页岩气水平井固井难点及对策

2016-09-23李文生

天然气技术与经济 2016年4期

关键词：固井扶正水泥浆

刘　伟　何　龙　李文生　詹　斌

（中国石化西南油气分公司工程技术管理部，四川　成都　610041）

页岩气水平井固井难点及对策

刘伟何龙李文生詹斌

（中国石化西南油气分公司工程技术管理部，四川成都610041）

川南深层页岩气资源丰富，储层埋深为3 600～4 100 m，固井施工存在套管下不到位和固井质量差等风险。为此，通过强化通井、优化管串结构、优选扶正器类型和加量、采用“四级”冲洗技术等专题研究，形成一套适合该区域水平井提高固井质量的关键技术。在JY1HF等3口井成功应用，油层套管固井质量为优，水平段和斜井段优质率达92.5%以上。

页岩气水平井固井质量

0　引言

针对页岩气水平井套管难下入、固井质量难保障的技术难题，中国石化西南油气分公司在邻区施工经验的基础上，结合区域特性，开展专项攻关研究，总结形成了一套适合川南深层页岩气水平井固井的关键技术，在JY1HF等3口井成功应用，水平段固井质量优良率为100%，为后期大规模压裂改造提供了保障。研究成果已应用于近期开展的WY9-1HF 等10口钻井工程设计中。

1　页岩气井固井主要难点分析

针对川南页岩气井地层特性，水平井固井难题主要为［1-2］：

1）长裸眼井段安全下套管难。页岩气开发需要大规模加砂压裂，以多级多段压裂为主，相应的完井方式则为套管射孔完井，从高效开发考虑，水平井主要采用∅139.7 mm高强度套管。目前筇竹寺组（3 300 m±）、龙马溪组（3 600～4 100 m）储层埋深较深，水平段长度为1 000～1 500 m，由于水平段较长，套管在斜井段和水平段与井壁发生长段多面积的接触，从而对井壁的侧向力很大，导致下套管摩阻较大，使套管很难顺利下至预定位置。

2）满足大型压裂的水泥浆体系优选难。水泥浆在水平井段凝固时，由于重力作用，水泥浆易发生沉降［3］，造成上侧的水泥石强度低，渗透率高。目的层为低孔低渗的页岩气储层，大型压裂与分段压裂均对固井胶结质量提出了较高的要求，在满足生产井段水泥浆胶结质量良好的前提下，要求水泥石具有高强的韧性以及耐久性。

3）提高顶替效率难。提高顶替效率体现在两个方面［4］，一是驱油，二是顶替。井壁和套管的清洗尤为重要，应防止清洗不净影响水泥与井壁和套管的胶结强度。水平井段套管所受的重力方向不再是轴向而是径向，这一重力极易导致套管偏心，甚至贴边，使套管与井壁窄边的钻井液很难被顶替出来，形成窜槽，且难以形成连续均匀的水泥，影响封固质量。钻井液中的固相颗粒物质和岩屑在井壁低边沉淀不易携带出来，影响水泥环胶结质量。地层承压能力低，顶替过程中易发生井漏，影响施工排量和顶替效率。

2　提高固井质量关键技术

1）长井段套管下入技术。钻井过程中采用随钻测井技术，确保在高伽马页岩段穿行，减少轨迹频繁调整；完钻后加强通井操作，下入套管前认真做好通井或划眼工作，采用不低于套管刚度的管串通井至井底，对全角变化率大的井段进行拉划，同时调整好钻井液的润滑性及各项性能，确保套管顺利下入。通井到底后，旋转钻具大排量（环空返速不低于1.2 m/s）充分循环洗井两周以上，井内岩屑携带干净后方能起钻准备下套管。优化管串结构，优选扶正器类型和安放位置［5］，在浮鞋上接一根1～2 m短套管，安装旋流刚性扶正器一只，确保套管“抬头”和“引鞋居中”，减少下套管摩阻。根据实钻轨迹数据，采用软件模拟，为保证套管居中度，扶正器采用“1+2+3”方式安放，即水平段每根套管安放一只刚性扶正器、斜井段每2根套管安放一只刚性扶正器，重叠段每3根套管安放一只刚性扶正器。以完钻井深5 840 m的三维井为例，裸眼段摩阻系数分别取0.1～0.5，计算结果如图1所示，下套管时大钩载荷均大于0，上提套管最大载荷164 t。软件模拟结果与YY1HF井实际下套管一致。

图1　套管下入分析图

2）水泥浆浆柱结构优化技术。为保障油基钻井液条件下的固井质量，优化前置液设计，采用“四级”冲洗技术，即：冲洗液+高性能冲刷液+加重隔离液+后冲洗液为前置液体系组合，加大前置液用量，增加接触时间，提高固井界面清洁，实现润湿反转，保证胶结质量。在不造成油气水侵和地层坍塌的原则下，尽量满足30 min紊流冲洗时间。在体系优选方面，水泥浆性能应满足低滤失量（小于50 mL）、零游离液、沉降稳定性小于0.02 g/cm3的要求，使用双凝塑性防气窜水泥浆，两凝分界点位于技术套管鞋上200 m左右，优选水泥外加剂，保证水泥浆与地层、钻井液的配伍性。

3）提高顶替效率技术。通井时控制钻井液屈服值在10～13 pa，切力3/12 Pa，尽量在通井过程时将钻井液中的重晶石沉淀和岩屑清扫干净，不调整钻井液密度；下完套管后，以不低于正常钻进时环空返速的排量至少循环两周，并调整钻井液流变性，要求固井前钻井液要具有“低黏度、低切力、低失水、薄泥饼”特性；若采用悬挂+回接固井方式，悬挂送放钻具宜采用∅139.7 mm大尺寸加重钻杆和双台肩钻杆，降低施工泵压；采用前置液+领浆+尾浆+压塞液+替浆水结构。为加大顶替排量、确保环空返速1.0～1.3 m/s，应加强地层承压能力试验，防止固井时压漏地层。

4）压稳技术措施。压稳和防漏是页岩气固井的两大技术难题，为保证良好的固井质量，领浆和尾浆采用密度高于井浆0.15～0.2 g/cm3以上的双凝弹韧性防窜水泥浆体系，在保证领浆稳定性良好的前提下，尽量降低切力以有利于压稳，同时拉开领浆与尾浆水泥稠化时间，保证在尾浆失重的情况下，领浆对地层流体的静态压稳。为确保井内安全，下套管前需做好地层承压工作，除了在水平段A靶点附近进行承压试验外，还应下钻到底，对全井筒进行承压；下套管时降低承压能力较低井段下放速度；固井施工时保持固井注灰排量始终接近大泵循环排量，在∅215.9 mm井眼下入∅139.7 mm套管，顶替排量应尽量大于30 L/s，确保固井施工过程中的动态压稳；待固井尾浆胶凝以后，根据尾浆注入量确定回压加量，以确保压稳。

3　现场应用及效果分析

页岩气固井技术在川南JY1HF、WY1HF、YY1HF 等3口井进行了现场应用，应用情况如表1所示。3口井平均完钻井深为4 996.33 m，平均水平段长1 221.33 m，套管均一次性下到底，YY1HF井摩阻仅16 t，固井质量均为优秀，井筒条件满足后期精细分段压裂施工要求。其中，WY1HF井∅139.7 mm油层套管固井优质率为88.8%，优良率为90.8%，水平段优质率为100%，斜井段优质率为92.5%，直井段优良率为87.5%。