鄂尔多斯水平井固井工艺技术研究项目中期报告模板.doc

鄂尔多斯水平井固井工艺技术研究
中期汇报

中国石化集团华北石油局井下作业企业
二〇一三年三月
目 录

1 项目标基础情况 1
1.1协议（任务书）约定目标、研究内容和预期结果 1
1.2 项目进展情况 2
2 项目开展研究工作及取得关键结果 3
2.1调研分析水平井固井技术和难点 3
2.2 优化固井设计方案 3
2.3 水平井固井工具选择 3
2.4 水平井固井前置液体系及水泥浆体系研究 4
2.5 固井技术方法 15
2.6 现场应用 18
3 存在关键问题及提议 34
4 以后工作安排 35

1 项目标基础情况
《鄂尔多斯盆地水平井固井工艺技术研究》于6月立项汇报，确定为局控科研项目后，全方面开启了项目研究工作。
6月-2月，根据研究工作计划，完成了水平井固井所需工具、附件可靠性调研和优选,针对水平井段固井对水泥浆部分性能特殊要求进行了水泥浆配方优化试验，紧密结合三开井身结构二开技套固井水平段裸眼或筛管、简化结构井A点以上套管封固水平段裸眼和水平段套管固井三种完井工艺，从井眼准备、管串结构、扶正器安放，浆体结构、现场过程控制等方面进行了探索研究，并分别在鄂南和鄂北工区进行了现场应用，为提升固井质量发挥了很好作用。
三开井身结构二开技套固井水平段裸眼或筛管完井固井工艺应用成熟，固井优良率100%；简化结构井A点以上套管封固水平段裸眼完井工艺，现场应用7口井，4口井固井质量优质，3口井出现非封固质量问题（NP15井套管未下到设计位置， NP11井、NP13井目标层有水泥）；水平段套管固井现场应用7口井（鄂南5口、鄂北2口），2口优质（JH2P20、JH32P4）,2口水平段封固质量不理想（JH32P6、JH32P1）。3口固井质量未测（JH74P84、DP56H、DPH-47）。
1.1协议（任务书）约定目标、研究内容和预期结果
1.1.1 任务目标
经过外出调研、室内研究、现场试验，得出一套行之有效、适合鄂尔多斯盆地油气田水平井开发配套固井工艺技术。提升水平井技术套管固井质量，确保水平段尾管固井质量，为鄂尔多斯盆地油气田长久有效开发提供有力技术支撑。
1.1.2 关键研究内容
（1）油气田储层特征及水平井固井技术难点
①深入认识红河油田和大牛地气田储层特征。
②认真总结红河油田和大牛地气田水平井技管固井经验和不足。
③分析红河油田和大牛地气田水平井尾管固井技术难点，研究制订有效方法，并不停改善完善。
（2）水泥浆体系研究
①前置液体系研究。
②后置液体系研究。
③低密度水泥浆体系研究。
④微膨胀强韧性防窜水泥浆体系研究。
（3）水平井固井工艺技术研究
①井眼准备工艺技术优化
②特殊固井工具附件优选（尾管悬挂器、滚轮扶正器、浮箍、引鞋等）。
③优化管柱结构，对水平段套管下入长度可行性分析。
④优化水泥浆浆体结构设计。
⑤研究怎样有效驱替水平段偏心环空窄间隙钻井液。
⑥尾管注水泥工艺研究（井眼准备、下套管和座挂、泵注压力和排量控制、顶替效率等）。
（4）现场施工过程控制研究
①注浆排量和施工压力控制。
②替浆排量和施工压力控制。
③现场出现井漏、异常憋压等复杂情况应急技术方案研究。
1.1.3 预期结果
（1）优选出高强低密度水泥浆体系配方；
（2）优选出微膨胀强韧性防窜水泥浆体系配方；
（3）提交鄂尔多斯水平井固井工艺技术研究结果汇报。
1.2 项目进展情况
序号
协议（任务书）约定
实物工作量完成情况
指 标
完成情况
研究内容及指标
时间安排
1
油气田储层特征；水平井固井技术难点分析；设计优化

6-8月
对鄂北、鄂南地质情况进行整理，经过查阅资料和现场调研了解中国水平井固井技术和工艺方法，分析鄂尔多斯区块水平井固井难点，依据后期开采方案要求优化固井设计。
水平段套管固井设计由尾管固井并回接固井方法改变为一次全返全井封固
2
1.固井前（后）置液体系研究；2.外掺料优选及评价；3.防漏高强低密度水泥浆体系研究；4.微膨胀强韧性防窜水泥浆体系研究；5.水泥浆体系配伍性研究及评价；6.调研水平井固井工具性能，优选适合鄂尔多斯水平井固井入井附件。
9-11月
分别选择了长庆、中石化研究院水泥浆体系及前（后）置液进行了配方调整，并对不一样区块进行了配伍性分析；优选减轻效果较为显著西安时凯和新郑减轻材料配置低密度水泥浆。经过调研分析，选择了长庆固井所研制刚性滚珠螺旋扶正器（树脂）、旋转引鞋、套管关闭阀、加长和进口胶塞。
微膨胀强韧性防窜水泥浆中石化研究院（湿混）其效果优于长庆所（干混）

3
水平段套管固井现场应用
12月-1月
在鄂南工区完成水平井固井5口；鄂北工区完成水平井固井2口。
水平井固井工艺技术基础形成并得到一定完善
4
技术总结，搜集资料，完成项目研究汇报
2月-3月
完成固井资料搜集整理，分析形成中期汇报，为完善完成项目提供技术支持。

2 项目开展研究工作及取得关键结果
2.1调研分析水平井固井技术和难点
(1)水平井套管固井难点
1)水平段较长，套管下入困难。假如井眼准备不充足，很有可能发生卡套管事故。
2）水平段、斜井段套管居中困难，套管易贴井壁。
3）井壁泥饼、斜井段环空岩屑不易被清除洁净。
4）在泥浆顶替水泥浆过程中，水泥浆易沿宽边推进，将和泥浆混窜，造成窜槽。
5）水平段环空间隙小，易形成沙床，造成固井施工压力高或环空憋堵，
6）处理提升顶替效率和固井防漏所产生矛盾；
7）井斜段、水平段因重力作用水泥颗粒下降，井眼顶部自由水析出形成横向通道，形成窜流；固相颗粒沉降造成上部水泥胶结疏松，强度下降，造成封固失败。
8）阻流环（回压凡尔）易密封失灵，水平段留长塞，常规国产胶塞在长水平段磨损易造成水泥浆后窜形成较长半塞。
(2)大牛地气田特有固井难点
1)延长组及刘家沟组地层承压能力低，易漏失(漏失当量密度均值次序：刘家沟(1.28)<延长(1.34)<和尚沟(1.48)<纸坊(1.59))
2)目标层段多煤层（山西、太原及本溪组，单层厚1-10米）、并有泥岩和砂岩互层情况，垮塌严重，井径大并不规则，水泥一、二界面胶结质量难以确保。
(3)红河油田特有固井难点
红河油田目标层延长组存在高于常规地层流体压力，延安组地层流体压力较为正常；上部地层破裂压力低，存在易发生漏失直罗组地层；井筒上半段存在多个出水层，包含环河至洛河各层组，跨度近1000米，存在严重漏失和水侵风险；产层含水现象较为普遍。
2.2 优化固井设计方案
6月-8月，关键对鄂南和鄂北《钻井工程设计》进行了具体查阅，结合鄂尔多斯盆地不一样区块地质特点，分析了该地域水平井固井施工难点，以中国优异固井工艺方法为指导，优化固井施工设计。
水平井固井设计变更：原设计采取三开井身结构，生产层固井（水平井段）采取尾管悬挂固井技术，然后再采取套管回接固井技术完成非目标层固井施工。以后考虑到该类型水平井设计垂深和常规井一样，而钻井施工中所用钻井液比重和低密度水泥浆比重靠近（不会因为静液柱压力增加而压漏地层），所以，经过教授领导讨论分析认为，固井方法改为一次上返全井封固工艺，既能够节省生产成本和提升生产效率，且能避免尾管回接固井时风险。
2.3 水平井固井工具选择
水平井固井工具关键考虑了工具加入套管串以后对整个管串刚度影响是否能确保管串正常下入；附件（扶正器）关键考虑其对套管支撑能力，确保套管居中度，选择带旋流槽刚性扶正器还能够改变顶替流态，有利于提升固井质量；水平井段浮鞋、浮箍轻易造成关闭球错位造成替浆碰压后回压凡尔不能正常关闭，关井候凝易使套管内替浆液在水化热作用下致使套管膨胀，水泥浆凝固后放压则使第一界面产生微间隙影响固井质量。
因为以上原因，我们经过市场调研在鄂南油井固井中选择了长庆固井研制浮鞋（旋转引鞋）、浮箍 、加长胶塞 、关井阀、树脂旋流（滚珠）扶正器等特殊工具、附件；鄂北固井选择是江苏常熟生产一般浮鞋、浮箍 、胶塞和扶正器。见图2-1，2-2。

A－滚珠；B－顶丝；
C－销轴；D－本体。

图2-1 滚轮扶正器

图2-2 关井阀
2.4 水平井固井前置液体系及水泥浆体系研究
2.4.1前置液体系
考虑到为保持井壁稳定，固井前泥浆性能调整较小，泥浆粘度偏大，为了提升顶替效率及水泥环胶结质量，研发了含有良好相容性及配伍性,能够起到冲洗、稀释、缓冲、隔离及润湿效果CXY冲洗液。该冲洗液易于溶解钻井液形成泥皮，有利于对井壁泥皮进行有效冲刷从而提升二界面胶结质量。
(1)前置液基础性能
冲洗液CXY化学成份由表面活性剂、纤维素、无机盐按一定百分比和特定工艺制成混合物，CXY冲洗液性能以下：
前置液：清水+5%CXY
性能：ρ>1.05g/cm3 Up:0.1-0.13Pa.s(60℃) TY:18.5-25.5Pa(60℃)
前置液中表面活性剂，改善泥浆和水泥浆相容性，提升水泥石和套管及井壁胶结质量。
(2)前置液油溶性性能测试
前置液：清水+5% CXY （ρ：1.05g/cm3），每次取配制好冲洗液50ml，测试对油溶解能力及溶解速率，结果如表2-1：
表2-1 前置液油溶性性能试验
溶解油量(ml)
溶解速度
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
溶解时间（min）
0.1
0.15
0.2
0.23
0.29
0.31
0.45
0.52
0.6
0.75
溶解速率(ml/min)
10
20
25
30
31
35
29
29
28.3
25
从测试结果能够看出，CXY冲洗液对油有很好溶解能力。
(3)前置液和水泥浆相容性试验
表2-2 前置液和水泥浆相容性检测数据

流体百分比
φ600
φ300
φ200
φ100
φ6
φ3
N值
70%隔离液+30%水泥浆
8
6
4
3
2
1
0.5695
50%隔离液+50%水泥浆
9
6
4
3
3
3
0.6320
30%隔离液+70%水泥浆
17
10
9
8
2
1
0.4129
（4）前置液设计
利用固井设计软件合理设计前置液高度，确保紊流接触时间。依据流变性计算，施工排量在15～221/s或环空返速达0.7～1.1m/s时呈紊流；试验表明接触时间在3min以上洗油效率达100%，理论计算冲洗液量为2.7～4.2 m3，前置液设计注入量≥6m3，从而提升水泥石和套管及井壁胶结质量。
2.4.2 水泥浆体系
2.4.2.1 水平井固井对水泥浆体系要求
(1)井斜段、水平段因重力作用水泥颗粒下降，井眼顶部自由水析出形成横向通道，形成窜流；固相颗粒沉降造成上部水泥胶结疏松，强度下降，造成封固失败。水泥浆沉降稳定性是提升水平井固井质量关键。
(2)水平段环空间隙小，水泥浆自由水、失水和稳定性细微改变对于水泥环胶结质量影响很大，要求水泥浆综合性能很高，尤其要求水泥浆含有微膨胀性能，避免水泥浆凝结期间体积收缩影响一、二界面胶结质量；
(3)水平段环空间隙小，水泥环薄，在试采及实施增产方法时，轻易造成水泥环一、二界面二次窜流（微间隙、微裂缝），要求硬化后水泥石（环）动态力学性能冲击韧性要高；
(4)水平段环空间隙小，并易形成沙床，造成固井施工压力高或环空憋堵，水泥浆在小井眼窄环空中（高剪切状态、高压差）快速失水脱水，发生桥堵蹩泵（井眼较小位置或安放扶正器位置），造成固井失败。所以水平井水泥浆失水控制严格，要求小于50ml。
2.4.2.2 防漏固井水泥浆体系研究
(1)复合减轻材料化学成份研究
复合减轻材料是由膨胀珍珠岩、微粒硅、有机材料和无机填充材料复制而成，外观为灰色固体粉末。
① 膨胀珍珠岩是珍珠岩矿砂经预热、瞬时高温焙烧膨胀后制成一个内部为蜂窝状结构白色颗粒状材料。决定膨胀珍珠岩原料工业价值，关键是它们在高温焙烧后膨胀倍数。
膨胀倍数：k0>5-15倍,容重：80kg/m3-200 kg/ m3， 莫氏硬度：5.5-7，密度（比重）：2.2-2.4g/cm3，耐火度：1300-1380℃，折光率：1.483-1.506。
质量要求：
A 玻璃质纯洁，透明度好，颜色浅。
B 没有或有轻微脱玻璃化作用。
C 不含或少含晶质物。
D 化学成份：
表2-3 膨胀珍珠岩化学成份
矿石类型
SiO2
Al2O3
Fe2O3
CaO
K2O
Na2O
MgO
H2O
珍珠岩
68-74
±12
0.5-3.6
0.7-1.0
2-3
4-5
0.3
2.3-6.4
② 微硅粉是在冶炼硅铁合金或工业硅时，经过烟道排出硅蒸汽氧化后，经尤其设计收尘器搜集得到无定形、粉末状二氧化硅（SiO2）。微硅粉关键化学成份是SiO2，含量可达 85—96% ，其元素包含Fe2O3、Al 2O3、CaO、K2O、Na2O、MgO、C等。微硅粉SiO2含量均在90%以上，平均粒径在0.15-0.20μm，比表面积为 15000-0m2/kg ，含有极强表面活性。
表2-4 微硅粉组成
化学性能
指标
物理性能
指标
SiO2
≥85%
比表面积
≥15000m2/kg
CL
≤0.02%
烧矢量
≤6%
含水率
≤3%
(2)复合减轻材料配伍性试验研究
表2-5 复合材料配伍性试验数据表
试验条件
℃/MPa
轻质材料
外加剂
水灰比
密度
g/cm3
析水
ml
强度
1d/2d
MPa
T30/T100
min
初稠
Bc
水泥
%
轻珠
%
GSJ
%
GQD
%
50/25
65
35
--
2
1.0
1.30
2
1.5/2.5
245/265
5
50/25
70
30
--
2
1.0
1.31
0.5
3.2/4.8
165/185
5
70/30
60
40
2
--
1.1
1.12
0.2
3.8/4.2
175/200
5
70/30
70
30
1
2
0.9
1.24
0.5
4.3/6.7
135/155
6
70/30
70
30
2
--
0.90
1.24
1
4.2/6.1
155/165
5
70/30
70
30
2
--
1.1
1.20
1
3.3/4.5
165/185
5
50/25
80
20
2
--
0.80
1.46
0
4.8/7.3
135/145
7
50/25
80
20
--
2
0.80
1.52
0
4.8/8.0
90/105
10
70/30
85
15
2
--
0.85
1.48
0
1.4/3.9
105/117
9
70/30
85
15
--
2
0.85
1.57
0
1.5/3.9
100/120
9
50/25
90
10
2
--
0.65
1.57
0
4.5/6.4
170/180
10
50/25
90
10
--
2
0.65
1.59
0
5.5/6.8
140/150
11
50/25
90
10
2
--
0.60
1.55
0
4.5/6.9
135/150
12
70/30
90
10
--
2
0.55
1.62
0
7.2/9.5
105/115
12
70/30
90
10
2
2
0.50
1.68
0
9.5/14.4
185/250
14
70/30
95
5
2
--
0.50
1.75
0
12.5/17
105/125
16
经过上述试验数据能够表现出该体系含有以下特点：
（1）该体系密度调配范围大，可实现1.12--1.75 g/cm3范围内调控；
（2）该体系施工性能优良，初始稠度低，流变性优良，过分时间短，析水量较低；
（3）该体系成本低，在1.12--1.35 g/cm3内浆体成本比漂珠体系可降低25%左右；
（4）该体系含有一定可膨胀性，对预防漏失含有一定效果；
2.4.2.3 微膨胀防窜水泥浆体系研究
(1) 膨胀剂评价
① 加量对膨胀率影响：
利用水泥膨胀试验仪器测定“晶体”膨胀剂线性膨胀率。试验结果表明，在适宜加量范围内，掺有GP1、GP2、GP3、GFC水泥浆和同条件下原浆相比，含有良好膨胀效果，有效赔偿了水泥浆凝固后“化学收缩”。“晶体”膨胀剂加量通常为1.0%～3.0%，水泥石净线性膨胀率在2.5%以上（见表2-6，图2-3）。伴随膨胀剂加量增加，水泥线性膨胀率增大，当膨胀剂加到一定程度时，其膨胀趋势趋向于平缓。膨胀剂加量在3.0%以内时，GFC膨胀效果要好于GP1、GP2、GP3。
表2-6 油井水泥膨胀剂加量对水泥膨胀性能影响
类型
加量
膨胀率
净膨胀率
嘉华G原浆
-
-3.20
-3.20
原浆+GP1
1.0
-2.17
+1.03
2.0
-0.59
+2.61
3.0
+0.16
+3.36
原浆+GP2
1.0
-2.70
+0.50
2.0
-0.89
+2.31
3.0
-0.69
+2.51
原浆+GP3
1.0
-0.31
+2.88
2.0
-0.19
+3.01
3.0
-0.05
+3.15
原浆+GFC
1.0
0.0
+3.2
2.0
+0.5
+3.7
3.0
+0.8
+4.0

图2-3膨胀剂加量和净线性膨胀率关系
② 时间对膨胀率影响：
为了测定时间对膨胀剂膨胀率影响，使用自行研制水泥体积膨胀率试验装置。试验表明，掺有膨胀剂水泥浆随时间延长，其膨胀效果有所不一样。掺有“晶体”膨胀剂水泥浆在初凝之前，其水泥浆呈先膨胀后收缩趋势，但在初凝至终凝之间，水泥凝固过渡阶段处于收缩状态，原浆收缩比加有膨胀剂水泥浆收缩要大多(见图2)。

图2-4“晶体”膨胀剂膨胀率和时间关系
注：配方1.嘉华G级水泥+1%GFC+44%水；配方2.嘉华G级水泥+2%GFC+44%水；
配方3.嘉华G级水泥+3%GFC +44%水；配方4.嘉华G级水泥+44%水
③ 膨胀剂对抗压强度影响：
膨胀剂对抗压强度影响试验结果见表3.5，由表3.5可知GP1、GP2、GP3、GFC能大幅度提升水泥石抗压强度，常压70℃/24h强度大于21MPa，和同条件下原浆相比，其强度值可提升15%以上，甚至高达70%。
表2-7 膨胀剂对抗压强度影响
类型
加量
抗压强度
嘉华G原浆
-
20.7
原浆+GP1
1.0
25.7
2.0
27.7
3.0
24.5
原浆+GP2
1.0
23.3
2.0
24.2
3.0
24.6
原浆+GP3
1.0
24.1
2.0
26.4
3.0
30.3
原浆+GFC
1.0
30.4
2.0
33.8
3.0
35.5
④ 膨胀剂对水泥浆初始稠度及自由水影响：
试验证实，掺有膨胀剂水泥浆略有增稠现象，其流动度也对应减小，但初始稠度可控制在20Bc以内。通常来说，水泥浆配方中极少单独使用膨胀剂，通常和降滤失剂、分散剂等联合使用，能配制出综合性能优越水泥浆体系。
“晶体”膨胀剂GP1、GP2、GP3、GFC能降低水泥浆自由水析出，其自由水含量小于0.5%，甚至为0（见表2-8）。这说明膨胀剂能有效降低水泥浆自由水含量，有利于改善水泥浆沉降稳定性能，在水平井和大斜度井有着广泛应用前景。
表2-8 膨胀剂加量对抗压强度影响
类型
加量
自由水
嘉华G原浆
-
0.9
原浆+GP1
1.0
0.4
2.0
0
类型
加量
自由水
原浆+GP1
3.0
0
原浆+GP2
1.0
0.5
2.0
0.5
3.0
0
原浆+GP3
1.0
0.2
2.0
0
3.0
0
原浆+GFC
1.0
0
2.0
0
3.0
0
⑤结论
A “晶体”膨胀剂加量通常为1%～3%，可使水泥石净线性膨胀率大于4%。
B “晶体”膨胀剂能有效降低水泥浆自由水含量(小于0.5%，甚至为0)。
C “晶体”膨胀剂GFC在相同试验条件下各项性能优于GP1、GP2、PG3。
(2) 降失水剂GSJ评价
经过高分子化合物和水泥相容性试验、分析及微观结构对比，进行了室内高分子改性反应，引入和水泥浆相容性好金属离子，使得高分子材料在碱性条件下，经过引发剂作用，产生交联，形成致密分子膜，降低水泥浆API滤失量。同时能够在水泥浆中形成网状结构，改变了水泥石内部结构，增加了水泥石密实性，从而减弱进入水泥浆体系气体，增加其运移阻力；同时高分子网状结构形成，使其抗冲击韧性加强，降低了水泥石弹性模量；因为其关键为复配材料组成，所以形成水泥浆体稳定性好，含有一定微膨胀性，对浆体流变性影响小，浆体流动性好，有利于提升注水泥顶替效率，含有较高防气窜、气侵能力，同时处理了水泥浆低失水和短候凝、水泥浆流变性相互影响关系。
表2-9 GSJ降失水剂评价
加 量
%
温 度
℃
密 度
g/cm3
初始稠度
BC
稠化时间
min
失水
ml
抗压强度(Mpa)
24h
48h
1.5
60
1.90
13
80
26
22.5
24.2
75
1.90
13
75
24
23
25.3
85
1.90
10
67
15
24.4
26.3
1.7
60
1.90
12
83
18
23.5
25
75
1.90
12
78
14
23.9
25.6
85
1.90
9
72
10
24.2
26.7
2.0
60
1.89
10
106
15
23.6
26.2
75
1.89
10
98
10
24.3
27.3
85
1.89
8
90
8
24.9
28.9
水泥浆自由水≤1ml；塑性：增加抗折强度、抗冲击韧性及改善弹性系数15—20%
(3) 缓凝剂评价
缓凝剂是影响水泥浆性能另一个关键原因，依据长庆气田地质特点，主力气层温度从北到南65℃--85℃，经过室内试验、分析，依据现在油田所使用多种缓凝剂评价，室内经过组合复配，合成一个新型缓凝剂GH-3，其关键特点是加量小，对温度敏感性降低，缓凝作用和加量成为线性关系，对水泥浆其它性能不产生副作用。
表2-10 GH-3缓凝剂性能室内对比分析表
缓凝剂类型
缓凝剂%
温度℃
稠化时间min
初凝
h
终凝
h
抗压强度（Mpa/24h,常压）
GH-2
0.03
65
135
150
170
16.5
75
110
136
150
18.1
85
96
110
125
21.0
GH-2
0.04
65
150
143
165
16.2
0.05
65
167
180
195
15.9
GH-2
0.07
65
180
210
223
15.4
75
158
187
201
17.8
85
125
145
160
20.6
2.4.2.4 防气侵水泥浆体系基础性能评价
由此，经过室内对降失水剂和缓凝剂研究，形成了GSJ+GH-3+GFC微膨胀防窜水泥浆体系，综合性能测定见下表，依据室内性能测定，该水泥浆体系关键优点在于：
(1)加量小（1.5—2.0%），适用范围广（井深800—4000m油气井），稠化时间可随缓凝剂加量调整,现场使用方便；
(2)低失水（<30ml）,低析水（<0.1%）流变性好；
(3)稠化过渡时间短（5-10min）, 稠化曲线靠近直角稠化；
(4)含有微膨胀性；且水泥石抗折强度和抗冲击韧性增强。

图2-5 低密度GSJ防气侵水泥浆体系稠化曲线(G级水泥:飘珠=85：15 GSJ 2% GH-30.12%)

图2-6 高密度GSJ防气侵水泥浆稠化曲线（G级水泥＋GFC0.5%+GSJ 2% ＋GH-2 0.08%＋USZ 0.3%）
表2-11 微膨胀防窜水泥浆体系性能评价数据表
温度(℃)
GSJ
(%)
GH-2
(%)
GFC
(%)
密度g/cm3
初始稠度(BC)
稠化时间(min)
析水(ml)
失水(ml)
抗压强度（Mpa）
24h
48h
60℃
1.5
0
0.5
1.90
13
103
0.5
42
20.0
24.0
1.8
0
0.5
1.90
12
114
0.5
36
22.0
24.5
2.0
0
0.5
1.90
10
126
0.5
28
22.0
25.5
70℃
1.5
0.05
0.5
1.90
12
117
0.5
35
23.0
27.0
1.8
0.03
0.5
1.90
10
113
0.5
30
23.0
27.5
2.0
0.03
0.5
1.90
13
120
0.5
21
23.0
27.5
80℃
1.5
0.05
0.5
1.90
10
101
0
10
24.0
29.0
1.8
0.05
0.5
1.90
9
115
0
9
24.0
29.5
2.0
0.05
0.5
1.90
9
124
0
6
24.0
29.5
2.4.2.5 水泥浆塑性性能评价
水泥浆体系塑性关键是由水泥石抗冲击韧性、抗拉强度、抗弯曲强度、弹性模量来描述，塑性性能高水泥浆体系，在形成水泥石时，能够提升井下环境条件下水泥环承受射孔、油气层改造等工况载荷时抗碎裂能力，从而达成提升固井质量，延长油气井生产寿命目标。改善固井水泥环塑性基础思绪是：在水泥浆中加入能显著改善水泥石塑性外加剂，以它为关键研究适合不一样井况水泥浆体系配方组成、工程性能及力学特征，为固井施工水泥浆设计提供依据。为充足说明水泥石塑性特征，本研究用多个描述材料塑性参量来说明该水泥浆体系塑性特征：力学性能参数包含：抗折强度、抗冲击韧性、弹性模量。
（1）经典水泥浆配方抗折强度和抗冲击韧性测定
抗折强度、抗冲击韧性大小是表征材料塑性量度，其值愈高，表明水泥石韧性愈好，能承受冲击力愈大。测量水泥石抗折强度和抗冲击韧性时，将配制好水泥浆注入抗折强度试模和抗冲击韧性试模，置于相同养护条件下养护成水泥石。然后分别测试其48小时抗折强度和抗冲击韧性。抗折强度试模和抗冲击韧性试模尺寸为160×40×40mm，同一配方应为3~5块试件。
（2） 水泥石抗折强度和抗冲击韧性测定
表2-12 水泥石抗压强度测试
序号
配 方
温度（℃）
48h抗折强度
48h抗冲击韧性
Mpa
△,%
MPa/mm1/2
△,%
1
G级水泥+1.5%GSJ+0.03GH-2
65
7.8
15.6
2.035
6.7
2
G级水泥+1.5%GSJ+0.05GH-2
85
8.5
15.1
2.012
6.3
3
G级水泥+2.0%GSJ+0.03GH-2
65
8.9
24.5
2.246
17.0
4
G级水泥+2.0%GSJ+0.05GH-2
85
9.5
23.9
2.298
21.0
经典水泥浆配方水泥石抗折强度和抗冲击韧性试验结果说明，该水泥浆体系有利于改善水泥石内部结构，对于保护套管，预防射孔作业，压裂对水泥石破坏，对应地延长了气井使用寿命。
（3）弹性模量测定
弹性模量是材料刚性量度，弹性模量越大，说明在相同外力作用下，其变形越差，越易脆裂。测量水泥石弹性模量时，将配制好加有GSJ降失水剂外加剂水泥浆和G级水泥净浆注入试模中（试模尺寸40×40×160mm），置于75℃条件下养护。用材料试验机测定其48h弹性模量。同一配方应为5块试件。
（4） 经典配方弹性模量测定结果(G级水泥，W/C=0.44)
表2-13 弹性模量测试结果
序号
配 方
温度
(℃)
48h弹性模量
GPa
D，%
1
纯G级水泥净浆
75
6.443
0
2
1.5%GSJ + 0.05%GH-3
5.372
16.6
3
2.0%GSJ+ 0.05%GH-3
4.116
36.1
伴随GSJ降失水剂加入，显著改善了水泥石可变形能力，加入1.5%、2.0%GSJ降失水剂时，其弹性模量较原水泥浆下降了16.6%、36.1%。
（5）GSJ水泥浆胶凝强度性能试验
配方：嘉华G级高抗水泥＋GSJ2%＋GQD2.0-3.0%＋44%,测试结果下所表示：

□—井底压强 ▽—胶凝强度 ○—井底温度
图2-7 GSJ水泥浆体系胶凝强度性能
表2-14 GSJ水泥浆体系胶凝数据
时间（min）
39
55
61
69
71
103
胶凝强度（Pa）
45
150
240
480
563
1×106
判读解释
30Bc
100Bc
初凝
终凝
--
成石
数据显示该浆体从稠化结束到初凝、终凝和凝固成水泥石分别用时6 min、14 min、48 min，分别比纯水泥体系缩短了8 min、13 min、26 min；降低了气侵危害。
2.4.2.6 鄂南鄂北现场施工用水泥浆
鄂南工区：水泥选择河南同力G级水泥，减轻材料选择陕西时凯研制人工漂珠；
鄂北工区：水泥选择青铜峡G级水泥，减轻材料选择河南新郑生产人工漂珠。
(1)水泥浆稠化试验条件
升温升压 55（70）℃±×25（30）MPa±
常温常压——————→——————----------------—→ 测稠化时间
25（35）min 恒温恒压
(2)低密度水泥浆性能
表2-15 低密度水泥浆关键性能试验数据
鄂 南
鄂 北
性 能
低密度水泥浆
性 能
低密度水泥浆
密度(g/cm3)
1.33
密度(g/cm3)
1.26
稠化时间 (55℃×25 MPa)min
245
稠化时间 (70℃×30 MPa)min
302
过渡时间min
41
过渡时间min
22
可泵时间min
204
可泵时间min
280
失水(6.9MPa×55℃)ml
47.8
失水(6.9MPa×70℃)ml
50
初始稠度（Bc）
12.6
初始稠度（Bc）
8.0
抗压强度(55℃×24h) MPa
4.0
抗压强度(70℃×24h) MPa
3.7
自由水ml
0.3
自由水ml
0.1
流动度mm
290
流动度mm
255
相容性
相容性好
相容性
相容性好
悬浮性
没有分层、结晶和早凝现象
悬浮性
没有分层、结晶和早凝现象
(3)尾浆水泥浆性能
表2-16 尾浆水泥浆关键性能试验数据
鄂 南
鄂 北
性 能
尾 浆
性 能
尾 浆
密度(g/cm3)
1.80
密度(g/cm3)
1.88
稠化时间 (55℃×25 MPa)min
116
稠化时间 (70℃×30 MPa)min
126
过渡时间min
13
过渡时间min
11
可泵时间min
103
可泵时间min
115
失水(6.9MPa×55℃)ml
6.3
失水(6.9MPa×70℃)ml
8
初始稠度（Bc）
16.1
初始稠度（Bc）

抗压强度(55℃×24h) MPa
24.2
抗压强度(70℃×24h) MPa
25.0
自由水ml
0
自由水ml
0
流动度mm
250
流动度mm
240
相容性
相容性好
相容性
相容性好
悬浮性
没有分层、结晶和早凝现象
悬浮性
没有分层、结晶和早凝现象
2.5 固井技术方法
2.5.1 通井及泥浆处理
完井电测后，保持泥浆密度同完钻泥浆密度不变。下原钻具钻通井，在遇阻、遇卡井段反复划眼，充足洗井，确保井眼通畅。然后采取双扶（≥Φ209mm）模拟管柱对水平段进行二次通井，在键槽、缩径井段、电测遇阻段等反复划眼，确保井眼通畅，便于套管能顺利下至设计井深位置。
进行全井筒承压，满足固井施工要求，除砂器用好，根本净化好泥浆。水平段及大斜度井段每200m循环泥浆一周，确保循环井眼洁净，振动筛上无岩屑。通井期间要大排量循环不低于2周，在压力许可情况下尽可能提升循环排量（正常钻井时排量1.2-1.5倍），最大程度地将水平井段沉积岩屑循环洁净，并清除井壁上虚泥皮；为降低下套管摩阻，要求通井结束起钻前在水平段及大斜度井段泥浆中加入润滑材料或2%玻璃微珠，提升润滑性能，使摩阻系数<0.05。
表2-17 固井前钻井液性能要求
密度（g/cm3）
粘度（s）
失水（mL）
泥饼（mm）
含砂（%）
1.10~1.15
35~55
≤5
0.3
0.3
PH
切力
PV
YP
Kf
10s
10min
8~10
2
8
7~20
5~12
<0.08

2.5.2 套管漂浮、居中技术
（1）水平段用清水替浆，增加管内外密度差，同进有利于提升水泥环均匀度，有效地控制水泥塞长度和实现套管漂浮。
（2）采取树脂旋流刚性扶正器和树脂滚轮扶正器结合使用，提升水平段及斜井段套管居中度。现在使用扶正器关键有单弓和双弓弹性扶正器、叶片式和旋流式刚性扶正器。相比较而言，刚性扶正器扶正力最强，而旋流式刚性扶正器含有旋流作用，能提升水泥浆顶替效率，为确保套管居中度，扶正器加入不低于2根1只。不一样材质旋流刚性扶正器应用条件和性能差异较大，见表2-18。
表2-18 不一样材质刚性扶正器性能对比

树脂
镀锌合金
铝合金
刚性（冲击强度，英尺/磅）
30
13
30
强度（抗挤压 GPa）
228
221
70
密度（s.g.）
1.5
6.0
2.7
耐高温（℃/°F）
245/473
N/A
＞175/347
磨阻系数（无润滑时）
0.25
0.4
0.4
开启扭矩
很小
＞40%
＞40%

2.5.3 采取特殊工具附件
(1)采取特制φ139.7mm套管加长胶塞，增加三道裙部胶皮，用于有效隔离水泥浆，预防顶替下行过程中尤其是进入大斜度及水平段后贴边磨损，并实现水泥浆和顶替液有效阻隔，碰压正常；
(2)浮鞋浮箍均采取弹簧复位式（带有导向槽），确保在水平段能够工作正常