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[摘 要]苏14-4-03C3井是长庆油田鄂尔多斯盆地陕北斜坡的一口重点气井，按照勘探开发需求，要求水泥浆一次性封固至地面，封固段长达3768 m，该区块刘家沟组地层压力系数较低，固井作业中易发生井漏，影响固井质量。针对该井封固段长、易漏的固井难题，研制出的高强超低密度水泥浆（1.28 g/cm3）及相应的固井配套技术，达到了防漏、防窜，提高低压易漏长封固段的固井质量目的。
[关键词]气井固井；长封固段；超低密度水泥浆；强度；
中图分类号：TG506 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）28-0044-01
一、概述
随着油田开发的逐步深入，老油区块由于经受长期的注采不平衡，导致整个地层压力体系发生变化，局部压力亏空，形成低压、易漏层位。苏14-4-03C3井是长庆油田鄂尔多斯盆地陕北斜坡的一口重点气井。该井为二开井，设计井深3786m，一开用φ311.1mm钻头钻至837m下φ244.5mm套管；二开用φ215.9mm钻头钻至3786米完钻。气层气顶3604m。139.7mm套管下深3785.49米，该井钻井液密度为1.19g/cm'，要求一次返至地面。针对该区块的具体问题，我们对苏14-4-03C3的固井进行了研究，制定了提高低压易漏长封固段固井质量的技术对策。
二、区域地层特征
该区域属于低压、低渗、致密气田，主要岩性特征：马家沟组岩石类型丰富既有不同成因的易溶性白云岩，又有不同晶粒的石灰岩，本溪组岩性为铝土质岩及夹有灰岩透镜体及煤线的砂岩；太原组主要发育砂岩、灰岩、煤层及泥岩；山西组岩性有煤层、砂岩、粉砂岩及黑色泥岩；下石盒子组以粗、中砂岩为特征；石千峰组主要为含砾砂岩与砂质泥岩互层。
三、固井难点：
1、该井刘家沟组地层压力系数较低，固井作业中易发生井漏，影响固井质量。
2、该井要求水泥返深至地面。封固段长3786m，属长封固段固井，水泥浆“失重”时易发生油水气窜。
3、现场采用一次上返固井工艺，上下温差较大，对水泥浆稠化安全性要求高。
4、固井顶替效率差，因裸眼段长，井径变化大，激动压力大，限制了固井时的循环排量和顶替排量，导致顶替效率差。
四、水泥浆技术：
1.优选水泥浆体系，保证固井质量
满足该气井固井的水泥浆体系，要求具有防漏、水泥浆稳定性好、抗压强度高、渗透率低、防气窜能力强、失水量易控制等特点，经过大量的室内化验和以往在该区块气井固井的经验，我们上部采用低密度高强水泥浆体系，下部采用常规密度水泥浆体系。
2.水泥浆性能的调整
（1）密度及水泥石强度。根据井底地层压力，上部水泥浆密度由原来的1.45 g/cm3调整为1.28g/cm3 左右。在水泥中加高强漂珠和微硅及超细水泥，配制出需要密度的水泥浆。由在水泥中加入高强漂珠和微硅及超细水泥 ，调配成需要密度的水泥浆。由于漂珠不吸水，只需少量水润湿表面，可以降低水灰比，减少水泥石形成时由于水泥浆的过量水而形成的毛细孔道，降低水泥石的渗透性，加入适量的增强剂，提高水泥石的強度，同时，适量微硅的加入，改善了漂珠与水泥颗粒的颗粒级配，增加水泥石的致密性和稳定性，进而达提高水泥石强度的目的。
（2）稠化时间。根据具体施工时间的确定，使用缓凝剂GH-6 调整水泥浆稠化时间，使封固段内水泥浆浆柱在凝结时间上形成梯度，避免失重，确保压稳地层，为快速压稳油气层、防止气窜、提高封固质量提供了保证。
（3）流变性。提高顶替效率需要水泥浆有较好的流变性。但从低密度水泥浆的稳定性来看，流动度过大，水泥浆分层严重，低密度材料上浮，水泥石强度不均，影响封固质量。经过大量室内实验，以确保水泥浆稳定为主，兼顾施工的需要，加入适量分散剂（USZ），使流动度控制在20-24 cm 范围内。
（4）失水与析水。根据设计要求，通过实验，加入G309新型降失水剂。该降失水剂不溶于水，能够较好的控制水泥浆失水和析水。
3、超低密度水泥浆配方及性能：
（1）水泥配方：嘉华G级+高强微珠+超细水泥+微硅+增强剂+降失水剂+分散剂+缓凝剂+消泡剂+现场水
（2）试验条件：试验条件温度：90℃ 压力43MPa
（3）水泥浆性能：密度1.28kg/cm3 流动度23.5cm 稠化时间248min 失水量49ml/6.9Mpa.30min.90℃ 抗压强度7.4MPa/24h*45℃
五、固井施工措施
1、合理安放套管扶正器，提高套管居中度。气层段每1根套管加1只扶正器，其余井段每3根加弹性扶正器1只，表套鞋上下各加1只扶正器。
2、把好井身质量关，下套管前严格通井技术措施。（1）下套管前，采用原钻具通井到底后，重点在井眼沉砂多、掉块多井段，挂卡严重井段划眼；（2）采用通井到底循环正常后，采用高粘切稠泥浆携砂裹带，大排量循环。
3、根据井口返出情况，控制替浆排量，保证排量平稳，降低循环压耗。
4、对水泥浆浆柱设计进行优化，注意速凝、缓凝浆柱的段长，确保稠化时间形成梯度，避免水泥浆失重对压稳造成的影响。
5.上部采用密度为1.28g/cm3的水泥浆体系，有效降低液柱压力，防止漏失的发生。
六、应用情况
施工过程：注领浆：1.28g/cm3低密高强：98m3，尾浆1.87g/cm3常规密度水泥浆24m3，替清水43.5m3，起压0-21-26MPa，无漏失，返出井口。测三样显示：固井合格率96.67%
七、结论与认识
1、超低密度高强度水泥浆体系具有浆体稳定性高、水泥浆流动性好、稠化时间可调、抗压强度高、性能稳定等优点，可有效防止固井施工中发生漏失，确保封固井段，提高固井质量。
2、优良的水泥浆综合性能可以满足低压易漏井的固井，达到防漏、防窜，实现长封固段固井，简化施工工艺等特点。
3、扶正器的合理选择及安放，有利于提高套管的居中度和顶替效率。
参考文献
[1]范先祥、夏景刚，等，苏北探区海安区块钻井液技术，钻井液与完井液，2010年05期
[2]张德润 张旭等 《固井液设计及应用》上册、下册 北京：石油工业出版社 2000.10
[3]屈建省 许树谦 郭小阳 等《特殊固井技术》北京：石油工业出版社 2006.11
[关键词]气井固井；长封固段；超低密度水泥浆；强度；
中图分类号：TG506 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）28-0044-01
一、概述
随着油田开发的逐步深入，老油区块由于经受长期的注采不平衡，导致整个地层压力体系发生变化，局部压力亏空，形成低压、易漏层位。苏14-4-03C3井是长庆油田鄂尔多斯盆地陕北斜坡的一口重点气井。该井为二开井，设计井深3786m，一开用φ311.1mm钻头钻至837m下φ244.5mm套管；二开用φ215.9mm钻头钻至3786米完钻。气层气顶3604m。139.7mm套管下深3785.49米，该井钻井液密度为1.19g/cm'，要求一次返至地面。针对该区块的具体问题，我们对苏14-4-03C3的固井进行了研究，制定了提高低压易漏长封固段固井质量的技术对策。
二、区域地层特征
该区域属于低压、低渗、致密气田，主要岩性特征：马家沟组岩石类型丰富既有不同成因的易溶性白云岩，又有不同晶粒的石灰岩，本溪组岩性为铝土质岩及夹有灰岩透镜体及煤线的砂岩；太原组主要发育砂岩、灰岩、煤层及泥岩；山西组岩性有煤层、砂岩、粉砂岩及黑色泥岩；下石盒子组以粗、中砂岩为特征；石千峰组主要为含砾砂岩与砂质泥岩互层。
三、固井难点：
1、该井刘家沟组地层压力系数较低，固井作业中易发生井漏，影响固井质量。
2、该井要求水泥返深至地面。封固段长3786m，属长封固段固井，水泥浆“失重”时易发生油水气窜。
3、现场采用一次上返固井工艺，上下温差较大，对水泥浆稠化安全性要求高。
4、固井顶替效率差，因裸眼段长，井径变化大，激动压力大，限制了固井时的循环排量和顶替排量，导致顶替效率差。
四、水泥浆技术：
1.优选水泥浆体系，保证固井质量
满足该气井固井的水泥浆体系，要求具有防漏、水泥浆稳定性好、抗压强度高、渗透率低、防气窜能力强、失水量易控制等特点，经过大量的室内化验和以往在该区块气井固井的经验，我们上部采用低密度高强水泥浆体系，下部采用常规密度水泥浆体系。
2.水泥浆性能的调整
（1）密度及水泥石强度。根据井底地层压力，上部水泥浆密度由原来的1.45 g/cm3调整为1.28g/cm3 左右。在水泥中加高强漂珠和微硅及超细水泥，配制出需要密度的水泥浆。由在水泥中加入高强漂珠和微硅及超细水泥 ，调配成需要密度的水泥浆。由于漂珠不吸水，只需少量水润湿表面，可以降低水灰比，减少水泥石形成时由于水泥浆的过量水而形成的毛细孔道，降低水泥石的渗透性，加入适量的增强剂，提高水泥石的強度，同时，适量微硅的加入，改善了漂珠与水泥颗粒的颗粒级配，增加水泥石的致密性和稳定性，进而达提高水泥石强度的目的。
（2）稠化时间。根据具体施工时间的确定，使用缓凝剂GH-6 调整水泥浆稠化时间，使封固段内水泥浆浆柱在凝结时间上形成梯度，避免失重，确保压稳地层，为快速压稳油气层、防止气窜、提高封固质量提供了保证。
（3）流变性。提高顶替效率需要水泥浆有较好的流变性。但从低密度水泥浆的稳定性来看，流动度过大，水泥浆分层严重，低密度材料上浮，水泥石强度不均，影响封固质量。经过大量室内实验，以确保水泥浆稳定为主，兼顾施工的需要，加入适量分散剂（USZ），使流动度控制在20-24 cm 范围内。
（4）失水与析水。根据设计要求，通过实验，加入G309新型降失水剂。该降失水剂不溶于水，能够较好的控制水泥浆失水和析水。
3、超低密度水泥浆配方及性能：
（1）水泥配方：嘉华G级+高强微珠+超细水泥+微硅+增强剂+降失水剂+分散剂+缓凝剂+消泡剂+现场水
（2）试验条件：试验条件温度：90℃ 压力43MPa
（3）水泥浆性能：密度1.28kg/cm3 流动度23.5cm 稠化时间248min 失水量49ml/6.9Mpa.30min.90℃ 抗压强度7.4MPa/24h*45℃
五、固井施工措施
1、合理安放套管扶正器，提高套管居中度。气层段每1根套管加1只扶正器，其余井段每3根加弹性扶正器1只，表套鞋上下各加1只扶正器。
2、把好井身质量关，下套管前严格通井技术措施。（1）下套管前，采用原钻具通井到底后，重点在井眼沉砂多、掉块多井段，挂卡严重井段划眼；（2）采用通井到底循环正常后，采用高粘切稠泥浆携砂裹带，大排量循环。
3、根据井口返出情况，控制替浆排量，保证排量平稳，降低循环压耗。
4、对水泥浆浆柱设计进行优化，注意速凝、缓凝浆柱的段长，确保稠化时间形成梯度，避免水泥浆失重对压稳造成的影响。
5.上部采用密度为1.28g/cm3的水泥浆体系，有效降低液柱压力，防止漏失的发生。
六、应用情况
施工过程：注领浆：1.28g/cm3低密高强：98m3，尾浆1.87g/cm3常规密度水泥浆24m3，替清水43.5m3，起压0-21-26MPa，无漏失，返出井口。测三样显示：固井合格率96.67%
七、结论与认识
1、超低密度高强度水泥浆体系具有浆体稳定性高、水泥浆流动性好、稠化时间可调、抗压强度高、性能稳定等优点，可有效防止固井施工中发生漏失，确保封固井段，提高固井质量。
2、优良的水泥浆综合性能可以满足低压易漏井的固井，达到防漏、防窜，实现长封固段固井，简化施工工艺等特点。
3、扶正器的合理选择及安放，有利于提高套管的居中度和顶替效率。
参考文献
[1]范先祥、夏景刚，等，苏北探区海安区块钻井液技术，钻井液与完井液，2010年05期
[2]张德润 张旭等 《固井液设计及应用》上册、下册 北京：石油工业出版社 2000.10
[3]屈建省 许树谦 郭小阳 等《特殊固井技术》北京：石油工业出版社 2006.11