小间隙小尾管固井技术在双179H井的应用

小间隙小尾管固井技术在双 179H井的
应用
摘要：小井眼开窗侧钻技术很好地解决了无法继续进行生产油水井的问题，
达到“死井复活”、提高采收率、降低成本的目的。

双179H井是部署在伊陕背
斜双179断块上位置的一口小井眼水平井，完钻井深是3376米，井斜34.64度，裸眼段长达1164米，下入95.3mm小尾管固井，是长庆地区该区块深部目前开窗
侧钻井裸眼段最长、井深最深的一口小井眼开窗侧钻井。

分析了固井施工时存在
环空间隙小、封固段长、套管居中度难以保证以及套管安全下入井底难度大等一
系列难题，通过采取有效通井措施、扶正器安放提高套管居中度、弹性低密度高
强度水泥浆体系技术等固井工艺技术，结合现场应用，经质量检测，固井合格率100%，优质率高达92%，为以后类似的小井眼小尾管固井质量的技术提供了参考。

主题词：开窗侧钻井双179H 长裸眼段长封固段小尾管固井弹性低密高强
水泥浆
1基本井况
随着油田开发的不断深入，越来越多的油水井由于地质及工程原因在经过一
定时期的生产后，在还具备一定产能的情况下无法继续进行生产。

小井眼开窗侧
钻技术的出现及应用很好的解决了这个问题，达到了使“死井复活”、提高采收率、降低成本的目的。

双179H井是部署在伊陕背斜双179断块断块上位置的一
口水平井，使用￠120.65mm钻头在￠139.7mm套管2212米处开窗侧钻，设计井
深3376.28m，实际完钻井深是3376米，井斜34.64度，井底位移507.03米，裸
眼段长达1164米，下入95.3mm尾管固井，悬挂器位置是2137.17-2134.99米，
要求封固段长度达1185.47m，是长庆地区该区块深部目前开窗侧钻井裸眼段最长、井深最深的一口小井眼小尾管开窗侧钻井是一口典型的小间隙尾管固井。

井身结
构数据表见表1，采用聚磺钻井液钻进，其完钻时性能见表2。

表1 井身结构数据表
开钻
次序
钻头
尺寸
mm
井深
m
套
管尺寸
mm
套管下入
深度
m
环空水
泥浆封固段
m
原井眼
￠
444.5
204.00
￠
339.7
0-199.44地面
￠
215.9
3501.00
￠
139.7
0-
3303.97
2147.4~
3501
侧钻
￠
120.65
2212~337
6.00
￠
95.3
2112~332
0.46
喇叭口表2完钻时钻井液性能见表
密度
粘
度
初/
终切
失
水
泥
饼
含
砂
pH
1.26g
/cm348s1/2 3.00.5
0.2
%
8
2施工难点分析
本井深井小井眼小尾管固井存在如下难点:
2.1井深、尾管柱长、井斜角度大，套管居中度难以保证以及套管安全下入井底难度大。

2.2由于该井稳斜段较长，为保证套管顺利下入、不出现新增风险，扶正器加放的难度较大。

2.3环空间隙小，过流面积小、注水泥作业环空流动摩阻大,井斜较大，井径不规则，井内沉砂不易清除，循环及施工压力高，安全风险大，易发生“桥堵或憋泵”现象。

2.4封固段长，水泥浆量较多且密度要求均衡波动小，环空液柱压力大，且水泥浆的流动摩阻高于钻井液，增大了地层漏失的风险。

2.5替量少，增加了计量的难度。

2.6若尾管悬挂失败,也不能坐井底进行倒扣。

所以实现固井的前提是尾管成功座挂及丢手,若不能明显判断成功座挂及丢手,则固井无法实施,即使盲目实施,也很可能造成插旗杆事故。

3固井工艺技术
针对双179H井小井眼小尾管固井存在的施工难点，积极与油田公司、钻井公司开展联合攻关，从通井措施、水泥浆技术等方面着手,采取以下一系列的固井技术和工艺措施，严把每个施工环节。

3.1采取有效通井措施。

电测后下入￠73mm光钻杆带刮壁器对上层￠
139.7mm套管进行刮壁；然后采用带扶正器原钻具结构下钻通井，通井到底后，充分循环钻井液，并启动所有的净化设备，以清除井底沉砂，同时调整钻井液性能达到完钻电测之前时的性能。

固井前充分循环钻井液，进行稠浆裹沙工作，清除井内沉砂，去除井壁虚泥饼，循环排量、压力达到固井施工要求。

3.2尾管入井管串结构为：引鞋+长套管1根+浮箍+长套管1根+浮箍+长套管1根+球座＋95.3mm长套若干＋尾管悬挂器＋73.1mm钻杆若干。

3.3扶正器安放方法：根据实际情况，实行分段安放扶正器的措施，提高套
管居中度。

在重叠段加两个扶正器，在2212-2900m井段每5根套管加一个扶正器，-3066米井段每2根套管加一个扶正器，-3240米井段每4根套管加一个扶
正器，-3296米井段每2根套管加一个扶正器。

3.4钻具送放尾管进入裸眼段后,严格控制套管下放速度,防止激动压力过高
压漏地层。

3.5前置液技术。

注入适量的FH-100L冲洗液及隔离液,改善胶结界面,提高
第一、第二界面的胶结质量。

3.6水泥浆技术。

优选水泥浆性能，采用低密度高强度弹性防漏水泥浆体系，同时作好相容性实验,优化浆柱结构,以保证施工安全。

根据双179H井的实钻资料、油气显示情况、封固段要求，采用防窜性能较好低密度高强度弹性水泥浆配
方的浆柱结构，水泥浆配方及性能表见表3；水泥浆稠化曲线见图1；水泥浆、
隔离液与钻井液的相容性试验曲线图见图2；水泥浆与泥浆的相容性试验是水泥浆：泥浆=7:3,时间420min（稀）。

表3 水泥浆配方及性能表
水
泥浆体系
D级水泥+微珠+微硅+降失水剂+分散剂+堵漏剂+弹性材料+膨胀剂+
消泡剂
试
验
初始温
度℃
最终
温度℃
升温
时间min
初始压
力MPa
最终压力
MPa
条件
15
81
40
5
40
试验结果
密度g/cm 3
流
动度cm
稠化时间min
滤失量 mL
析水mL
强度MPa
1.52
2
3 42
4
4
6
0 15.9
图1 水泥浆稠化曲线图
图2 水泥浆、隔离液与钻井液的相容性试验曲线图
4 现场应用
下完套管后下钻，然后开泵循环处理钻井液，固井前钻井液性能密度
1.26g/cm3，粘度53S，初/终切1/4，失水3.0ml，泥饼0.5%，含砂0.2%，PH值8.5。

投球-座挂-循环泥浆钻井液，一切正常。

接着管线试压20MPa，注FH-100L 前置液2m3，密度1.03g/cm3，注华D混拌水泥浆19.0m3，平均密度1.52g/cm3，压胶塞0.5m3，密度1.03g/cm3，替钻井液5.4m3，密度1.26g/cm3，排量0.4m3/min，压力8MPa，注入间隔液0.7m3，密度1.00g/cm3，排量0.4m3/min，压力9MPa，替钻井液3.5方，密度1.26g/cm3，排量0.3m3/min，压力14MPa，使用钻井液进行
碰压，替浆用量1.00m3，密度1.26g/cm3，排量0.3m3/min，碰压17MPa，整个施
工过程连续顺利，水泥浆密度均匀稳定，井下未发生漏失。

候凝72小时后，检
测固井质量声幅显示，封固井段固井合格率100%，优质率高达92%，一、二界面胶结均为良好，固井质量取得新突破，满足后续工作要求。

部分井段固井质量声幅见下图3。

图3 3280m—2330m井段声幅图
5认识与体会
5.1电测后下入73mm光钻杆带刮壁器对上层139.7mm套管进行刮壁；然后采用带扶正器原钻具结构下钻通井，是为悬挂器座挂成功做好积极的井眼准备。

5.2对泥浆降粘、降切，增强润滑性，降低了下套管摩阻,保证套管顺利到位,也降低了泥浆流动时的摩阻,有利于预防固井发生漏失的发生。

5.3良好的弹性低密度高强度水泥浆体系和合理的浆柱结构,保证固井质量的
关键。

弹性水泥浆体系具有较好的防窜防漏性能，与泥浆和前置液有较好的相容性，对小井眼小尾管长封固段固井质量提高效果显著。

5.4分段合理安放弹性扶正器，彻底畅通井眼，为套管顺利下入创造了有利
条件；以良好的固井工艺技术，形成一套小井眼小尾管长裸眼长封固段固井技术。

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