页岩气井固井技术难点分析*

2016-02-10夏元博曾建国张雯斐天津中油渤星工程科技有限公司CNPC钻井工程重点实验室油气钻井技术国家工程实验室

天然气勘探与开发 2016年1期

夏元博曾建国张雯斐（1.天津中油渤星工程科技有限公司　2.CNPC钻井工程重点实验室　3.油气钻井技术国家工程实验室）

页岩气井固井技术难点分析*

夏元博1,2,3曾建国1,2,3张雯斐1,2,3
（1.天津中油渤星工程科技有限公司2.CNPC钻井工程重点实验室3.油气钻井技术国家工程实验室）

摘要页岩气是我国一个新的天然气矿种，具有非常广阔的开采前景。页岩气藏属于低孔低渗气藏，其特殊的生产方式对固井质量要求非常高。但页岩气藏地质特征、钻完井方式及开发方式决定了页岩气井固井难度远远大于常规油气井。结合我国页岩气资源特点，从顶替效率、水泥环完整性和水泥浆体选择三方面分析页岩气井固井技术难点，以期对页岩气固井技术开发提供帮助。分析表明：不规则井眼条件下的水平井固井、保证水泥环长期完整性和水泥浆性能与成本的平衡问题是我国页岩气井固井作业的主要难点。建议从“水平井复杂井况下提高顶替效率技术、水泥环长期完整性评价技术、页岩气固井水泥浆体系”三方面加强技术攻关，以提高我国页岩气井勘探开发效益。参11

关键词页岩气固井顶替水泥环完整性水泥浆

0　前言

页岩气是我国一个新的天然气矿种。初步预测表明我国页岩气地质资源（15～30）×1012m3［1］，国家发改委公布的《页岩气发展规划(2011～2015)》计划到2015年我国页岩气产量达到65×108m3，到2020年达到（600～1000）×108m3，具有非常广阔的开采前景。页岩气藏属于低孔低渗气藏，一般采用水平井开发，完井措施复杂，对固井质量要求非常高。由于页岩气井储层易塌易漏、后期增产措施多、生产周期长等特点，页岩气井固井难度远远大于常规油井。结合我国页岩气资源特点，从顶替效率、水泥环完整性和水泥浆体选择三方面分析页岩气井固井技术难点，以期对页岩气固井技术开发提供帮助。

1　提高顶替效率难点分析

（1）井眼条件差

我国页岩气资源勘探潜力最大的为南方区域［2］，气藏储层埋藏深、构造活动剧烈，页岩中混杂的石英等脆性物质在构造运动作用下易导致页岩层微裂缝发育，钻井过程井下漏失风险高。滇黔北页岩气井目的层钻进时多口井出现不同程度漏失，单井最多漏失2000余立方米，固井安全密度窗口极窄。

页岩气一般采用水平井钻进，井眼方位平行于最小水平地应力方向，以保证在后期的压裂过程中可使更多天然裂缝与诱导裂缝彼此连通，提高页岩气采收率［3］。由于页岩层理发育、黏土成分含量高、非均质性严重，本身稳定性差，沿最小水平地应力方向钻进更进一步增加井壁坍塌的风险［4］。威远、长宁页岩气井高伽玛碳质页岩井段井眼垮塌现象尤为严重，造成多次井下复杂事故。一般情况下，页岩气井井径规则程度较差。

由于井壁稳定条件差，尤其是地层漏失的影响，固井前大排量循环钻井液、钻井液性能调整等井眼准备工作充分开展难度较大，固井工程时应充分考虑。

（2）管柱居中难

为增大页岩气储层裸露面积，页岩气水平井水平段较长，一般为1500 m甚至更长，套管下放摩阻较大［5］；页岩气井井径规则程度较差，增加了下套管过程中硬卡的风险；同时，由于页岩本身稳定性差，下套管过程中对井壁的刮擦易引起井壁坍塌等事故。从套管安全下入的角度的设计，管柱扶正器数量一般较少，基本不可能做到一根套管下一只扶正器。根据管柱居中度模拟计算，对于水平井，一根套管下一只扶正器时管柱居中度一般也仅能达到40%～50%，两根套管下一只扶正器是管柱居中度仅为20%～30%。所以页岩气井管柱居中度很难满足固井一般要求。

（3）钻井液的安全风险大

为提高钻井液的抑制性，减小钻井复杂的风险，页岩气井目的层钻进一般采用油基钻井液钻进［6］。油基钻井液易在井壁及套管上附着油膜，且清洗较困难，不利于水泥环与套管及井壁的胶结。同时，油基钻井液一般与水泥浆相容性不好，混浆后易形成高黏混浆段，存在施工安全风险。

（4）常规顶替措施难以奏效

对于普通水平井，文献中记载有多种技术措施可提高顶替效率，如紊流接触时间、有效层流顶替、壁面剪应力固井等[7－8]。由于页岩气藏井壁问题突出，文献中记载的部分提高顶替效率的顶替参数设计原则很难实现。如紊流接触时间，由于页岩中粘土易遇水膨胀而引起井壁垮塌，页岩气井固井时无法注入足量冲洗液。对于有效层流顶替、壁面剪应力固井强调的增大水泥浆流动阻力以有效驱替钻井，由于固井安全密度窗口窄、井深等页岩气井客观存在的条件，实现难度较大。

2　保证水泥环完整性难点分析

（1）压裂作业时水泥环完整性差

页岩气储集层通常呈低孔、低渗透率特征，气流阻力比常规天然气大，储层无自然产能，因此所有的井都需要实施储层压裂改造才能开采出来。我国页岩气储层埋藏深、地应力一般受逆断层或走滑断层控制，储层破裂压力较高。如滇黔北页岩气示范区筇竹寺组页岩层，粗略计算破裂压力在70 MPa左右，压裂作业时水泥环需承受很大的套管内压。根据文献中记载的完整性分析结论[9－10]，需要较低弹性模量、弹性变形能力强的高性能水泥石才能满足压裂条件下水泥环完整性要求，大大限制了水泥浆体系的选择范围。

（2）水泥环长期完整性保持难

页岩气在泥页岩地层中主要以游离态和吸附态存在。游离气渗流速度快，初期产量较高，但产量下降快；相反，吸附气解析、扩散速度慢，产量相对较低，但属于页岩气稳产期。进入该时期后产量递减速度慢，使得生产周期变长，一般页岩气井生产寿命可达30～50年。同时，页岩气井服役期间，需进行多次、重复压裂，以保证页岩气产量。目前针对水泥环完整性的文献，一般多考虑完钻后井周地应力得到部分释放，着重研究短期内套管内压变化对水泥环完整性的影响。事实上，由于构造运动的影响，长期时间内地应力会重新加载在水泥环边界。而根据文献记载[11]，当考虑地应力对水泥环作用时，水泥石则需要高强度以满足水泥环完整性要求，与短期压裂作业时水泥石力学性能要求不同。目前对于保证水泥环长期完整性的深入研究基本没有，水泥石力学性能选择仍以压裂作业时水泥石力学性能需求为主。

3　水泥浆体系选择难点分析

（1）水泥浆性能要求高

页岩气固井水泥浆性能设计应综合考虑井壁稳定、施工性能、储层保护、水泥环完整性等因素，且性能数据要求严格，体系设计难度较大，主要表现在以下几方面：

井壁稳定方面：水泥浆密度应严格控制，减小井下温度压力对水泥浆密度的影响；水泥浆失水应严格控制，避免固井过程井壁垮塌堵塞环空。

施工性能方面：水泥浆沉降稳定性、自由水等参数均应严格控制，以满足水平井固井一般技术要求。

储层保护方面：水泥浆体系应具有较高的渗流阻力，同时可迅速形成薄而密的滤饼，减小水泥浆渗流对储层的污染程度；另外水泥浆体系应具有良好的酸溶率，利于酸化压裂作业。

水泥环完整性方面：水泥石同时具有较高强度和较低弹性模量，以同时压裂及长期完整性要求。

（2）水泥浆成本控制严格

页岩气采收率较低、生产周期较长，所以页岩气进入工业化生产阶段后，钻完井成本控制将变得非常重要。而我国页岩气资源埋藏深、丰度低，且页岩气资源勘探潜力最大的南方区域缺乏适合地形特征的“丛式水平井工厂化”作业模式，控制钻完井成本愈发显得重要。所以在固井材料的设计与选择上，控制材料成本又成为一个不可逾越的难点。