四川盆地威远区块页岩气水平井固井技术浅析

钟文力,蒋 宇,唐 哲

(中国石化西南石油工程有限公司固井分公司,四川德阳618000)

四川盆地威远区块页岩气水平井固井技术浅析

钟文力,蒋 宇,唐 哲

(中国石化西南石油工程有限公司固井分公司,四川德阳618000)

针对威远区块页岩气水平井水平段长、套管居中度不高、油基钻井液与水泥浆兼容性差、驱替顶替效率不高、后期大型压裂易造成环空窜气等难点,通过合理安放扶正器保证套管居中、优化前置液技术、采用塑性水泥浆体系等几个方面提出了技术对策。下套管前认真通井,清洁净化井眼,采用套管“抬头”技术,斜井段以下采用旋流刚性扶正器和整体式弹性扶正器交叉使用的方式,可以保证套管居中度在72％以上。冲刷隔离液削弱油膜的结构力和内聚力,达到较好冲刷效果;具有一定黏度的加重隔离液有效隔开油基钻井液和水泥浆。通过加入特制塑性剂材料提高水泥石形变能力,达到固井及压裂的要求。现场应用表明,该技术提高了水泥环的封固质量,为今后该地区页岩气水平井固井提供了技术支撑。

威远区块;油基钻井液;页岩气;固井

威远页岩气区块位于四川长宁—威远国家级页岩气区内,初步估算页岩气有利开发区面积约为4000km2,页岩气资源量为1.89×1012m2。该区龙马溪组页岩储层埋深从西北至东南方向逐渐变深,具有埋深差异大、地层压力系数差异大的特点[1-4]。由于页岩储层渗透率极低,目前只有通过水平井+大规模水力压裂的方式才能达到商业开发,所以水平井钻完井技术是页岩气开发的核心技术之一。与常规固井相比,页岩气井固井除水泥浆性能要求高外,还需要安全下入长水平段套管和提高套管居中度,采用有效手段驱替油基钻井液及满足后期压裂要求[5-11]。

西南油气分公司在该区块部署了一口页岩气预探水平井——威页1HF井,笔者通过对该页岩气水平井固井技术的研究与分析,并针对难点提出了相应的技术措施,为该地区今后页岩气水平井固井提供宝贵经验。

1 页岩气井基本情况

威页1HF井是位于四川盆地白马向斜东北部缓坡带上的一口页岩气预探水平井,目的层为志留系龙马溪组的灰黑色页岩,录井显示好,全烃高。完钻井深4788.00m、垂深3621.61m、水平段长度达1008m,其井身结构如图1所示。

威页1HF井在产层段钻进中采用油基钻井液,密度为2.07g/cm3,黏度为90s,油水比达到95∶5,该井基本情况如表1所示。该井井底温度高达116℃,压力为73MPa,属于高温高压,对水泥浆性能要求高、固井难度大。通过合理安放扶正器、优化管串结构、优化前置液体系和水泥浆性能,保证了现场施工的连续性,以使固井声幅质量达到优质。

表1 威页1HF井基本参数表Table 1 Basic parameters of the well Weiye 1HF

2 固井技术难点

2.1 水平段下套管难度大

威页1HF井水平位移为1342.34m,水平段长,摩阻较大,套管很难顺利下至预定位置。

2.2 提高顶替效率难度大

斜井段、水平段套管由于自重贴边,极易导致套管偏心,使套管低边的钻井液驱动困难,易形成高边窜槽,影响水泥浆的顶替效率[12-14]。

油基钻井液性能对固井质量的影响主要反映在顶替效率、水泥石强度及第二界面胶结程度上,油基钻井液比水基钻井液驱替更加困难,且油基钻井液与水泥浆的相容性差。为了防止井壁失稳、保证有效的携岩效率,钻井液的密度、黏度一般较高,流动性差,严重影响固井顶替效率。

另外,由于残存的泥饼和死钻井液被滞留,导致水泥浆不能完全顶替钻井液,导致水泥环不完整。

2.3 水泥环密封完整性面临挑战

为最大限度发挥页岩气水平井的产能,需采取大规模增产措施,但大型分段压裂产生的巨大压力会破坏水泥环和套管之间的密封完整性。由于普通水泥石材料的抗压、抗拉强度相差较大,易产生宏观裂缝,严重影响后期采气及井的使用寿命[15-16]。因此,要求水泥环必须具备较好的抗冲击能力和韧性。

3 固井技术措施

针对页岩气水平井的特殊性,完井时:①要保证井眼的通畅和稳定性,确保套管顺利下放到位;②合理安放扶正器,提高套管在水平段和斜井段的居中度;③优化前置液冲洗技术,提高冲刷效果;④优化水泥浆配方,保证水泥环有效封固气层及增强抗冲击强度。

3.1 套管下入技术

3.1.1 认真通井,清洁净化井眼

在下套管前使用不低于套管串刚度的钻具组合进行通井,对存在严重“狗腿”井段要重复划眼,下完套管后,模拟固井施工排量,使用稠浆携砂,适当调整钻井液,控制动切力小于15Pa、塑性黏度为50～75mPa·s,改善其流动性,以清洁、净化井筒,为提高顶替效率创造条件。

3.1.2 套管“抬头”技术

在管串设计中,充分考虑套管引鞋居中,避免引鞋直接朝向井壁形成硬接触,增大下行阻力。靠近引鞋使用短套管(通常为1m),通过在短套管上加入扶正器,确保引鞋“抬头”居中。

3.1.3 优选扶正器,提高居中度

随着水平位移增加,对扶正器的性能提出了更高的要求。整体式弹性扶正器具有较高的复位力,旋流刚性扶正器不仅在下套管中能减轻遇阻冲力;而且能对环空水泥浆产生旋流,提高顶替效率。套管加密使用扶正器能保证套管最大居中度,既利于提高顶替效率,也利于提高环空水泥环均匀性[17-19]。

固井软件模拟结果表明,该井斜井段以下采用旋流刚性扶正器和整体式弹性扶正器交叉使用的方式,可以保证套管居中度在72％以上。

3.2 前置液冲洗技术

油基钻井液的基本组成是油、水、有机黏土和油溶性化学处理剂,具有抗高温、抗盐钙侵蚀、稳定井壁、润滑性好及对油气层损害小等优点[20-22]。然而在固井中,油基钻井液与水泥浆的相容性差,井壁和套管上附着的油膜很难清洗干净,导致水泥环与套管和井壁之间形成微环隙。且油基钻井液塑黏大,黏度高,顶替效率难以保证。针对这一难点,主要采用高效前置液冲洗技术。

前置液包括冲刷隔离液和加重隔离液,具有润湿反转性能,与油基钻井液和水泥浆相容性好,具有较好的悬浮稳定性。前置液密度根据固井前钻井液和水泥浆的密度进行确定,原则是:钻井液的密度小于冲刷隔离液的密度小于加重隔离液的密度小于水泥浆的密度;确保钻井液、前置液和水泥浆之间具有一定的密度差,以提高顶替效率。前置液用量满足接触时间不小于20min。冲刷隔离液中的油基冲洗剂易在油膜的表面渗入,削弱油膜的结构力和内聚力,达到较好冲刷效果,提高界面胶结质量。在实验室内模拟前置液冲洗油基钻井液的效果(图2),结果可见,冲刷时间为19min时,套管壁基本清洗干净。

同时,为了有效驱替高塑黏、高密度油基钻井液,采用了具有一定黏度的加重隔离液,有效隔开油基钻井液和水泥浆。在威页1HF井中,前置液用量为58m3,起到了良好的冲刷、携带和隔离效果。

3.3 优化水泥浆体系

为改善水泥石韧性、提高水泥石的抗冲击力,在页岩气水平井固井水泥浆中加入BS600塑性剂,配方灰样为葛洲坝G级∶加重剂∶塑性剂∶膨胀剂∶降失水剂=100∶70∶1.5∶2∶0.7。

在116℃、73MPa、30min条件下,主要性能:密度为2.30g/cm3、流动度为21cm、初始稠度为18.5Bc、API失水为36mL、24h抗压强度为16.5MPa、沉降稳定性为零(BJ实验法)、自由水为零、稠化过渡时间为6min(从40Bc到100Bc的时间)。

该塑性剂材料提高水泥石形变能力,改进后的水泥浆体系不仅具有常规水泥浆优良的综合性能,而且提高了水泥石的力学性能。

4 现场应用及效果

4.1 现场施工

威页1HF井固井设计的浆柱结构为:冲洗液4m3(1.03g/cm3)+冲刷隔离液30m3(2.20g/ cm3)+加重隔离液20m3(2.25g/cm3)+冲洗液4m3(1.03g/cm3)+领浆85m3(2.30g/cm3)+尾浆55m3(2.30g/cm3)。固井软件模拟发现,注替过程中施工压力高达30MPa。因此在施工现场采取3车注水泥浆,降低地面管线压耗,注浆时最高压力为22MPa。同时严格按照固井设计施工,从注前置液开始,保证注替排量在1.8m3/min以上,环空上返速度达到1.0m/s左右,水泥浆密度误差在0.01g/cm3左右,确保施工连续性及稳定性。在替浆过程中,水平段套管采用较低密度钻井液(1.40g/cm3),增加水平段套管在水泥浆中的浮力,提高套管居中度。

现场返浆口观察发现,前置液与水泥浆的分界面非常明显,混浆带少,初步推断水泥浆的顶替效率较高,充填较好。取回的水泥浆样品在13h内开始起强度,24h内强度达到10MPa,水泥石达到了较好的密封性能。

4.2 固井质量

威页1HF井固井质量合格率为98％,优质率达到88.8％,水平段优质率为100％。说明,该水泥浆体系可以很好地满足该区块页岩气水平井固井,为该区固井提供了宝贵的经验。

4.3 井筒密封完整性满足增产作业要求

目前,威页1HF井已完成分段压裂作业,施工泵压为75～91MPa,排量为10～15m3/min,累计泵入液量29003m3。施工过程及后期环空均无窜气,水泥环的密封完整性得到了检验。

5 结束语

(1)合理进行扶正器的选型和间距设计,尽可能提高套管居中度。

(2)优化前置液结构、冲刷和携带油膜是提高第二界面固井质量的关键;通过研制新型前置液技术,有效洗净和携带套管壁和井壁的油膜,提高了胶结强度。

(3)优化水泥浆体系,增强水泥石性能,降低射孔等作业对水泥环造成的伤害,提高水泥环气层封固能力。

(4)建议不断完善页岩气水平井固井技术方案,形成有区域特色的页岩气水平井固井技术,推动国内页岩气勘探开发的进程。

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Analysis of Cementing Technology for Shale Gas Horizontal Well in the Weiyuan Block of Sichuan Basin

Zhong Wenli,Jiang Yu,Tang Zhe
(Cementing Company of Sinopec Xinan Oilfield Service Corporation,Deyang,Sichuan 618000,China)

Because drilling horizontal wells for development of shale gas in Weiyuan block have some features,including long horizontal section,low degree of casing centralizing,poor compatibility of oil based drilling fluids and cement slurry, low displacement efficiency of slurry,easy to cause the annular gas channeling by late large scale fracturing,etc.,the technical countermeasures have been put forward,such as install centrilizers properly to keep the casing centering,optimize the pad fluids,adopt the plastic cement slurry system,etc.Before running casing,drifting must be done seriously to clean the wellbore,and combined with the technique of heaving lower casing end,installing swirl rigid centralizers and intergral elastic centralizers alternately below the inclined well section to guarantee the casing centering above 72％.The spacer can flush and weaken the structural force and cohesive force of the oil film to obtain better flushing results,and weighted spacer with a certain viscosity may separate the oil based drilling fluids and cement slurry.By adding the specific plastic material, the deformation capacity of set cement can be improved to meet the requirement of cementing and fracturing.Field application showed that the technology has improved the isolating quality of cement sheath,which can provide the technical support for cementing of shale gas wells in the area in the future.

Weiyuan block;oil based drilling fluids;shale gas;cementing

TE256

:A

钟文力(1987年生),男,硕士,工程师,从事固井技术研究工作。邮箱:290941494@qq.com。