彭水区块页岩气水平井固井技术研究与应用

2014-11-09沈炜

油气藏评价与开发 2014年1期

沈炜

(中国石化华东石油工程有限公司固井分公司，江苏扬州 225101）

彭水页岩气勘探区块为中国石化的页岩气示范区，位于重庆市彭水苗族土家族自治县内，区内地层层系发育较全，基底为前震旦系板溪群浅变质岩，上覆盖层除局部缺失泥盆系，全区缺失石炭系、白垩系、第三系外，从震旦系至侏罗系其它沉积地层总厚度近万米。区内下寒武统水井沱组和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组发育厚层黑色页岩，富含笔石等生物，有机质丰度高，页岩气富集条件好，是页岩气勘探的主要目的层。

目前在该地区部署水平井4口，由于目的层为奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩，为保证井眼及井壁的稳定性，顺利实施水平井钻进，直井段及造斜段采用水基泥浆钻进，从入窗点开始采用油基泥浆钻进。因此，为了保证固井质量，实现有效的界面润湿反转，均采用了有效的驱油冲洗液及配套的冲洗工艺技术。同时为满足该区块水平井分段压裂增产措施的要求，固井采用了弹塑性水泥浆，保证了压裂过程井筒良好的密封完整性。

1 彭水区块页岩气固井技术特点分析

彭水区块目的层段泥岩中页理和微裂缝发育，其自身发育的微裂缝有利于储存更多的游离气。同时，彭页1井下志留统龙马溪组—上奥陶统五峰组泥页岩黏土矿物含量28.5%，石英含量44.5%，方解石含量5.18%。岩石学特征表明：黏土、脆性矿物含量适中，有利于压裂改造形成网状裂缝。然而，页岩气因其储层渗透率超低、气体赋存状态多样等特点，采用常规压裂形成单一裂缝的增产改造技术已不能适应页岩气藏的改造。多级压裂的特点是在同一口井中对不同的产层进行单独压裂。多级压裂增产效率高、技术成熟，适用于产层较多、水平井段较长的井。页岩储层不同层位含气性差异大，多级压裂能够充分利用储层的含气性特点使压裂层位最优化。

华东分公司首口页岩气水平井彭页HF-1井采用套管完井，选用分段压裂工艺，共分12段。第1段采用油管射孔后压裂，第2段至第12段采用电缆射孔与桥塞压裂联作技术，逐层进行封堵、射孔、压裂作业，共用压裂液近16 200m3，加砂1 330t左右，压裂施工圆满完成，创中国石化页岩气水平井压裂规模最大、施工分段层数最多、加砂量最大、施工用时最短纪录，为华东分公司页岩气水平井储层评价、压裂工艺、压裂设备和大型压裂施工现场组织管理以及相关配套措施积累了宝贵经验，对下一步页岩气开发具有重要指导意义。

页岩气的大规模开发伴随着分段压裂技术的进步，分段压裂技术使原本低产能井具有工业气流的能力，尤其是水平井分段压裂技术的不断成熟，使页岩气井产生了更高的经济效益。然而，水平井分段压裂技术的引入，对水泥石力学性能提出了更高的要求，对固井技术提出了新的要求和挑战。

彭水区块目的层为海相地层，由于裂缝发育，钻进过程存在严重漏失。因此，该区块固井特点主要表现在以下几个方面：

1）确保压裂前的密封完整性，保证压裂或小型压裂过程不漏不窜。固井施工过程中必须保证高效的顶替效率，候凝过程不产生气窜，水化收缩不产生微间隙和裂纹，同时一、二界面胶结良好才能有效的保证环空的密封完整性，满足压裂成功实施的基本条件。

2）保证压裂过程中的密封完整性，避免压裂过程中水泥环密封失效，影响压裂效果。由于实施套管固井分段压裂或射孔压裂联作，水泥环自身将承受较大的径向压应力和周向拉应力，容易导致水泥环产生裂纹或破坏，导致环空密封失效。

3）满足环空长期密封完整性，保证各层位间不发生流窜现象，实现有效封隔，保证开发效果。

4）彭水区块页岩气水平井水平段长度为1 000～1 200m，如何优选扶正器，提高水平段套管居中度，是保证固井质量的关键。

5）控制地层漏失，保证水泥返高，保证有效的固井质量。针对分段压裂需求，结合彭水区块页岩气固井技术特点，为了充分保证分段压裂技术的有效开展，对彭水区块当前页岩气固井技术开展分析和研究，满足非常规油气开发对固井质量的需求。

2 彭水区块页岩气井水泥浆体系选择

图1 压裂过程地层—水泥环—套管受力曲线Fig.1 stratum-cement sheath-casing loaded curves during fracturing

图2 不同弹性模量水泥环受力曲线Fig.2 Cement sheath loaded curves under different elasticity modulus

水泥浆形成C-H-S胶凝体后，压裂过程中在较高施工压力条件下，水泥环将承受径向压应力和周向拉应力，容易导致水泥环密封失效。通过数学建模（图1），开展数值模拟分析水泥环在施工压裂过程中受力大小（图2）可知：在施工压裂过程中随着施工压力的增加，水泥环自身受到压应力明显增加。通过研究发现当有效降低水泥石弹性模量时，能够降低在压裂过程中水泥石内应力，增强水泥石自身保护。因此，研究和开发能够增加水泥石抗拉强度并能有效降低水泥石弹性模量的水泥浆体系，对页岩气固井具有重要的意义。

通过添加弹性材料和增韧材料，改变水泥石的硬脆性以增加水泥石弹性，降低同等压力条件下水泥环内应力，使内部拉应力和压应力达不到水泥石的破坏条件，起到增韧阻裂的效果，优选SFP-1和SFP-2两种弹性材料[1,2]，借以改变水泥石硬脆特性，具体性能见表1。由表1可知，开发的水泥石与常规水泥石相比（3#）弹性模量降低50%，抗拉强度提高50%，明显改善水泥石硬特性，达到增韧止裂效果，且过渡时间短、零析水，满足水平井气层固井技术要求。

3 前置液体系的选择

目前该地区4口井均采用柴油基泥浆钻进，固井施工前置液采用了驱油型前置液和浆柱结构设计。其中彭页HF-1采用高效驱油隔离液Tuned spacerⅢ,润湿恢复能力＞25%，前置液注入顺序为：冲洗液+隔离液+先导浆。彭页2-HF、彭页3-HF、彭页4-HF采用了SCW高效驱油冲洗液和隔离液，润湿恢复能力＞35%，并采用了4级冲洗液结构，见表2，前置液注入顺序为：基油+清洗隔离液+驱油冲洗液+先导浆，保证有效的驱替效果，实现有效的润湿反转，保证了固井质量。

4 扶正器的选择与安放位置优化

通常扶正器包括钢性扶正器、弹性扶正器和树脂扶正器，在水平井段为了提高固井质量通常采用旋流型的钢性扶正器或树脂扶正器，部分井为了降低套管下入难度采用滚轮钢性扶正器。钢性扶正器由于受现场井况限制，增加了套管下入风险，同时外径较小，在水平段使用居中度不够理想。通过大量地面试验和现场应用，针对215.9 mm井眼下入139.7 mm套管扶正器开展了优选，选择恢复力大于4 000 N,且结构合理的双弓弹性扶正器能较好地满足施工要求。通过对比不同扶正器安放方案（表3），针对215.9 mm井眼采用一根套管安装一只扶正器方案，能够满足水平井固井居中度要求。全井居中度设计见图3所示，套管中部居中度达到67%以上，套管底端部居中度超过80%，满足了套管居中要求，下入过程未明显增加摩阻。

表1 弹塑性水泥浆体系性能（试验条件85℃）Table 1 Elastoplastic cement slurry system performance(test condition:85℃)

表2 彭水区块前置液的选择与使用Table 2 Selection and use of pad fluid in Pengshui block

图3 PY3-HF井套管居中度设计Fig.3 Casing centering degree design of well PY3-HF

5 现场应用

彭水地区4口已完钻井139.7 mm套管固井质量情况如表4所示，水平段固井质量均达到预期效果，固井质量达到良好及以上，压裂过程中未出现层间窜现象，为压裂施工提供良好的封固条件。由于4口已完钻井在钻进过程中均发生了不同程度的漏失，影响了固井施工，主要表现在：1）采用超低密度领浆，导致直井段固井质量相对较差（表5）；2）施工过程中，为了防漏，施工排量均较低，对冲洗效果有一定的影响；3）固井施工过程中有3口井发生漏失，导致水泥浆返高不够；4）彭页2-HF、彭页3-HF、彭页4-HF采用的水泥浆体系、前置液及固井方案更优于彭页HF-1井。

目前彭页HF-1井和彭页3-HF已经完成分段压裂，实现了23段分段压裂，经受了65 MPa及以上压裂施工的考验，施工过程中无层间窜漏现象。目前彭页HF-1井单井日产量2×104m3以上，取得了初步的勘探效果。