶前距300.00 m。根据计算结果，确定GSJ水泥浆体系的流体结构为：尾浆×1 350.00 m+领浆×1 250.00 m+前置液×150.00 m+钻井液(见图 3)。
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| 图 3 泾河油田水平井固井环空流体结构示意 Fig.3 Annular cement slurry structure in the Jinghe Oilfield |
前置液、钻井液和水泥浆之间必须有良好的相容性，前置液的密度应低于低密度水泥浆的密度。对于钻井液密度低于1.25 kg/L的井，一般在清水中加入适量的表面活性剂作为冲洗液, 更有利于达到紊流；前置液段长200.00~300.00 m，按照其与井壁的接触时间不低于7 min设计用量[9]。
2.3.2 加放扶正器扶正器加放越多，套管居中度越高，水泥浆的顶替效率越高，固井质量越好，但管柱下入难度与风险也随之增大，因此利用CemCADE固井软件进行分析模拟，合理加放树脂滚轮刚性旋流扶正器，使套管居中度达到70.0%以上(见表 2)。
| 井段 | 扶正器类型 | 扶正器规格 | 加放方法 | 居中度，% |
| 一开直井段 | 刚性扶正器 | ϕ139.7 mm×ϕ215.9 mm | 1只/10根套管 | 98.0 |
| 二开直井段 | 刚性扶正器 | ϕ139.7 mm×ϕ215.9 mm | 1只/8根套管 | 96.3 |
| 二开定向段 | 树脂旋流刚性扶正器 | ϕ139.7 mm×ϕ215.9 mm | 1只/2根套管 | 82.2 |
| 二开水平段 | 树脂旋流刚性扶正器 | ϕ139.7 mm×ϕ215.9 mm | 1只/1根套管 | 72.5 |
| 最后2.00 m | 弹性扶正器 | ϕ139.7 mm×ϕ215.9 mm | 1只/m | 78.4 |
替浆初期使低密度水泥浆达到紊流，提高水泥浆顶替效率，紊流顶替接触时间大于7 min；然后采用“紊流+塞流”复合顶替工艺，根据井口压力变化控制替浆排量，井口最大压力控制在8.5 MPa，紊流顶替排量为2.4 m3/min；若井口压力高于8.5 MPa，则降低排量采用塞流顶替，塞流顶替排量为0.3~0.4 m3/min，从而减少环空摩阻，降低压漏地层的风险。紊流排量依据水泥浆的流变参数计算，从GSJ水泥浆性能来看，实现紊流时环空上返流速大于1.50 m/s。通过变排量压力节点控制，既能提高顶替效率，又可有效预防井漏发生，保证固井质量。
2.4 配套技术 2.4.1 地层承压堵漏技术钻至易漏层段前，提前在钻井液里加入综合堵漏剂等材料以防止井漏。罗汉洞组和洛河组地层易出现井漏，罗汉洞组地层发生漏失后先采取随钻堵漏措施，堵漏浆主要配方：井浆+0.2%Na2CO3+2.0%钠膨润土+1.0%~2.0%单向压力封闭剂，如果堵漏效果不明显，采取复配堵漏剂的措施，在井浆中加入3.0%复合堵漏剂和0.5%麦壳复配后进行封堵；洛河组和延安组地层以小—中等漏失为主，因此，钻进该层前50.00~30.00 m时在井浆中加入1.0%~2.0%单向压力封闭剂进行漏失预防，钻入该层后持续使用单向压力封闭剂进行维护，根据渗漏速度调整其加量，确保封堵效果[12]。堵漏后进行承压试验，根据平衡压力固井条件，地层承压要求大于4.0 MPa。
2.4.2 井眼准备技术下套管前进行通井作业，通井钻具组合刚度要大于套管柱刚度，具体钻具组合为ϕ215.9 mm牙轮钻头+ϕ158.8 mm无磁钻铤×9.00 m+ϕ214.0 mm稳定器+ϕ127.0 mm加重钻杆×(2~3)柱+ϕ127.0 mm斜台阶钻杆+ϕ127.0 mm加重钻杆×300.00 m+ϕ127.0 mm斜台阶钻杆。下钻过程中，根据测井井径和井斜数据，在井径小和狗腿大的井段必须划眼，直至上提下放无遇阻显示。下钻过程中下至造斜点循环钻井液一次，下至A靶点循环钻井液一次，下钻到底后先小排量顶通，待泵压稳定后，逐渐提高循环排量循环两周以上，直至振动筛无明显岩屑返出，然后进行钻井液性能调整，使其性能符合固井要求[13-14]，钻井液密度1.12~1.15 kg/L，漏斗黏度38~45 s，API滤失量小于5.0 mL，初切力1~3 Pa，终切力3~5 Pa，塑性黏度小于15 mPa·s，动切力小于7 Pa，pH值8~9。
2.4.3 套管下入技术管串结构自下而上为浮鞋+2根套管+浮箍+1根套管+关井阀(浮箍)+套管+水泥头。为防止水平段套管在重力作用下出现下沉贴井壁的情况，采用套管抬头和漂浮技术下入。套管抬头是使用抬头短套管，在浮鞋后加短套管，短套管上加装2个弹性扶正器，以减小前部套管摩阻，导引套管顺利进入斜井段及水平井段，保证套管能够顺利下入。套管漂浮技术是在水平段套管中替入密度1.02 kg/L的高黏度后置液150.00~200.00 m，使水平段套管在浮力的作用下产生向上漂浮的趋势，以减少套管下入摩阻。
3 现场应用泾河油田水平井固技术现场应用了18口井，水平段长最长1 100.00 m，未出现固井复杂情况，固井漏失率降低到8.7%。声幅测井结果显示，固井质量优质井12口，良好井6口，优良率达100%，取得了较好的效果, 为后期分段压裂奠定了基础。下面以JH17P6井为例介绍现场固井施工情况。
JH17P6井是一口二开井身结构水平井，一开采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深501.00 m，ϕ244.5 mm表层套管下至井深497.79 m；二开采用ϕ215.9 mm钻头钻至井深2 550.00 m完钻，ϕ139.7 mm油层套管下至井深2 539.78 m。该井实钻垂深1 401.82 m，水平位移1 284.97 m，水平段长984.96 m，平均井径扩大率5.2%，完钻钻井液密度1.15 kg/L，API滤失量5 mL，地层承压3.5 MPa。
固井管串自下而上为：浮鞋+2根套管+浮箍+1根套管+关井阀+套管串+水泥头。将原来采用的普通胶塞优化为加长胶塞，增加三道裙部橡胶，实现水泥浆与顶替液有效阻隔。采用关井阀隔离套管内外的压力传递，防止环空水泥浆倒返，避免套管内的高压传递到套管鞋部位和环空[15]。
在45 ℃、20 MPa压力下，水泥浆领浆密度1.33 kg/L，初始稠度12.5 Bc，稠化时间230 min，API滤失量34.9 mL，24 h抗压强度3.8 MPa；尾浆密度1.87 kg/L，初始稠度18.4 Bc，稠化时间108 min，API滤失量6.5 mL，24h抗压强度25.0 MPa。
JH17P6井目的层为长8层，油层顶界井深1 716.00 m，尾浆返至油层顶界以上200.00 m，基于平衡压力固井设计条件进行流体结构设计，结果见表 3。
| 类型 | 密度/(kg·L-1) | 段长/m | 注入量/m3 | 封固井段/m |
| 前置液 | 1.03 | 240.00 | 6.0 | |
| 领浆 | 1.33 | 1 350.00 | 45.0 | 0~1 350.00 |
| 尾浆 | 1.90 | 1 231.00 | 35.0 | 1 350.00~2 540.00 |
该井严格按照设计进行固井施工，实际注入领浆41.5 m3，尾浆33.5 m3，水泥浆返至地面。循环出多余水泥浆后，关井候凝48 h进行固井质量测井，声幅测井结果显示固井质量优质。
4 结论与认识1) 优化后的GSJ水泥浆体系具有滤失量低、初始稠度低、直角稠化和流变性好等优点，低温下水泥石强度高，能够满足泾河油田水平段固井要求。
2) 基于地层压力和破裂压力设计的浆体结构、“紊流+塞流”复合顶替工艺，实现了防漏压稳的目标。现场固井过程中漏失率大幅降低，提高了固井质量。
3) 树脂滚轮刚性旋流扶正器的使用及合理加放，提高了套管居中度和顶替效率，进一步提高了固井质量。
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