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【摘要】花121平1井是部署在福山油田福山凹陷花场构造流一段花121断块的一口水平井，设计完钻井深3003m，最大井斜角为89.12°，最大狗腿度4.56，水平位移733.17m，是海南福山油田第一口水平井。本井采用原钻柱双扶正器通井、使用高效复合前置液清洗井眼、优化水泥浆性能、优化扶正器设计工艺等一系列措施，采用密度1.88g/cm3微膨胀早强水泥浆体系固井，声幅测井结果显示，固井质量优质。作为海南福山油田第一口水平井，该井的成功固井为海南福山油田水平井固井开创了新的纪元。，为福山油田今后类似井固井提供了可靠性借鉴。
【关键词】水平井 复合前置液 扶正器 固井质量
花121平1井位于海南省澄迈县福留村西约250m，是部署在福山油田福山凹陷花场构造流一段花121断块的一口水平井，钻井目的是加快评价花121断块，进一步认识流一段油气层分布规律及落实该块油气水关系，提高油层动用程度，提高单井产量，提高油藏采收率。本井靶点1距花1-4x井靶点360m，靶点2距花1-4x井靶点610m。三开设计采用Φ215.9mm钻头钻至井深3003m，水平位移733.17m，斜井段长963m，最大井斜角为89.12°。设计使用Φ139.7mm套管下至2995m，固井方式采用单级固井，设计水泥浆返至上层套管鞋即1800m，封固段1200m。该井是福山油田第一口水平井，具有重要的划时代意义。
1 花121平1井Φ139.7mm套管固井基本情况及其难点分析
花121平1井三开采用Φ215.9mm钻头，设计井深3003m。本井最大井斜89.12°，最大狗腿度4.56，井底位移733.17m，钻井液密度1.23g/cm3。该井所在区块平均地温梯度3.83℃/100m，年平均地表温度27℃，Φ139.7mm生产套管下深3000m，采用单级固井，水泥浆返至1800m，封固段长为1200m。主要油层在流一段，从井深2604m至井底，该段地层易坍塌扩径，施工风险和难度大。分析Φ139.7mm油层套管固井的技术难点如下：
（1）本井造斜段及大斜度井段长，易形成微台阶，套管入井摩阻大，套管下到设计井深难度大。
（2）在三开地层易坍塌扩径，水泥浆顶替效率低；在大斜度井段和水平段套管不易居中，水泥浆易高边窜槽，固井质量难以提高。
（3）为保证正常钻进需在钻井液中混油，井壁和套管上的油膜影响水泥浆顶替效率和固井胶结质量。
（4）本次固井封固水平段，对水泥浆失水、自由水含量、沉降稳定性和防气窜等性能要求高。若采用常规非防气窜水泥浆体系，候凝时由于水泥浆沉降稳定性原因易造成高边自由水带，为层间窜流提供有效通道。另外，油气会窜入水泥浆中，影响水泥石强度正常发育，影响固井质量。
2 花121平1井油层套管固井技术措施
2.1 固井工艺措施
花121平1井油层套管固井由于井斜大，套管入井到位有很大的难度和风险。针对以上难点问题，采取了一系列技术措施。
（1）通井：用原钻柱双扶正器通井，模拟后期套管下入，对以往起下钻中途遇卡、阻井段反复划眼，进行短起下，尽量使其平滑，同时循环洗井，保证裸眼段的畅通。
（2）确定合理排量循环洗井：通井到井底后，先小排量打通，正常后将排量逐渐增加。以34L/S以上排量充分循环泥浆2周以上，将井眼清洗干净，保证井底无沉砂。
（3）调节泥浆性能：井眼清洗干净后，调整好泥浆性能，使泥饼摩阻系数小于0.10，同时保证井壁稳定，无垮塌，无掉块。通井起钻前在裸眼井段打入润滑材料，降低下入套管过程中的摩阻。
（4）优化扶正器设计确保套管居中度：室内模拟实验表明，成23°夹角的螺旋扶正条的刚性扶正器更有利用于提高水平井的顶替效率。在主要油层段采用1根套管加1只刚性扶正器，浮鞋与浮箍之间加1只刚性扶正器。
（5）缩短泥浆在井内的静止时间：下套管后期坚持每下1根套管灌1次泥浆，避免下完套管后长时间向管内灌泥浆造成固相沉淀。循环结束后要尽快转入注水泥固井施工。
（6）采用带强制复位的浮箍和浮鞋：为避免单流阀失效，采用双浮箍和单浮鞋的三单流阀结构，增加单流阀的密封可靠性，防止水泥浆倒返。
（7）采用管内敞压、管外憋压的候凝方式进行候凝：防止管内泄压后水泥石由于刚性不能恢复形成微环隙影响测井质量。
2.2 水泥浆体系设计和优选
针对花121平1井固井水泥浆设计难点和现场固井工况，经过大量的实验和体系优选，室内研究设计一套微膨胀早强水泥浆体系，水泥浆体系具有良好的综合工程性能，如微触变、低失水、45°倾斜条件下零自由水、稠化时间可调、抗钻井液污染能力强，水泥石具有微膨胀性和韧性等。水泥浆配方为：100g夹江G级水泥+3%微硅+多功能固体防窜剂FLOK-2+促凝剂DS-40S+降失水剂HX-10L+液体防窜剂FLOK-6L+消泡剂DF-A。实验条件如表1所示，水泥浆综合性能如表2和图2、图3所示。
由以上实验结果可以看出：该水泥浆体系具有较好的综合性能，该水泥浆体系滤失量低（API失水28ml、在温度86℃条件下倾斜45°的游离液为零、沉降稳定性好，上下密度差为0、稠化时间可调，促凝剂对温度和加量都不具敏感性，能满足花121平1井固井施工要求，且有助于提高水平井固井质量。另外水泥石强度发展快，早期强度高，8h顶部强度8MPa，24h顶部强度23.5 MPa，固井后24h即可测井，缩短了建井周期，且水泥石具有微膨胀性和抗冲击韧性，能有效防止投产后油管碰撞、测试超压和射孔等造成的二次破碎，有利于保持固井水泥环长期的完整性。
2.3 提高顶替效率技术措施
（1）优化扶正器设计，提高套管居中度。 扶正器设计：主要油层段即套管下深～2550m，每根套管下1个刚性扶正器。浮鞋与浮箍之间加1只刚性扶正器。提高套管居中度，保证水泥浆满眼充填，提高固井质量。
（2）应用高性能复合前置液。
前置液体系设计为：先导泥浆+冲洗液+隔离液+冲洗液的结构。
由于花121平1井钻井液混油会在井壁形成油膜，影响固井胶结质量。该井设计加大前置液用量，使用先导泥浆+冲洗液+复合隔离液+冲洗液的浆柱结构。高性能前置液与水泥浆和钻井液相容性较好，且能有效清除井壁及套管壁上的油膜和虚泥饼。设计前置液用量为12m3，其中冲洗液6方，冲洗型隔离液6方，即紊流接触时间大于8min，有效地提高水泥浆顶替泥浆的效率，提高第一和第二界面胶结质量。
加重隔离液按紊流设计，密度设计为1.40g/cm3，设计6 m3，避免水泥浆和泥浆直接接触污染。隔离液选用冲洗型隔离液，具有良好的悬浮稳定性，且对清洗井壁油膜，提高固井胶结质量。另外，该复合隔离液能有效隔离泥浆和水泥浆，对泥浆、水泥浆及泥浆与水泥浆的混合污染胶凝物均有显著的稀释分散作用，提高对泥浆的顶替效率。
（3）调整泥浆性能。
通井时提高泥浆的屈服值和静切力，保持泥浆悬浮和携带岩屑的最小屈服值为13Pa。下套管前通井时钻井液的屈服值应控制在10Pa～13Pa，静切力3/12Pa，把岩屑尽量携带干净，减小了低边钻井液窜槽的可能。
固井前调整泥浆性能，使其密度不低于钻井时的1.23g/cm3、粘度由下套管之前的55s降至50s，流性指数n值0.7左右，保证泥浆在静止条件下有良好的沉降稳定性，同时保证顶替液与被顶替液之间流变性能合理匹配，达到提高顶替效率目的。
3 现场施工
3.1 井眼准备及下套管
3.1.1 通井
按设计的钻具结构采用双扶正器通井，在裸眼井段进行短起下钻作业，短起下，下钻到底后，先小排量循环泥浆，待井底沉砂和井壁虚泥饼返出后逐渐加大排量充分洗井，保证井眼畅通，井筒内无沉砂，起钻前裸眼段打封闭，方可下套管。
3.1.2 下套管
下套管时每下1根套管灌一次泥浆，每下10根套管井眼灌满一次泥浆。通过以上一系列措施，套管顺利下入到位。下完套管后，先用单凡尔小排量顶通，泵压正常以后逐渐加大排量循环2周，同时加入钻井液处理剂调整性能，泥浆密度比低于1.23g/cm3，粘度50s，n值0.7，达到固井流变性能合理匹配的要求。
3.2 固井施工
花121平1井现场施工时注入冲洗液6方，密度为1.02g/cm3，复合隔离液6m3，注水泥浆36m3，密度为1.88g/cm3。碰压结束后，环空憋压4MPa，憋压时间4h，施工过程正常。CBL声幅测井结果显示，水泥浆从井底返到井深1570m，固井质量优质，见图4。
4 结论
海南福山油田第一口水平井花121平1井油层固井的顺利施工，为福山油田水平井固井奠定了初步的实践基础，通过该井的成功固井，得出以下结论：
（1）科学而充足的井眼准备是保证套管顺利下入到设计井深的关键，干净的井眼是提高顶替效率的首要基础，该井的通井措施对福山油田以后类似井有借鉴意义。
（2）只加刚性扶正器的管串结构设计，避免了弹性扶正器变形造成遇卡等事故的发生。扶正器的正确设计和加入对于保证套管居中度，保证水泥浆满眼充填，提高固井质量起着关键的作用。
（3）优化前置液设计可有效提高水泥浆顶替效率，使用冲洗液和加入表面活性剂的复合高效隔离液，能有效清洗水平井井壁油膜，提高固井胶结质量。
（4）采用微膨胀早强水泥浆体系固井，优化水泥浆综合性能，增加水平井固井水泥石韧性是提高水平井固井质量的必要因素。
（5）环空憋压侯凝方式，是有效提高水平井固井质量的技术措施之一。
参考文献
[1] 刘崇建，黄柏宗，徐同台等.油气井注水泥理论与应用[M].北京，石油工业出版，2001
[2] 张德润，张旭.固井液设计及应用[M].北京：石油工业出版社，2000
[3] 李美娜.2007.最新石油固井关键技术应用手册.石油工业出版社
[4] 张清德. 国外高温高压固井新技术.钻井液与完井液，2001，18（5）：8～12
【关键词】水平井 复合前置液 扶正器 固井质量
花121平1井位于海南省澄迈县福留村西约250m，是部署在福山油田福山凹陷花场构造流一段花121断块的一口水平井，钻井目的是加快评价花121断块，进一步认识流一段油气层分布规律及落实该块油气水关系，提高油层动用程度，提高单井产量，提高油藏采收率。本井靶点1距花1-4x井靶点360m，靶点2距花1-4x井靶点610m。三开设计采用Φ215.9mm钻头钻至井深3003m，水平位移733.17m，斜井段长963m，最大井斜角为89.12°。设计使用Φ139.7mm套管下至2995m，固井方式采用单级固井，设计水泥浆返至上层套管鞋即1800m，封固段1200m。该井是福山油田第一口水平井，具有重要的划时代意义。
1 花121平1井Φ139.7mm套管固井基本情况及其难点分析
花121平1井三开采用Φ215.9mm钻头，设计井深3003m。本井最大井斜89.12°，最大狗腿度4.56，井底位移733.17m，钻井液密度1.23g/cm3。该井所在区块平均地温梯度3.83℃/100m，年平均地表温度27℃，Φ139.7mm生产套管下深3000m，采用单级固井，水泥浆返至1800m，封固段长为1200m。主要油层在流一段，从井深2604m至井底，该段地层易坍塌扩径，施工风险和难度大。分析Φ139.7mm油层套管固井的技术难点如下：
（1）本井造斜段及大斜度井段长，易形成微台阶，套管入井摩阻大，套管下到设计井深难度大。
（2）在三开地层易坍塌扩径，水泥浆顶替效率低；在大斜度井段和水平段套管不易居中，水泥浆易高边窜槽，固井质量难以提高。
（3）为保证正常钻进需在钻井液中混油，井壁和套管上的油膜影响水泥浆顶替效率和固井胶结质量。
（4）本次固井封固水平段，对水泥浆失水、自由水含量、沉降稳定性和防气窜等性能要求高。若采用常规非防气窜水泥浆体系，候凝时由于水泥浆沉降稳定性原因易造成高边自由水带，为层间窜流提供有效通道。另外，油气会窜入水泥浆中，影响水泥石强度正常发育，影响固井质量。
2 花121平1井油层套管固井技术措施
2.1 固井工艺措施
花121平1井油层套管固井由于井斜大，套管入井到位有很大的难度和风险。针对以上难点问题，采取了一系列技术措施。
（1）通井：用原钻柱双扶正器通井，模拟后期套管下入，对以往起下钻中途遇卡、阻井段反复划眼，进行短起下，尽量使其平滑，同时循环洗井，保证裸眼段的畅通。
（2）确定合理排量循环洗井：通井到井底后，先小排量打通，正常后将排量逐渐增加。以34L/S以上排量充分循环泥浆2周以上，将井眼清洗干净，保证井底无沉砂。
（3）调节泥浆性能：井眼清洗干净后，调整好泥浆性能，使泥饼摩阻系数小于0.10，同时保证井壁稳定，无垮塌，无掉块。通井起钻前在裸眼井段打入润滑材料，降低下入套管过程中的摩阻。
（4）优化扶正器设计确保套管居中度：室内模拟实验表明，成23°夹角的螺旋扶正条的刚性扶正器更有利用于提高水平井的顶替效率。在主要油层段采用1根套管加1只刚性扶正器，浮鞋与浮箍之间加1只刚性扶正器。
（5）缩短泥浆在井内的静止时间：下套管后期坚持每下1根套管灌1次泥浆，避免下完套管后长时间向管内灌泥浆造成固相沉淀。循环结束后要尽快转入注水泥固井施工。
（6）采用带强制复位的浮箍和浮鞋：为避免单流阀失效，采用双浮箍和单浮鞋的三单流阀结构，增加单流阀的密封可靠性，防止水泥浆倒返。
（7）采用管内敞压、管外憋压的候凝方式进行候凝：防止管内泄压后水泥石由于刚性不能恢复形成微环隙影响测井质量。
2.2 水泥浆体系设计和优选
针对花121平1井固井水泥浆设计难点和现场固井工况，经过大量的实验和体系优选，室内研究设计一套微膨胀早强水泥浆体系，水泥浆体系具有良好的综合工程性能，如微触变、低失水、45°倾斜条件下零自由水、稠化时间可调、抗钻井液污染能力强，水泥石具有微膨胀性和韧性等。水泥浆配方为：100g夹江G级水泥+3%微硅+多功能固体防窜剂FLOK-2+促凝剂DS-40S+降失水剂HX-10L+液体防窜剂FLOK-6L+消泡剂DF-A。实验条件如表1所示，水泥浆综合性能如表2和图2、图3所示。
由以上实验结果可以看出：该水泥浆体系具有较好的综合性能，该水泥浆体系滤失量低（API失水28ml、在温度86℃条件下倾斜45°的游离液为零、沉降稳定性好，上下密度差为0、稠化时间可调，促凝剂对温度和加量都不具敏感性，能满足花121平1井固井施工要求，且有助于提高水平井固井质量。另外水泥石强度发展快，早期强度高，8h顶部强度8MPa，24h顶部强度23.5 MPa，固井后24h即可测井，缩短了建井周期，且水泥石具有微膨胀性和抗冲击韧性，能有效防止投产后油管碰撞、测试超压和射孔等造成的二次破碎，有利于保持固井水泥环长期的完整性。
2.3 提高顶替效率技术措施
（1）优化扶正器设计，提高套管居中度。 扶正器设计：主要油层段即套管下深～2550m，每根套管下1个刚性扶正器。浮鞋与浮箍之间加1只刚性扶正器。提高套管居中度，保证水泥浆满眼充填，提高固井质量。
（2）应用高性能复合前置液。
前置液体系设计为：先导泥浆+冲洗液+隔离液+冲洗液的结构。
由于花121平1井钻井液混油会在井壁形成油膜，影响固井胶结质量。该井设计加大前置液用量，使用先导泥浆+冲洗液+复合隔离液+冲洗液的浆柱结构。高性能前置液与水泥浆和钻井液相容性较好，且能有效清除井壁及套管壁上的油膜和虚泥饼。设计前置液用量为12m3，其中冲洗液6方，冲洗型隔离液6方，即紊流接触时间大于8min，有效地提高水泥浆顶替泥浆的效率，提高第一和第二界面胶结质量。
加重隔离液按紊流设计，密度设计为1.40g/cm3，设计6 m3，避免水泥浆和泥浆直接接触污染。隔离液选用冲洗型隔离液，具有良好的悬浮稳定性，且对清洗井壁油膜，提高固井胶结质量。另外，该复合隔离液能有效隔离泥浆和水泥浆，对泥浆、水泥浆及泥浆与水泥浆的混合污染胶凝物均有显著的稀释分散作用，提高对泥浆的顶替效率。
（3）调整泥浆性能。
通井时提高泥浆的屈服值和静切力，保持泥浆悬浮和携带岩屑的最小屈服值为13Pa。下套管前通井时钻井液的屈服值应控制在10Pa～13Pa，静切力3/12Pa，把岩屑尽量携带干净，减小了低边钻井液窜槽的可能。
固井前调整泥浆性能，使其密度不低于钻井时的1.23g/cm3、粘度由下套管之前的55s降至50s，流性指数n值0.7左右，保证泥浆在静止条件下有良好的沉降稳定性，同时保证顶替液与被顶替液之间流变性能合理匹配，达到提高顶替效率目的。
3 现场施工
3.1 井眼准备及下套管
3.1.1 通井
按设计的钻具结构采用双扶正器通井，在裸眼井段进行短起下钻作业，短起下，下钻到底后，先小排量循环泥浆，待井底沉砂和井壁虚泥饼返出后逐渐加大排量充分洗井，保证井眼畅通，井筒内无沉砂，起钻前裸眼段打封闭，方可下套管。
3.1.2 下套管
下套管时每下1根套管灌一次泥浆，每下10根套管井眼灌满一次泥浆。通过以上一系列措施，套管顺利下入到位。下完套管后，先用单凡尔小排量顶通，泵压正常以后逐渐加大排量循环2周，同时加入钻井液处理剂调整性能，泥浆密度比低于1.23g/cm3，粘度50s，n值0.7，达到固井流变性能合理匹配的要求。
3.2 固井施工
花121平1井现场施工时注入冲洗液6方，密度为1.02g/cm3，复合隔离液6m3，注水泥浆36m3，密度为1.88g/cm3。碰压结束后，环空憋压4MPa，憋压时间4h，施工过程正常。CBL声幅测井结果显示，水泥浆从井底返到井深1570m，固井质量优质，见图4。
4 结论
海南福山油田第一口水平井花121平1井油层固井的顺利施工，为福山油田水平井固井奠定了初步的实践基础，通过该井的成功固井，得出以下结论：
（1）科学而充足的井眼准备是保证套管顺利下入到设计井深的关键，干净的井眼是提高顶替效率的首要基础，该井的通井措施对福山油田以后类似井有借鉴意义。
（2）只加刚性扶正器的管串结构设计，避免了弹性扶正器变形造成遇卡等事故的发生。扶正器的正确设计和加入对于保证套管居中度，保证水泥浆满眼充填，提高固井质量起着关键的作用。
（3）优化前置液设计可有效提高水泥浆顶替效率，使用冲洗液和加入表面活性剂的复合高效隔离液，能有效清洗水平井井壁油膜，提高固井胶结质量。
（4）采用微膨胀早强水泥浆体系固井，优化水泥浆综合性能，增加水平井固井水泥石韧性是提高水平井固井质量的必要因素。
（5）环空憋压侯凝方式，是有效提高水平井固井质量的技术措施之一。
参考文献
[1] 刘崇建，黄柏宗，徐同台等.油气井注水泥理论与应用[M].北京，石油工业出版，2001
[2] 张德润，张旭.固井液设计及应用[M].北京：石油工业出版社，2000
[3] 李美娜.2007.最新石油固井关键技术应用手册.石油工业出版社
[4] 张清德. 国外高温高压固井新技术.钻井液与完井液，2001，18（5）：8～12