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【摘要】本文通过对鄂尔多斯盆地油气田深井及复杂井固井情况分析总结，有效的应用不同的技术措施。摸索总结出该区域概况及井下难点，并运用较为有效的固井技术，进一步完善鄂尔多斯盆地深井及复杂井固井技术。
【关键词】鄂尔多斯地区 深井 复杂井 固井技术
2012年我项目部在中石化华北分公司镇泾区块、大牛地区块和中石油长庆油田长南区块进行固井施工。经过施工总结，摸索出该区域概况及固井技术点，并运用一些有效的固井技术，有效的提高了在鄂尔多斯盆地深井和复杂井的固井质量。
1 鄂北天然气区块
鄂北天然气田主要分为大牛地区块和杭锦旗区块两大部分，该工区对于固井施工而言主要难点为：
1.1 封固段长
该地区7寸套管固井要求水泥浆一次上返至地面，整井封固长度在2600-3200米左右，液注压力高，施工时间长，施工风险大。
1.2 具有低压、低渗、个别井段漏失严重
刘家沟组甲方经验最高承压当量密度为1.35g/cm3。由于其漏失层位位置比较深，且承压能力相对薄弱，对我们的水泥浆体系（密度）和施工作业（排量控制）要求严格。
1.3 环空间隙小
二开采用215.9mm钻头钻至A点，下入177.8mm技术套管，理论环空间隙为19.05mm。
要满足这种大斜度小间隙气层固井的特点和要求，我们从井眼准备、改善水泥浆体系防漏失、防气窜和保护油层方面着手，重点研究水泥浆的防漏失、防气窜和保护气层性能之间的良好协调，目的是在保护气层的前提下，提供综合性能协调的水泥浆体系，达到不漏失，并总结出切实可行的技术措施。
（1）开发研究1.35g/cm3超低密度高强水泥浆体系。
水泥浆体系是现场固井质量优劣的最主要保障，优选水泥浆体系时除了考虑的本身的性性能外，还要考虑现场施工条件及目的层的物性状况，室内研制出的水泥浆体系才能真正符合现场施工要求，针对漏失层位置深，承压能力薄弱的特点，我们开发出适用于本地区的1.35g/cm3超低密度高强水泥浆体系。
（2）固井施工采用合理顶替排量。
替净、封严是保证固井质量的根本措施，需要从套管扶正、井眼畅通等多方面入手，固井时的顶替排量同样至关重要，采用合理顶替排量对固井质量及安全尤为关键，环空返速控制在1.2-1.5m/s，达到紊流顶替模式，从而提高固井质量，后期适当降低排量，以保证井下安全，确保水泥浆返高。
（3）运用正注返挤的工艺措施。
采用正注返挤的注水泥方式来进行固井，首先明确漏失层位，将第一次注水泥作业的设计水泥返高为漏失层下部，从而确保下部固井质量与返高，并把漏失层暴露，为下部进行返挤作业建立通道，常规注水泥结束后，再从井口进行挤水泥作业，从而保证上部水泥封固段。
2 鄂中天然气区块
鄂中天然气区块分为定吴和靖南两大区块，该地区主要特点为井比较深（3500-4000米）、存在漏失层位、封固段长（要求返高至井口）等固井难点，为此我们除了采用1.35g/cm3超低密度高强水泥体系外，并合理运用分级箍技术和正注返挤工艺，取得良好效果。
2.1 分级箍技术的充分应用
该地区井普遍比较深，并存在漏失层位，一次注水泥量大，地层承受的液注压力过高，漏失与完成固井施工的风险增大，我们运用分级固井的固井工艺，安放位置为易漏失层的上部100米左右，井径规则且地层较稳定的位置，大大降低液注压力过大对地层造成的漏失，并为固井施工安全和封固段长度与质量提供保障。
2.2 固井施工采用合理顶替排量
该地区采用常规井身结构设计，215.9mm钻头下入139.7mm套管，替浆时采用井队大泵与水泥车相结合的替浆方式，保证上返速度1.2-1.5m/s，后期降低顶替排量，从而保证井下安全与封固段长。
2.3 合理采用正注返挤工艺
该地区同样存在承压薄弱地层，下套管作业结束后，因环空间隙减小，循环压力增大，漏失现象尤为突出，易造成薄弱地层漏失，无法进行常规性质固井作业，我们采用正注返挤工艺，通过与井队充分沟通、认真分析，确定漏失层位，漏失层下部进行常规固井，上部进行返挤作业，取得良好效果。
该区块共进行8口固井作业，优质率
100%。
3 鄂南油气井区块
该地区存在膏盐层、煤层、涌水、漏失等钻进复杂情况，膏盐层对泥浆性能影响较大，固井时泥浆性能改变严重影响顶替效率，影响固井质量；煤层坍塌会形成井径扩大的井段，影响顶替效率。如果固井时发生井塌还会造成环空憋堵；涌水会造成水侵影响封固质量，固井候凝期间发生涌水还会造成联通地面和水层的通道，造成固井封固失败；漏失现象是该地区最大的难点，也是最经常发生的复杂情况，漏失会造成返高低于设计层位的情况，漏失还会造成固井后液柱压力降低，容易引起窜槽和油气水侵，严重影响封固质量。
固井难点：
地层承压能力低，，固井时极易发生漏失；
井斜角度大，套管难以居中，固井易造成窜槽；
地层水发育，固井候凝过程中容易发水水侵；
油层段封固段过长，温度变化大，影响水泥浆性能，容易造成油气水侵和窜槽；
为保证固井施工，我们采取以下措施：
（1）调整水泥配方，采用一次注水泥双凝水泥浆体系全井封固固井工艺，领浆采用超低密度漂珠水泥浆体系，减小地层压力，最大限度减少漏失的发生。
（2）提高水泥石韧性和强度技套固井后在24开钻能满足三开作业对水泥石的强度要求，并在长时间作业后水泥石强度和韧度能满足完井要求，保证固井质量。
（3）采用高分子聚合物、降失水剂和锁水剂等的组合物，提高了对井壁泥饼的冲刷，保护了易坍塌地层，提高了顶替效率。
（4）施工采用紊流-塞流复合顶替的工艺技术。在井下条件允许的情况下，优先选用紊流施工，压力升高后采用塞流顶替减小井底压力，避免漏失的发生。
（5）下套管时要求控制套管下放速度减小抽汲压力，固井时采用水泥浆压塞，保证连续施工。
通过技术人员在探区内不断地总结与实践，优化水泥浆体系，控制施工过程，降低施工风险，在2012年全年总计固井施工中、完井73口，固井质量全部合格，优良率超出本区块同行业水平。
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：石油工业出版社，2001
[2] 李克向，解浚昌，李丕训，等.钻井手册（甲方）[M].北京：石油工业出版社，1990
[3] 张德润，张旭.固井液设计及应用 [M] .北京：石油工业出版社，2002
作者简介
赵建胜，男，1974年出生，毕业于中原石油学校钻井专业。工程师。主要从事固井水泥浆体系研究和现场技术服务工作。
【关键词】鄂尔多斯地区 深井 复杂井 固井技术
2012年我项目部在中石化华北分公司镇泾区块、大牛地区块和中石油长庆油田长南区块进行固井施工。经过施工总结，摸索出该区域概况及固井技术点，并运用一些有效的固井技术，有效的提高了在鄂尔多斯盆地深井和复杂井的固井质量。
1 鄂北天然气区块
鄂北天然气田主要分为大牛地区块和杭锦旗区块两大部分，该工区对于固井施工而言主要难点为：
1.1 封固段长
该地区7寸套管固井要求水泥浆一次上返至地面，整井封固长度在2600-3200米左右，液注压力高，施工时间长，施工风险大。
1.2 具有低压、低渗、个别井段漏失严重
刘家沟组甲方经验最高承压当量密度为1.35g/cm3。由于其漏失层位位置比较深，且承压能力相对薄弱，对我们的水泥浆体系（密度）和施工作业（排量控制）要求严格。
1.3 环空间隙小
二开采用215.9mm钻头钻至A点，下入177.8mm技术套管，理论环空间隙为19.05mm。
要满足这种大斜度小间隙气层固井的特点和要求，我们从井眼准备、改善水泥浆体系防漏失、防气窜和保护油层方面着手，重点研究水泥浆的防漏失、防气窜和保护气层性能之间的良好协调，目的是在保护气层的前提下，提供综合性能协调的水泥浆体系，达到不漏失，并总结出切实可行的技术措施。
（1）开发研究1.35g/cm3超低密度高强水泥浆体系。
水泥浆体系是现场固井质量优劣的最主要保障，优选水泥浆体系时除了考虑的本身的性性能外，还要考虑现场施工条件及目的层的物性状况，室内研制出的水泥浆体系才能真正符合现场施工要求，针对漏失层位置深，承压能力薄弱的特点，我们开发出适用于本地区的1.35g/cm3超低密度高强水泥浆体系。
（2）固井施工采用合理顶替排量。
替净、封严是保证固井质量的根本措施，需要从套管扶正、井眼畅通等多方面入手，固井时的顶替排量同样至关重要，采用合理顶替排量对固井质量及安全尤为关键，环空返速控制在1.2-1.5m/s，达到紊流顶替模式，从而提高固井质量，后期适当降低排量，以保证井下安全，确保水泥浆返高。
（3）运用正注返挤的工艺措施。
采用正注返挤的注水泥方式来进行固井，首先明确漏失层位，将第一次注水泥作业的设计水泥返高为漏失层下部，从而确保下部固井质量与返高，并把漏失层暴露，为下部进行返挤作业建立通道，常规注水泥结束后，再从井口进行挤水泥作业，从而保证上部水泥封固段。
2 鄂中天然气区块
鄂中天然气区块分为定吴和靖南两大区块，该地区主要特点为井比较深（3500-4000米）、存在漏失层位、封固段长（要求返高至井口）等固井难点，为此我们除了采用1.35g/cm3超低密度高强水泥体系外，并合理运用分级箍技术和正注返挤工艺，取得良好效果。
2.1 分级箍技术的充分应用
该地区井普遍比较深，并存在漏失层位，一次注水泥量大，地层承受的液注压力过高，漏失与完成固井施工的风险增大，我们运用分级固井的固井工艺，安放位置为易漏失层的上部100米左右，井径规则且地层较稳定的位置，大大降低液注压力过大对地层造成的漏失，并为固井施工安全和封固段长度与质量提供保障。
2.2 固井施工采用合理顶替排量
该地区采用常规井身结构设计，215.9mm钻头下入139.7mm套管，替浆时采用井队大泵与水泥车相结合的替浆方式，保证上返速度1.2-1.5m/s，后期降低顶替排量，从而保证井下安全与封固段长。
2.3 合理采用正注返挤工艺
该地区同样存在承压薄弱地层，下套管作业结束后，因环空间隙减小，循环压力增大，漏失现象尤为突出，易造成薄弱地层漏失，无法进行常规性质固井作业，我们采用正注返挤工艺，通过与井队充分沟通、认真分析，确定漏失层位，漏失层下部进行常规固井，上部进行返挤作业，取得良好效果。
该区块共进行8口固井作业，优质率
100%。
3 鄂南油气井区块
该地区存在膏盐层、煤层、涌水、漏失等钻进复杂情况，膏盐层对泥浆性能影响较大，固井时泥浆性能改变严重影响顶替效率，影响固井质量；煤层坍塌会形成井径扩大的井段，影响顶替效率。如果固井时发生井塌还会造成环空憋堵；涌水会造成水侵影响封固质量，固井候凝期间发生涌水还会造成联通地面和水层的通道，造成固井封固失败；漏失现象是该地区最大的难点，也是最经常发生的复杂情况，漏失会造成返高低于设计层位的情况，漏失还会造成固井后液柱压力降低，容易引起窜槽和油气水侵，严重影响封固质量。
固井难点：
地层承压能力低，，固井时极易发生漏失；
井斜角度大，套管难以居中，固井易造成窜槽；
地层水发育，固井候凝过程中容易发水水侵；
油层段封固段过长，温度变化大，影响水泥浆性能，容易造成油气水侵和窜槽；
为保证固井施工，我们采取以下措施：
（1）调整水泥配方，采用一次注水泥双凝水泥浆体系全井封固固井工艺，领浆采用超低密度漂珠水泥浆体系，减小地层压力，最大限度减少漏失的发生。
（2）提高水泥石韧性和强度技套固井后在24开钻能满足三开作业对水泥石的强度要求，并在长时间作业后水泥石强度和韧度能满足完井要求，保证固井质量。
（3）采用高分子聚合物、降失水剂和锁水剂等的组合物，提高了对井壁泥饼的冲刷，保护了易坍塌地层，提高了顶替效率。
（4）施工采用紊流-塞流复合顶替的工艺技术。在井下条件允许的情况下，优先选用紊流施工，压力升高后采用塞流顶替减小井底压力，避免漏失的发生。
（5）下套管时要求控制套管下放速度减小抽汲压力，固井时采用水泥浆压塞，保证连续施工。
通过技术人员在探区内不断地总结与实践，优化水泥浆体系，控制施工过程，降低施工风险，在2012年全年总计固井施工中、完井73口，固井质量全部合格，优良率超出本区块同行业水平。
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：石油工业出版社，2001
[2] 李克向，解浚昌，李丕训，等.钻井手册（甲方）[M].北京：石油工业出版社，1990
[3] 张德润，张旭.固井液设计及应用 [M] .北京：石油工业出版社，2002
作者简介
赵建胜，男，1974年出生，毕业于中原石油学校钻井专业。工程师。主要从事固井水泥浆体系研究和现场技术服务工作。