1. 引言
川西地区天然气开发是中国石化西南地区油气勘探开发重要地区之一，目前重点开发高庙子、中江区块，主要目的层为上、下沙溪庙组。上沙溪庙组完钻井深2800~3300 m，下沙溪庙组，完钻井深3700~4100 m，水平段700~1000 m，由于地层压力系数高，泥岩发育，井壁稳定性差，钻完井施工难度大 [1] - [7]。部分井固井后就有不同程度带压，如江沙301-4HF环空带压达9.4 MPa，江沙102-1HF井环空带压达2.5 MPa，高沙305HF、江沙103HF、江沙33-1HF等均有不同程度的带压，须进行短回接施工后方可进行投产作业，费时耗力，严重影响了后期开发的需要。针对上述难题，通过对气窜原因进行剖析，通过优选高密度冲洗隔离液，研发了高密度双膨胀防窜水泥浆体系，优化固井施工工艺，通过现场应用，较好的解决了固井后井口带压情况，提高了固井质量 [1] - [7]，满足了沙溪庙组地层开发的需求。
2. 影响固井质量的主要难点
2.1. 顶替效率低
1) 钻井采用钾石灰聚磺水基钻井液体系，泥页岩易水化分散，导致井壁失稳，掉块严重，最大掉块达12 cm，见图1。井径不规则且扩大率大，经推算高庙33-9HF井井径扩大率达33.6%，导致水泥浆上返速度低，钻井液不能有效驱替；
Figure 1. Gaomiao 33-4HF and Gaomiao 33-9HF well fall-block
图1. 高庙33-4HF与高庙33-9HF井掉块
2) 水平段摩阻大，下套管困难，为了增加下套管配重，将全井下套管固井改为尾管固井工艺，送入采用φ139.7 mm或φ127 mm加重钻具，钻具水眼减小，再者尾管坐挂后过流面积减小，导致注替排量不能有效提高；
因此，顶替效率低是制约固井质量提高的主要矛盾。
2.2. 钻井液密度高，携砂困难，影响胶结质量
压稳地层所需钻井液密度一般1.85~1.95 g/cm3就可满足钻井要求，但为了携砂钻进中钻井液密度要高于2.05 g/cm3，而且粘度高、切力高，方可满足要求，这导致施工泵压高，环空返速低，大斜度井段岩屑不易被钻井液或前置液携带出来；由于起下钻摩阻大，钻井液中一般加入5%~10%原油降低摩阻，沉砂、油膜影响了一、二界面的胶结质量 [8]。
2.3. 气层段长而且活跃，压稳困难
大部分井进入水平段后，槽面有超过35%针尖状气泡，部分井大斜度段就有气层显示，由于无井径数据，尾浆附加量不能过大，领浆会下降至水平段，导致领浆全井段失重，发生气窜。
2.4. 高密度水平井固井，对水泥浆各项性能要求高
设计水泥浆密度2.10~2.15 g/cm3要求析水为0 mL，失水小于50 mL，沉降稳定性小于0.03 g/cm3，抗压强度大于14 MPa，水泥石不收缩，因此，水泥浆设计困难。
3. 固井关键技术措施
3.1. 高密度双膨胀水泥浆体系的研发
G级油井水泥颗粒粒径为100 μm左右，水化所需的水量为25%左右，而在配制水泥浆所需的最小水灰比为44%，因而水泥颗粒之间存在许多自由水，水泥凝固后形成很大的胶空状现象，固井后最终会导致水泥石体积收缩，造成水泥石与套管的剥离，产生微间隙，在高压气井中易形成通道导致气窜，因此，需在水泥浆中加入膨胀剂解决水泥石收缩性。
通过实验优选晶格膨胀剂和气锁膨胀剂，晶格膨胀剂通过与水泥反应生成钙矾石，钙矾石晶体的成长会吸水引起水泥石体积膨胀；气锁膨胀剂是铝粉通过包被剂包裹，在一定温度下与水泥反应可生成H2，可补充水泥石体积收缩，另可起到降低水泥浆“失重”的作用，在晶格膨胀剂和气锁膨胀剂的双重作用下，有效控制了水泥石的收缩，两种膨胀机加入高密度和常规水泥浆 [9] 中，其配方如下：
领浆：JHG + 40%赤铁矿粉 + 1.5%晶格膨胀剂 + 1.3%气锁膨胀剂 + 2.5%降失水剂 + 1.5%缓凝剂+ 0.5%分散剂 + 3.0%纳米填充剂 + 1.0%弾塑剂 + 0.45%水；
尾浆：JHG + 1.5%晶格膨胀剂 + 1.3%气锁膨胀剂 + 2.5%降失水剂 + 0.5%缓凝剂 + 0.5%分散剂 + 3%纳米填充剂 + 1.0%弾塑剂 + 0.42%水，水泥浆性能见表1。
Table 1. Performance of high-density double-expansion cement slurry system
表1. 高密度双膨胀水泥浆体系性能
从上表可以看出该领尾浆体系膨胀率均为正值，失水小于等于30 mL，自由水为0，强度大于14 MPa，上下密度差也能控制在0.02 g/cm3范围内，满足于沙溪庙组地层固井的需求。
3.2. 高密度前置液的优化
西南工区所应用的驱油隔离剂有4种，通过评价优选出性价比较高的作为使用目标。
实验方法：将320目水砂纸在钻井液中浸泡15 min，用捆扎带固井在流速粘度计转轴上，再将所配隔离液经85℃养护20 min后，使用六速粘度计300转/min对试样冲洗10 min，对比砂纸的洁净程度，优选出所需隔离液体系。
方案1：400 g水 + 2.5%悬浮剂 + 200%重晶石粉 + 5%驱油剂，4种驱油剂效果测试结果见图2。
Figure 2. Evaluation test results of scheme 1
图2. 方案1评价测试结果
从评价效果来看，1#试样和4#试样冲洗效果较好，2#和3#试样冲洗效果较差。
为增加隔离液的物理冲刷，在隔离液中加入石英砂。石英砂颗粒越大，对井壁的冲刷效果越明显，但大颗粒容易产生沉降，需要增加悬浮稳定剂的加量，同时也会使隔离液稠度增加，不利于泵送。因此，选择在隔离液中加入80~120目石英砂，并通过试验观察隔离液的流变性能、沉降稳定性及冲刷能力来确定石英砂的加量，结果见表2。
Table 2. Effect of different dosage of quartz sand on isolation fluid
表2. 不同加量的石英砂对隔离液的影响
由表2可以看出，加入石英砂可以提高隔离液的冲刷能力，而加入过多的石英砂则会导致隔离液稠度增加、流动性变差，影响泵送，所以石英砂较为合适的加量为20%。用与方案1相同的试验方法评价方案2，结果见图3。
方案2：400 g水 + 2.5%悬浮剂 + 196%重晶石粉 + 20%石英砂(80~120目) + 5%驱油剂
Figure 3. Evaluation test results of scheme 2
图3. 方案2评价测试结果
从试验结果可以看出1#试样和4#试验冲洗效果比方案1有所改善，主要是由于石英砂的加入，增加了物理冲刷效果，物理和化学冲洗的相互作用下提高了冲刷效果。
通过上述实验，优选1#试样中的悬浮稳定剂和清油型冲洗剂，悬浮稳定剂主剂由高分子聚合物、表面活性剂、热稳定剂按比例组成，其室内最高密度可配2.30 g/cm3，沉降稳定性小0.03 g/cm3。清油型冲洗剂含有大量复合表面活性剂，可与烃链分子形成分子间力，降低界面张力，渗入油膜内部，产生润湿、逆乳化、亲水增溶作用，加速油膜的分离，使油膜分散悬浮于冲洗隔离液中，从而将其清除；常规加重剂一般选用4.0~4.2 g/cm3重晶石，但为了增加物理冲刷效果，加入80~120目密度2.65 g/cm3石英砂，石英砂按20%比例加入，可使沉降稳定性与物理冲刷均满足设计要求。
其冲洗液配方为：水 + 2%悬浮剂 + 5%清油型冲洗剂；密度2.10 g/cm3加重配方：水 + 196%重晶石+ 20%石英砂 + 3% WH-2 + 5% WH-5，性能见表3。
Table 3. High density increases the performance of the isolator
表3. 高密度加重隔离液性能
说明：① 混浆实验比例顺序为领浆：隔离液：钻井液；② 冲洗效率是用320目水砂纸固定在六速黏度计外筒，68℃在钻井液中浸泡20 min，用300 r/min在隔离液中冲洗10 min，与原砂纸进行对比。
由于大量表面活性剂对领浆、钻井液不同比例混浆实验均可大于领浆自身稠化时间，上下密度差小于0.03 g/cm3，冲洗效率大于95%，满足了隔离液设计要求。
3.3. 提高顶替效率措施
1) 通井时，在井斜40˚~50˚和70˚~89˚以30 L/min排量做分段循环和短程起下钻，旋转活动钻具，以破坏岩屑床；通井到底后，用15 m3密度与钻井液相当，粘度150 S以上并加入1%~2% 10~15 mm长纤维的稠钻井液循环一周，将井内沉砂携带干净。
2) 优化钻具结构，采用φ139.7 mm加重钻具加φ139.7 mm钻具送入，替换原φ127 mm钻具，以降低循环摩阻，增大循环排量；
3) 下完套管后循环时改善钻井液的流动性能，动切降至10 Pa以内，粘度 ≤ 65 S，施工前注入30 m3粘度 ≤ 50 S、动切 ≤ 8 Pa、PH ≤ 8，具有抗钙性、冷却、不含油的先导泥浆，提高顶替效率；
4) 采用双车大排量注灰，使注灰过程水平段的上返速度大于0.9 m/s，确保水平段在注灰过程中达到紊流；
5) 水平段和大斜度段采用整体式弹性扶正器，水平段大斜度段每2根套管加1只、直井段每3根加1只装刚性螺旋扶正器。
3.4. 防气窜技术措施
1) 实际了解钻井过程中掉块情况，与同类型井做参考，再不测井径的条件西啊，确保尾浆能有效封至气顶，领浆返出悬挂器；
2) 拔出中心管，采用大于40 L/min排量循环，利用循环摩阻对下部水泥浆加压；
3) 如回压凡尔正常，未井漏，则不留上塞，防止钻穿水泥塞后，尾管内压力突然释放，套管快速收缩，水泥环弾性变化速度慢，易造成微间隙；
4) 水泥浆循环干净后第一时间加回压，回压值应考虑水泥浆全井段失重，最终回压值应大于或等于该失重值。
4. 现场应用
研发的双膨胀水泥浆体系和优选的前置液体系以及相关工艺技术首先在高庙33-9HF井产层固井得到应用，该井采用φ215.9 mm钻头钻至4046 m，悬挂器位置2191.8 m，与上层φ244.5 mm套管重叠294.02 m，尾管下深4045.5 m，固井施工过程为：1) 下完套管后29 L/s循环4 h；2) 投球，憋压15 MPa坐挂，倒扣30圈成功，憋球座18 MPa 3) 管线试压35 MPa；4) 注入密度2.07 g/cm3先导浆30 m3；5) 注冲洗液1 m3，密度2.10 g/cm3隔离液15 m3；6) 注密度2.15 g/cm3领浆50 m3，密度1.93 g/cm3尾浆31 m3；排量2.3 m3/min，泵压31~26 MPa；7) 压胶塞3 m3；8) 替浆40.32 m3，排量1.7~1.6 m3/min，泵压20 MPa；9) 水泥车替2 m3，至碰压，压力30 MPa；10) 拔出中心管循环；11) 加回压12 MPa；关井候凝48 h。
经电测解释固井质量全井优良，优质75%，良好17.7%，优良率92.7%，中等胶结2.4%。
该区域施工的江沙312井、江沙102-8井、高沙307-1、江沙201-4HF等井固井质量均评定为良好，较好的解决了川西沙溪庙组地层不规则井眼高密度气井固井质量低的难题。
5. 结论
1) 通井时破坏岩屑床，应用稠浆加长纤维携砂，优化冲洗液隔离液体系，提高注替排量是提高顶替效率的有效手段；
2) 性能良好的双膨胀水泥浆体系，尤其是水平井中析水为0，水泥石自身膨胀，是防止气窜，保证固井质量的前提；
3) 确保尾浆返高，最大限度的考虑水泥浆失重，利用拔出中心管后，大排量循环和环空加回压技术是压稳设计的关键。
基金项目
中原石油工程公司推广项目“中高温油井水泥降失水剂和缓凝剂推广应用”，编号：2018208T。