威远区块页岩气水平井固井技术难点及其对策

袁进平　于永金　刘硕琼　徐 明　李连江　沈吉云

1.中国石油集团钻井工程技术研究院　2. 中国石油长城钻探工程公司固井公司

威远区块页岩气水平井固井技术难点及其对策

袁进平1于永金1刘硕琼1徐 明1李连江2沈吉云1

1.中国石油集团钻井工程技术研究院2. 中国石油长城钻探工程公司固井公司

袁进平等. 威远区块页岩气水平井固井技术难点及其对策.天然气工业,2016,36(3):55-62.

针对四川盆地威远—长宁国家级页岩示范区威远区块页岩气水平井固井中所面临的油基钻井液与水泥浆不相容、高密度油基钻井液驱替困难、水泥环在大型体积压裂条件下易破坏等问题，有针对性地开展了水泥环密封力学参数理论依据、保证界面胶结的驱油前置液、满足压裂条件的韧性水泥石和有利于井筒密封的固井工艺技术等研究，取得了如下成果：①建立了考虑水泥环塑性特征及界面胶结强度的水泥环密封完整性理论模型，可指导页岩气水平井水泥石力学性能设计，减小微间隙的发生；②开发了驱油前置液，其对油基钻井液的冲洗效率超过90%且与油基钻井液及水泥浆相容性好；③根据水泥环密封完整性理论模型所开发的韧性水泥石，在保证相对较高抗压强度的同时杨氏模量降低30%；④确定了清水顶替等适用于页岩气井的固井技术，有利于保证井筒的密封性能。该研究成果应用于现场的12口井，水平段平均固井优质率达到92%，后期压裂效果良好，有效地保证了井筒的密封完整性，为页岩气高效开发提供了技术支撑。

四川盆地 威远—长宁国家级页岩示范区 威远区块 页岩气水平井 井筒完整性 驱油前置液 韧性水泥 理论模型固井

我国页岩气资源丰富，但是与美国页岩气开发相比，难度相对较大，在页岩气形成地质年代、埋深、保存条件、钻井难度及压裂压力等方面均存在较大差异。地质年代方面美国页岩气较新（上古生界和中生界，以海相地层为主，地质构造相对稳定），中国页岩气较老（地质构造相对活跃，聚集规律比美国复杂）；埋深：美国1 000～3 500 m，中国1 500～5 000 m；钻井难度：美国相对较小，中国相对较大；压裂压力：美国50～70 MPa，中国60～100 MPa。中国页岩气井井深、温度压力高、压裂压力高，对固井提出更高要求，保证井筒完整性难度更大[1]。就国外的页岩气井固井技术而言，在油基钻井液用高效前置液方面，国外已形成普通表面活性剂、乳化、纳米乳化、多重乳化等系列前置液体系，并在现场大量应用；在页岩气固井水泥浆体系方面，已形成韧性可膨胀水泥浆体系（哈里伯顿公司ElastiCem Cement、斯伦贝谢公司Flexstone及BJ公司DuraSet）、泡沫水泥体系（BJ公司Automated Foam Cement）、酸溶水泥体系、防窜水泥浆体系等；在页岩气水平井配套固井工艺方面，已形成专业固井设计软件，可以对扶正器不同加放条件下的套管居中度、不同浆体流速下的顶替效率、各个施工阶段下的井口压力与环空压力等进行模拟和优化。页岩气勘探开发在中国刚起步，相应的固井技术还处于摸索阶段，为保证页岩气高效开发，有必要针对页岩气水平井固井技术难点，对页岩气井固井技术进行系统研究。

1　页岩气水平井固井技术难点及井筒完整性影响因素

页岩气藏的地质储层特征和提高单井产能的勘探开发目标决定了页岩气水平井钻完井工艺特点，而地质储层特征及钻完井工艺特点又共同决定了页岩气井固井所面临的难点。

页岩气井地质储层特征对固井带来的难点在于：①威远页岩气地层压力高、可压性差，后期压裂压力高，高压裂压力对后期井筒密封带来挑战；②页岩储层具有薄片状的层理，其强度、泊松比等各向异性十分突出，使得页岩具有水敏性强、易垮塌等特点，下套管难度大，保证固井顶替效率困难。

页岩气井钻完井工艺特点对固井带来的难点在于[2-13]：①长页岩水平段（1 500～2 000 m）造成固井时套管顺利下入到位与保证套管居中难度大。②由于页岩地层的井壁稳定性问题和储层保护问题突出，在页岩层段钻进中普遍采用了油基钻井液。油基钻井液黏度高、附着力强，常规水基前置液对其清洗和驱替效果差，且水泥浆与油基钻井液之间不具有相容性。如油基钻井液不能被有效驱替，井壁和套管壁不能形成水润湿表面，会严重影响水泥环的一二界面胶结，对后期的储层改造极其不利。③页岩气井所采用的体积压裂对水泥环力学性能要求高。在高压裂压力下，压裂过程井筒内温度变化对套管抗外挤强度有影响，增加套管失效风险；水泥环密封对套管抗内压强度要求高；高压裂压力导致的套管变形与环空带压问题突出。④在页岩气井固井中，压裂车清水顶替施工压力高，需配套高压力级别固井装备；对固井工具附件要求高，需采用高反向承压浮箍、耐磨胶塞等。

2　页岩气水平井固井关键技术

2.1水泥环密封完整性理论模型

在页岩气井压裂和生产过程中，水泥环密封完整性的失效形式包括水泥环本身的破坏，即拉张、剪切破坏，同时，压裂过程的高压及其后压力的卸载亦可导致在第一界面（水泥环—套管界面）或第二界面（水泥环—围岩界面）产生环空微环隙（下称微环隙）。

为了全面分析页岩气井压裂和生产过程中的水泥环完整性问题，建立了考虑水泥环塑性特征及界面胶结强度的组合体力学模型[14]（图1）。通过模拟水力压裂等施工作业中套管内压力先上升（加载）后下降（卸载）的过程，分析微环隙产生的原因、推导计算变内压下界面微环隙大小的理论公式，定量计算水泥环破坏及第一界面、第二界面微环隙发展，实现了压裂全过程水泥环完整性分析，并采用本文参考文献[15]中组合体完整性模拟实验数据对模型进行验证。

图1　套管—水泥环—围岩组合体模型图

本文采用四川页岩气示范区威204H3-3井现场数据（表1），模拟水力压裂加载—卸载全过程，分析水平段（井深3 500 m）套管—水泥环—围岩体系的受力状态，校验不同力学参数条件下压裂过程中水泥环是否会发生受压破坏及是否会出现微环隙。通过计算分析，对压裂过程中水泥环完整性失效问题进行了梳理，并提出对应的解决思路，为固井设计提供依据，指导现场施工及材料参数设计。

表1　威204H3-3井施工及材料参数表

压裂过程中，随着套管内压力上升，第一、二界面接触压力也随之上升，且第一界面最大压力高于第二界面最大压力（图2）。水泥环受力和水泥石杨氏模量有关，由图3可以看出，在抗压强度一定的情况下，水泥石杨氏模量越低，第一界面接触压力越小，水泥石越不容易发生受压破坏。

图2　第一、二界面压力随套管内压变化图

图3　第一界面最大压力与水泥石杨氏模量关系图

随着套管内压力升高，水泥环会由内边界开始逐渐进入塑性区（图4），进入塑性区的水泥环会产生不可恢复的塑性变形，而套管变形则可完全恢复，在卸载过程中，随着井口压力的减少，水泥环内边界和套管外边界逐渐分离，在第一界面产生环间微间隙（图5）。由图4及图5可知，水泥石杨氏模量越低，塑性区厚度越小，同时微环隙也越小。

图4　塑性区厚度与套管内压关系图

图5　微环隙大小与水泥石杨氏模量关系图

水泥环是否发生塑性变形及微环隙的大小也和水泥环强度有关（图6、7），水泥石屈服强度越高，塑性区厚度越小，同时微环隙也越小。

为了获得能够在压裂过程中保障井筒完整性所需的水泥环力学参数，分别改变水泥环屈服强度及杨氏模量，计算压裂过程中第一界面最大压力及微环隙。结果表明，具有高强度、低杨氏模量的水泥石可满足压裂要求（表2中绿色部分）。

图6　塑性区厚度与水泥石屈服强度关系图

图7　微环隙大小与水泥石屈服强度关系图

表2　不同水泥环力学性能条件下压裂过程中第一界面最大压力及微环隙计算结果表

研究结果表明，对于同一水泥石，降低杨氏模量或提高水泥石抗压强度、提高界面胶结力，是防止水泥发生破坏及产生微环隙的有效手段。结合模型分析，从水泥浆配方、施工工艺等多方面进行了优化。优化了前置液体系，提高顶替效率，以保证良好的界面胶结强度，防止界面出现微环隙；对水泥石进行韧性改造，降低杨氏模量，以防止水泥石受拉、受剪破坏和微环隙产生，提升系统保持完整性的能力；采用清水作为后置液等工艺措施，以提高界面接触力，防止微环隙的出现。理论计算结果在实际应用中效果较好，压裂井未出现环空带压问题。

2.2驱油前置液体系

为防止页岩吸水膨胀后垮塌，保持钻进过程中井壁稳定，威远页岩气水平井钻井一般采用高密度油基钻井液体系，但在固井过程中为了保证施工安全及水泥环良好胶结，需要在注水泥作业前注入针对油基钻井液的驱油前置液，清除二界面上存留的油膜及油浆，改变井壁及套管壁上的润湿性能，保证后期水泥环界面胶结质量。

2.2.1驱油前置液体系组分

驱油前置液体系主要由前置液悬浮剂DRY-S1、前置液高温悬浮剂DRY-S3、前置液冲洗剂DRY-100L、前置液冲洗剂DRY-200L及加重材料等组成。其中前置液悬浮剂DRY-S1及DRY-S3是保证体系具有良好的悬浮稳定性能，前置液冲洗剂DRY-100L、DRY-200L中含有表面活性剂、有机溶剂等成分，提高对油基钻井液的清洗能力。

2.2.2驱油前置液体系性能评价

2.2.2.1体系沉降稳定性评价

驱油前置液基本配方：清水+2.0%前置液悬浮剂DRY-S1+2.5%前置液高温悬浮剂DRY-S3+2.0%前置液冲洗剂DRY-100L+8.0%前置液冲洗剂DRY-200L+X%加重剂+1.0%缓凝剂DRH-200L+0.2%消泡剂DRX-1L。

由表3中数据可知，2.10～2.30 g/cm3密度范围驱油前置液在90 ℃及120 ℃条件下均具有良好的沉降稳定性，上下密度差均低于0.03 g/cm3满足固井施工要求。

表3　高密度驱油前置液沉降稳定性表

2.2.2.2驱油前置液体系界面润湿反转及冲洗效果评价

通过定性及定量两种方法评价了驱油前置液对钢板表面润湿反转情况。方法1：如图8所示，图8-a所示为清水在洁净钢板表面的润湿情况；图8-b为洁净钢板浸泡过油基钻井液后清水在钢板表面的润湿情况，从图8-b可以明显看出，浸泡油基钻井液后钢板表面黏附油成分，清水在钢板表面润湿明显变差；图8-c为浸泡油基钻井液后用驱油型前置液清洗后清水在钢板表面的润湿情况，从图8-c可以看出，用驱油前置液清洗浸泡油基钻井液的钢板表面后，由于钢板表面由亲油状态转化为亲水状态，清水在钢板表面润湿性能明显转好。

图8　清水在不同状态钢板表面的润湿情况图

方法2：将图1中a、b、c三种情况测定表面接触角，实验结果如表4所示。清水在表面的接触角，表征了清水在表面的铺展能力，接触角越小表明铺展能力越高，表面润湿性越好，驱油型前置液能够明显降低浸油基钻井液的表面接触角，表明驱油前置液的润湿反转能力强。

表4　清水在钢板表面润湿情况表

采用六速旋转黏度计法将驱油前置液（密度2.20 g/cm3）对油基钻井液（密度2.10 g/cm3）冲洗效果进行了评价，从图9中可以看出，图9-a为油基钻井液浸泡后的黏度计外筒，采用驱油前置液对油基钻井液冲洗2 min后（图9-b）再用清水冲洗1 min（图9-c），旋转黏度计筒壁上基本冲洗干净，冲洗效率基本上达到100%。由此说明，驱油前置液体系针对油基钻井液的冲洗效果良好，可在较短时间内达到较高的冲洗效率。

图9　驱油型前置液对油基钻井液冲洗效果图

2.2.2.3驱油前置液与油基钻井液及水泥浆的相容性评价

油基钻井液（密度2.10 g/cm3）、水泥浆（密度2.25 g/cm3）及驱油前置液（密度2.20 g/cm3）的相容性评价结果如表5所示。

表5　相容性评价结果表

从表5中数据可以看出，驱油前置液与油基钻井液及高密度水泥浆均具有良好的相容性，满足固井施工要求。

2.3韧性水泥浆体系

2.3.1韧性水泥浆体系设计思路

①丁苯胶乳DRT-100L是性能优良的增韧防窜剂，配合粉体增韧防窜剂DRT-100S对水泥石起到双重增韧效果；②同时优选石英砂、铁矿粉粒径，配合微硅提高水泥石紧密堆积程度，从而在宏观上可一定程度上提高韧性水泥石强度；③优选与增韧防窜剂配伍性能好的配套外加剂，调节水泥浆施工性能；④优化韧性水泥浆/水泥石综合性能，满足2～3 d质量检测要求及长期密封要求。

2.3.2韧性水泥浆体系性能评价

2.3.2.1常规密度韧性水泥浆体系

配方1号：夹江G级水泥+20%石英砂+3%微硅+2.0%降失水剂DRF-120L+X%缓凝剂DRH-200L+0.6%分散剂DRS-1S+8%胶乳DRT-100L+1.2%胶乳调节剂DRT-100LT+2%增韧防窜剂DRT-100S+0.15%稳定剂DRK-3S+消泡剂DRX-1L+抑泡剂DRX-2L+水（水泥浆密度1.92 g/cm3）。

从表6可以看出，常规密度韧性水泥浆综合性能良好， API滤失量可以控制在50 mL以内，上下密度差低于0.03 g/cm3，无游离液，满足页岩气水平井水平段固井要求。

表6　常规密度韧性水泥浆综合性能表

2.3.2.2高密度韧性水泥浆体系

不同密度水泥浆配方如下：

2号：夹江G级水泥+3%微硅+50%精铁矿粉+2.0%降失水剂DRF-120L+X%缓凝剂DRH-200L+0.8%分散剂DRS-1S+10%胶乳DRT-100L+ 1.4%胶乳调节剂DRT-100LT+0.6%稳定剂DRK-3S +消泡剂DRX-1L+抑泡剂DRX-2L+清水（2.15 g/cm3）

3号：夹江G级水泥+3%微硅+80%精铁矿粉+2.0%降失水剂DRF-120L+X%缓凝剂DRH-200L+0.8%分散剂DRS-1S+10%胶乳DRT-100L+ 1.4%胶乳调节剂DRT-100LT+0.6%稳定剂DRK-3S +消泡剂DRX-1L+抑泡剂DRX-2L+清水（2.30 g/cm3）

从表7可以看出，高密度韧性水泥浆综合性能良好， API滤失量可以控制在50 mL以内，上下密度差低于0.03 g/cm3，无游离液，满足页岩气水平井直井段固井要求。

表7　高密度韧性水泥浆综合性能表

2.3.3韧性水泥石力学性能评价

对不同密度的水泥石抗压强度及杨氏模量进行了评价，结果如表8所示。

表8　韧性高密度水泥石力学性能表

从表8中数据可以看出，经韧性改造后的常规密度（1.92 g/cm3）水泥石与未经韧性改造的水泥石相比，水泥石抗压强度降低20%，而水泥石杨氏模量降低了32%；经韧性改造后的高密度（2.15 g/cm3）水泥石与未经韧性改造的水泥石相比，水泥石抗压强度降低12%，而水泥石杨氏模量降低了32%；经韧性改造后的高密度（2.30 g/cm3）水泥石与未经韧性改造的水泥石相比，水泥石抗压强度降低12%，而水泥石杨氏模量降低了30%。这说明常规密度水泥石与高密度水泥石韧性改造效果良好，有利于保证水泥石在分段压裂过程中的力学完整性。

2.4固井配套技术

2.4.1有利于井筒密封工艺技术—清水顶替

采用清水作为顶替液，相比采用高密度钻井液作为顶替液套管承受更小周向应力，套管形变量大幅减少，有利于后期压裂过程中保证套管完整性，同时清水顶替增加了套管内外压差，相当于预应力固井，有利于提高水泥石早期强度、降低孔隙度，降低或减弱套管的径向伸缩扩张带来的微间隙，提高第一、二界面固井胶结质量[16]。

2.4.2安全下套管及保证套管居中技术措施

1）加强通井的技术措施，采用不低于套管刚度的钻具组合通井，通井到底后充分循环，确保井眼干净，达到底边干净无沉沙、起下钻摩阻正常、不涌不漏后才能进入下套管作业。

2）软件模拟下套管过程中摩阻及套管居中度，确保套管安全下入及居中度大于67%，下完套管后小排量顶通，逐渐加大至正常钻进排量循环，按要求调整钻井液性能，循环至少2周。

3）严格控制下放速度，上层套管内每根套管下放时间不少于30 s，出上层套管鞋每根套管下放时间不少于50 s，下部井段每根下放时间控制在30 s～1 min。

4）采用旋转引鞋（图10），保证套管顺利下入到位。

图10　旋转引鞋照片

5）扶正器安放：水平裸眼段内每根套管安放1只扶正器，刚性与半刚性交替安放，确保水平段套管居中度。

6）若无法解决水平段留长水泥塞问题，建议采用复合胶塞，防止磨损导致胶塞失效。

2.4.3其他配套措施

1）由于清水顶替施工压力高，需采用压裂车顶替，同时配套高级别的固井装备。

2）采用高反向承压能力的浮箍。

3　现场应用及其效果

威204H3-6井为配套固井技术在四川威远地区实施的第一口页岩气水平井，该井完钻井深5 156 m，φ139.7 mm生产套管下深5 098 m，水平段长1 149 m，油基钻井液密度2.25 g/cm3，固井施工注2.25g/cm3高密度驱油前置液30 m3，2.30 g/cm3高密度增韧水泥浆领浆40 m3，1.92 g/cm3常规密度增韧水泥浆领浆33 m3，水平段固井质量优质率97.7%。

配套固井技术在威远204井区及202井区共计固井12口，水平段平均固井优质率92%（表9），且后期压裂效果良好，为该区块页岩气高效开发提供了技术支撑。

表9　威远地区12口井Ø139.7 mm生产套管固井情况表

4　结论及建议

1）页岩气水平井井筒完整性是保证页岩气井达到预期产量目标的核心技术之一，固井对页岩气井完整性贡献的几个关键环节包括：套管顺利下入到位与居中、高性能驱油前置液体系、适合压裂条件的高性能水泥石、合适的管串结构、预应力固井工艺等。

2）固井设计时，需校核水泥环受拉、受剪破坏及第一、第二界面是否会出现微环隙。

3）对水泥石进行韧性改造，降低杨氏模量，可有效防止水泥石受拉、受剪破坏和微环隙产生，提升系统保持完整性的能力；有效提高顶替效率，保证良好的界面胶结强度，可有效防止界面出现微环隙。

4）建议持续加强页岩气水平井完整性理论、油基钻井液驱替机理及套管变形等方面相关研究工作。

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(修改回稿日期2016-01-08编 辑凌忠)

Technical diffi culties in the cementing of horizontal shale gas wells in Weiyuan Block and the countermeasures

Yuan Jinping1, Yu Yongjin1, Liu Shuoqiong1, Xu Ming1, Li Lianjiang2, Shen Jiyun1
(1. CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206, China; 2. Cementing Services Company of CNPC Greatwall Drilling Engineering Co., Ltd., Panjin, Liaoning 124010, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 3, pp.55-62, 3/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

When well cementing is conducted in horizontal shale gas wells in Weiyuan Block of the Weiyuan-Changning State Shale Demonstration Area, Sichuan Basin, the oil base drilling fluid is not compatible with cement slurry, is difficult to be displaced because of its high density, and cement sheath tends to be broken in the situations of large-scale stimulated reservoir volume fracturing. In view of these problems, a series of studies were carried out specifically on the theoretical basis of cement sheath sealing mechanical parameters, oildisplacement preflush improving the interface cementation quality, toughness set cement satisfying large-scale fracturing requirements and cementing technology conducive to the wellbore integrity. The following achievements were made. First, the theoretical model of cement sheath mechanical integrity taking into account the plastic characteristics and interface cementation strength of cement sheath is instructive to the mechanical design of set cement for horizontal shale gas wells, avoiding the micro-gaps as much as possible. Second, oil-displacement preflush is developed and it is well compatible with oil base drilling fluids and cement slurry with the flushing efficiency on oil base drilling fluids higher than 90%. Third, the tough set cement which is developed based on the theoretical model of cement sheath sealing integrity not only guarantees higher compressive strength, but decreases Young’s modulus by 30%. Forth, it is confirmed that water displacement cementing technology suitable for shale gas wells is conducive to improving the wellbore seal integrity. These research findings were applied in 12 horizontal wells. It is indicated that the quality cementing ratio of horizontal segment reaches 92% and the post fracturing effect is very good, which guarantees the sealing integrity of wellbores and provides a technical support for the high efficient development of shale gas reservoirs.

Sichuan Basin; Weiyuan-Changning State Shale Demonstration Area; Weiyuan Block; Horizontal shale gas wells; Wellbore integrity; Oil-displacement preflush; Toughening set cement, Theoretical model; Cementing

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.03.008

国家重点基础研究发展计划（973计划）项目“中国南方海相页岩气高效开发的基础研究”课题3“页岩气水平井钻完井关键基础研究”（编号:2013CB228003）。

袁进平，1969年生，教授级高级工程师；现主要从事固井、完井技术方面的研究工作。地址：（102206）北京市昌平区沙河镇西沙屯桥西中石油创新基地A34地块。电话：（010）80162292。ORCID:0000-0001-8563-1124。E-mail:yjpdri@cnpc.com.cn

于永金，1982年生，工程师；主要从事固井材料及工艺技术研究工作。地址：（102206）北京市昌平区沙河镇西沙屯桥西中石油创新基地A34地块。电话：（010）80162259。E-mail:yuyongjindri@cnpc.com.cn