CX-A10H井是残雪油田为开发动用玉泉组YQ1带底油的块状底水气藏而部署的一口开发调整井。为实现有效控水开发，提高采收率，水平井尾管固井结合定向射孔的完井技术是开发该类型底水发育油气藏的新尝试。水泥环封固质量良好，在射孔作业和油气开发过程中保持密封完整性，是实现气井长期高效生产的基础保证。由于特殊的固井受力环境，水平井固井质量问题较为突出。因此，通过开展对东海残雪油田CX-A10H水平段尾管固井质量的工艺技术研究，为进一步提高后续水平井和大斜度井固井工程质量，实现增产增效具有非常重要的意义。

1 固井难点分析

CX-A10H井钻遇地层自上而下有第四系东海群、新近系上新统三潭组、中新统柳浪组、玉泉组。三开井身结构见表 1，三开水平段采用尾管固井技术，悬挂器位置2 155.369~2 157.919 m，井斜角69°；尾管封固段长477.5 m，其中与技术套管重叠段长为204.631 m。

该井固井技术难点主要有：

（1）水泥浆综合性能要求高

若水泥浆稳定性差，环空上侧水泥石强度低，自由水析出形成连续水带，成为地层流体窜流通道；水泥浆失水量大，在高渗透层易发生桥堵失重，造成渗透层以下压稳失效而发生气窜。而且失水量越大，水泥石体积收缩越严重，环空上侧的第二界面处将形成微间隙^[1-2]。对于含气量较高的井，水泥浆应具有一定的内聚力，提高气体的运移阻力。

（2）顶替效率低

提高顶替效率是固井工程共性的技术要求，水平井固井顶替效率问题尤为突出。影响水平井顶替效率低的原因主要有岩屑床积存，套管偏心，顶替界面长（或失稳）造成混浆，钻井液黏度、切力大，泥饼厚等，水泥浆的顶替流态基本为层流^[3-4]。

（3）气层压稳失效易气窜

该井悬挂器坐挂位置井斜达69°，封固段垂深仅37 m，完钻钻井液密度仅1.15 g/cm³，难以通过设计双凝水泥浆体系提高气层的压稳能力。为提高冲洗液稀释钻井液、冲刷泥饼效果，设计的冲洗液紊流接触时间较长，但显著降低了环空井底液柱压力，易造成固井过程中发生气窜。在候凝过程时由于“失重”效应，作用在气层上的液柱压力逐渐下降，同时完钻钻井液密度较低，气层压稳系数偏低，存在气窜风险。

（4）对固井附件、工具可靠性要求高

扶正器选型及加放设计应满足保证套管居中，减少套管下入摩阻力的要求；尾管固井的浮箍、浮鞋回压凡尔失灵后，无法在套管憋压候凝，水泥浆倒返至套管内，导致套管内大量留塞，甚至导致环空水泥返高不够。

2 主要技术措施 2.1 水泥浆性能优化

为保证固井质量和施工安全，采用双凝非渗透防气窜水泥浆体系。尾浆封固水平裸眼段，水平段及油气同采井固井要求水泥浆具有低失水、悬浮稳定性好、零析水、微膨胀、稠化过渡时间短、一定防窜能力等性能特征，同时为避免射孔作业对水泥环的冲击破坏，水泥石应具备一定的止裂增韧能力。领浆封固重叠段和作为填充上塞，稠化时间设计应在注替作业、起钻循环洗井基础上附加不少于60 min的安全余量。通过优选外加剂，优化加量，开发了双凝非渗透水泥浆体系，现场应用配方为：

G级水泥+2.5%降失水剂+2.5%防气窜剂+2%膨胀剂+0.5%减阻剂+（0.05%~0.15%）缓凝剂+44%水

领浆、尾浆性能见表 2。降失水剂属大分子聚合物材料，除有效控制失水外，能够改善水泥石的弹性，测试的的弹性模量小于10 GPa；水泥浆过渡时间短，小于10 min；SPN防气窜系数均小于3。

2.2 提高顶替效率技术

（1）套管居中技术

刚性扶正器具有低启动力、低下入力和高复位力特点，对套管具有良好的扶正效果^[5]。其中，树脂滚轮扶正器的每个扶正块上安装有2~3个滚珠，扶正块和滚珠减少了套管本体与井壁的接触面积，变滑动摩擦为滚动摩擦，可有效降低下套管摩阻力；树脂旋流扶正器改变流场，形成沿套管切线方向的旋流，可提高水泥浆填充能力。借助纵横弯曲梁法设计、扶正器的加放方案以及评价扶正能力，分别如表 3和图 1所示，设计的套管居中度均超过70%。

（2）高效前置液技术

应用的冲洗液由表面活性剂、纤维素、无机盐组成，具有较低基液密度，流变性接近牛顿流体；对疏松泥饼具有一定浸透力；改善钻井液流变性，有效稀释钻井液并降低黏度和切力。经室内测试，该冲洗液体系在5 min内，对井壁泥饼的冲洗效率可达到95%以上，有利于提高第二界面胶结质量（图 2）。测试冲洗液流性指数为0.998，稠度系数0.015 Pa · sⁿ。设计冲洗液段长200 m，对目的层紊流冲刷时间可达到7 min。

隔离液由悬浮剂、重晶石粉等组成，隔离钻井液和水泥浆，提高钻井液顶替效率。具有良好的触变性和悬浮能力；与钻井液接触，具有高的塑性黏度，保持塞流顶替效果；密度、切力均大于钻井液但小于水泥浆。测试隔离液流性指数为0.508，稠度系数1.201 Pa · sⁿ。

（3）复合顶替技术

在顶替流态中，紊流顶替效率最大，塞流次之，层流顶替效率最低。但在实际施工过程中，水泥浆紊流临界排量较高，受泥浆泵、水泥车机泵能力和地层承压能力限制，难以达到水泥浆紊流流态；水泥浆流动性较好，塞流临界排量较低，也难以实现塞流顶替。计算该井水泥浆紊流临界排量为3 551 L/min，塞流临界排量为254 L/min，水泥浆对钻井液的顶替流态基本为层流。因此，开发了低返速紊流冲洗液和高返速塞流隔离液，形成了紊流-塞流的复合顶替技术^[6]。利用综合雷诺数^[7]计算冲洗液的紊流临界排量为734 L/min，隔离液的塞流临界排量为433 L/min。紊流、塞流临界排量的计算公式见式1、式2。

隔离液（浆）的塞流顶替，取临界雷诺数100：

$ \frac{{1273{Q_{\text{s}}}}}{{D_{\text{w}}^2 - D_{\text{e}}^{\text{2}}}}={(\frac{{100K}}{{9800\rho }})^{\frac{1}{{2 - n}}}}{[\frac{{4000(2n + 1)}}{{({D_{\text{w}}} - {D_{\text{e}}})n}}]^{\frac{n}{{2 - n}}}} $

(1)

冲洗液的紊流冲刷，取临界雷诺数，得

$ \frac{{1273{Q_{\text{w}}}}}{{D_{\text{w}}^2 - D_{\text{e}}^{\text{2}}}}={[\frac{{(3470 - 1370n)K}}{{9800\rho }}]^{\frac{1}{{2 - n}}}}{[\frac{{4000(2n + 1)}}{{({D_{\text{w}}} - {D_{\text{e}}})n}}]^{\frac{n}{{2 - n}}}} $

(2)

式（1）、式（2）中：Q_s为塞流顶替排量，L/s；Q_w为紊流顶替排量，L/s；D_w为井眼直径，mm；D_e为套管外径，mm；K为稠度系数，Pa · sⁿ；n为流性指数，无因次；ρ为水泥浆密度，g/cm³。

该井尾管固井注浆量接近替浆量，替浆初期采用水泥车大排量替浆，冲洗液达到紊流；后期根据尾浆稠化时间要求，降低替浆排量，隔离液、尾浆进行塞流顶替，控制替浆时间，保证碰压后尾浆尽快稠化。

2.3 分时段压稳防窜固井技术

固井及候凝期间，目的层压稳失效的主要阶段主要有两方面：

（1）冲洗液全部进入环空后

设计冲洗液段长200 m。当冲洗液逐渐上返至直井段环空后，井底液柱压力逐渐下降。

（2）碰压候凝期间

在水泥浆静胶凝强度发展阶段，由于失重效应，作用在井底的液柱压力逐渐下降。该井完井钻井液密度仅为1.15 g/cm³。计算洗井水泥浆失重后，目的层的压稳当量密度：

$ \begin{gathered} \rho=(1.0 \times 5.45 + 23.17 \times 1.90 + 1.15 \times 1872.2)/ \hfill \\ (1872.2 + 5.45 + 23.17)=1.159{\text{g/c}}{{\text{m}}^{\text{3}}}。\hfill \\ \end{gathered} $

压稳能力偏低，不能有效满足防窜需要。

采取在井内预置加重钻井液、大排量循环洗井和憋压候凝等技术措施，提高目的层压稳能力。主要压稳防窜技术措施有：

（1）固井前泵入加重钻井液30 m³，密度1.30 g/cm³，占据环空段长近1 000 m，补偿冲洗液造成的液柱压力下降。

（2）在替浆过程，结合尾浆稠化时间，通过控制替浆排量，实现尾浆的“即时稠化”，即碰压后尾浆顶替到位基本达到其稠化时间，控制气体窜入环空或在浆体内运移。

（3）碰压起钻后，通过大排量洗井，借助钻井液循环产生的循环摩阻，为水泥浆施加约2~3 MPa的压力，使目的层压稳当量密度达1.30 g/cm³以上。

（4）洗井结束后，立即关闭防喷器，在环空内憋压2.5~3.5 MPa压力，使目的层压稳当量密度达1.30 g/cm³以上；直至尾浆达到终凝或尾浆静胶凝强度达到240 Pa。而且环空憋压候凝可防止因水泥石体积收缩造成微环隙，提高水泥石密实度。

2.4 尾管固井配套技术

（1）可旋转尾管悬挂器

为保证尾管顺利下入，顶替钻井液时形成沿套管方向的旋流，促进“大肚子”井段钻井液驱替，增强水泥浆胶结质量，应用了可旋转液压尾管悬挂器。旋转液压丢手工具可以传递扭矩，通过地面驱动设备驱动送入钻具正转，由悬挂器带动尾管串转动。旋转轴承可实现悬挂器坐挂后的旋转固井作业。尾管旋转速度达15~20 r/min。该悬挂器结构见图 3。

（2）钻井液性能调整

钻井液顶通后，首先以小排量全部将井内封闭浆循环至悬挂器以上，然后逐渐提高循环排量。以1.8 m³/min排量循环洗井4 h，循环3周，保证了无沉砂、泥皮返出。固井前钻井液性能：漏斗黏度48 s、屈服应力8 Pa、动切力3 Pa、塑性黏度21 mPa · s。

（3）不留上塞

碰压后放回水，判断回压凡尔正常。井口加压5 MPa，缓慢上提钻杆，待压力下降迅速开泵循环洗井，节省一趟通井扫塞作业。

（4）重叠段无水泥补救预案

反挤水泥浆设计量为返高位置至悬挂器顶的环空容积，附加100 m上塞。候凝12 h后下光钻杆至悬挂器回接筒位置；井内灌满泥浆后注水泥浆，关闭井口防喷器，由井口推挤；推挤量达到环空容积后，将悬挂器之上套管内的水泥浆洗出。

（5）浮箍、浮鞋回压凡尔失灵预案

管串为浮箍、浮鞋的双回压凡尔结构。采用完钻钻井液替浆，降低内外压差，减少因回压凡尔失灵造成的套管内留塞。冲洗液入井后停水泥车，泄压，放回水，根据环空与套管内外压差判断回压凡尔工作状态。若回水不断流，说明回压凡尔已失灵；根据固井后环空静液柱压力情况计算加重钻井液密度，采用加重钻井液替浆。

3 固井施工及固井质量分析 3.1 固井施工过程

CX-A10H井现场固井施工情况如下：固井前泵注加重钻井液30 m³，密度1.30 g/cm³；注冲洗液6.62 m³，隔离液3.31 m³，领浆11 m³，尾浆24 m³。停泵，开档销释放胶塞，注压塞液1 m³，替浆29.9 m³，以1~1.6 m³/min排量替浆24.92 m³；0.25 m³/min排量替6 m³碰压，碰压压力13 MPa至15 MPa。卸水泥头，憋压上提悬挂器中心管，并开泵循环洗井1周，洗出多余的水泥浆；停泵关井憋压候凝，憋压值3 MPa，固井施工顺利，无异常情况。测固井质量表明固井质量良好，具体数据见表 4。其中优质段占50.5%，良好井段占27.8%，合格井段占21.7%，不合格井段占2%，满足后续开发需求。

3.2 固井质量分析

（1）重叠段固井质量合格

重叠段固井质量评价以合格以上为主，良好、优质封固段少（图 4）。

可能原因有：为节省钻塞作业，悬挂器上部未留水泥塞；该井设计了专用领浆，但因平台水罐数量限制，无法完成领浆外加剂的湿混。现场施工时改变尾浆的水灰比，实现同一体系、不同密度的双凝固井。造成实际入井领浆的密度偏低，失水、流变、膨胀等综合性能较差；在重叠段存在两层套管，增加了新的反射面，接收更多的声波信息，与套管波信息叠加，导致声幅增加，可能造成固井质量解释结果失真。

（2）水平段目的层固井质量

水平段固井质量评价优质、良好为主。部分井段第一界面处存在槽道或孔洞，主要位于环空下侧最窄间隙处，但不影响段间封隔效果^[8]。

（2）CX-A10H井水平井固井技术为东海残

雪油田后续成功开展水平井固井施工具有良好的借鉴意义。下一步建议：提前参考平台装备配置，采用双凝或单凝水泥浆体系固井，防止现场临时调整影响水泥浆综合性能；“一井一策”完善设计方案与过程控制措施，通过优化尾浆稠化性能和施工时间，进一步降低尾浆在井内达到稠化的等待时间。

4 结论与建议

（1）通过开发双凝非渗透防窜水泥浆、优化提高顶替效率和细化分时段压稳防窜等关键技术，完善可旋转尾管悬挂器、钻井液性能调整、不留上塞等配套技术，制定重叠段无水泥、回压凡尔失灵工程预案，形成了一套适用于东海残雪油田水平井尾管固井的工艺技术。经CX-A10H井现场应用，固井质量良好。

（2）CX-A10H井水平井固井技术为东海残雪油田后续成功开展水平井固井施工具有良好的借鉴意义。下一步建议：提前参考平台装备配置，采用双凝或单凝水泥浆体系固井，防止现场临时调整影响水泥浆综合性能；“一井一策”完善设计方案与过程控制措施，通过优化尾浆稠化性能和施工时间，进一步降低尾浆在井内达到稠化的等待时间。