湘西北区域页岩气固井工艺技术参数研究

李奋强

（湖南省煤田地质局油气资源勘探队，长沙4100141）

湘西北区域页岩气固井工艺技术参数研究

李奋强

（湖南省煤田地质局油气资源勘探队，长沙4100141）

当前页岩气勘探领域大都引用中石油或中石化领域的技术标准，其应用的前提大都是5000 m以上、甚至上万m以上的深孔或超深孔钻井工程。而湘西北区域地质条件复杂、裂隙发育，易造成钻井液漏失或地层坍塌。该区域的页岩气钻井深度目的层在3500 m以内，平均在3000 m左右，为此对其部分技术参数的选用值得商榷和探讨。结合花垣、永顺、龙山、保靖和桑植五大区块的页岩气资源普查评价与钻井工程的实践资料，采用Eaton法预测地层压力，建立湘西北区块地层压力剖面，推算出该地区的地层压力系数为1.1；通过钻井液、水泥浆和前置液做相溶配伍性试验，取得了该区域固井用水泥浆液性能参数，提出了现场作业的工艺技术参数和水泥环胶结质量评价推荐标准。

页岩气固井；地层压力系数；水泥浆液性能；注水泥设计；质量推荐标准；湘西北

固井技术的发展是从多方面同时进行的，主要是固井工艺、固井设备、固井水泥浆体系、固井添加剂、固井工具附件、固井软件等各项技术的配套发展。现代的固井技术不但能解决各种漏失井、高压井、长封固段井、大位移井、水平井、小间隙井、盐膏层井等复杂井的固井，同时把固井的目的扩大到不只是为了能够达到生产要求，而且还要做到油气层保护和增产、增效。由于页岩气具有与常规油气藏不同的成藏特点［1，2］，决定了其固井工艺技术的选择与优化具有与常规油气勘探的相异之处［3-5］。国内外众多学者对水平井钻井和固井技术进行了研究，尤其是美国在这方面做出了很大的贡献［6-9］。当前，在工艺技术方面，中石油在水平井固井、分段压裂改造，微地震监测技术等方面取得重要进展；而中石化在关键固完井工具研发，水平井钻井液，压裂液体系研发，以及压裂装备研制等方面取得进展；中海油则初步掌握了页岩气钻完井技术，初步具备了设计能力［10-15］。对于非常规油气来说，页岩气具有“三低”（低压、低渗、低饱和度）的特点，它与常规油气的高压特性存在较大的差异性。本文就湘西北区域的固井工艺技术的主要性能参数进行研究与探讨。

1地质条件分析

湘西北区块在大地构造位置上属扬子准地台，其东侧为江南地轴，属长期隆起区，西侧相对坳陷。区内主题构造呈北北东方向，元古界及下古生界广泛分布；上古生界及三叠系中、下统主要分布在大庸、永顺、保靖、花垣一线以西，中、新生界分布较零星。在地层分区上，基本上为下寒武统分布的武陵山过渡区，隶属于扬子区和江南区的过渡地带。湘西北区内出露地层由老到新有板溪群、震旦系、寒武系、奥陶系、志留系、泥盆系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、第四系。岩性以砂岩、泥岩、页岩、砂砾岩和灰岩为主，可钻性较好。

湘西北地区页岩气勘探目的层主要为下志留统龙马溪组和下寒武统牛蹄塘组两套地层。下志留统龙马溪组下部有效厚度在30 m以上，有机碳含量（TOC）多大于2.5%，有机质热演化程度适中，镜质体反射率（R0）在1.3%～2.1%，有机指标均较好，从埋深来看，位于区内两个向斜的核部埋深在4000 m以上为有利的深度条件；下寒武统牛蹄塘组烃源岩有效厚度平均为185 m，有机碳含量（TOC）为2.5%～3.5%，从埋深来看，区块的中西部在4000 m以上，中部的红岩溪-比耳背斜最浅。

2相关固井技术参数研究

当前页岩气勘探领域大都引用中石油或中石化领域的技术标准，其应用的前提大都是5000 m以上、甚至上万m以上的深孔或超深孔钻井工程。而湘西北区域地质条件复杂、裂隙发育，易造成钻井液漏失或地层坍塌，该区域的页岩气钻井深度目的层在3500 m以内，平均在3000 m左右。为此对其部分技术参数的选用值得商榷和探讨，如地层压力系数、水泥浆液性能指标及固井质量评价标准等。

2.1地层力系数计算

地层压力预测方法是基于压实理论、均衡理论及有效应力理论。利用地震资料和已钻井资料进行预测，结合Eaton法预测地层压力［17］，建立湘西北区块地层压力剖面，指导钻井设计和施工。Eaton法预测压力的公式如下：

式中，Pp为地层压力，单位为MPa；P0为上覆岩层压力，单位为MPa；Pn为静液柱压力，单位为MPa；Δtn为该深度点正常趋势线上的声波时差、Δt为地层实际声波时差，单位为μs/ft（3.28×10-6s/m）；c为伊顿指数；ρ为液体介质的密度，单位为g/cm3；h为液柱的垂直高度，单位为m；ρma为岩石骨架密度，单位为g/ cm3；φp为岩石孔隙度，单位为%；H为地层的垂直深度，单位为m。

根据式1，利用慈页1井（井深3008 m）井旁道速度谱点Eaton指数和趋势线拟合图（图1，图2），推算出该地区的地层压力系数为1.1，并应用到龙参2井、桑页1井、花页1井和永页2井的井控、分级固井和环空蹩回压候凝等工序中的压力指标值的选用中，认为该地层压力系数具有普遍的指导意义。

2.2水泥浆液性能与注水泥设计

2.2.1水泥浆性能分析

图1　Eaton指数和趋势线拟合图Figure 1 Fitting diagram of Eaton indices and trend line

图2　计算压力与实测压力对比图Figure 2 Comparison chart of computed and measured pressures

通常情况下，一、二开采用常规水泥浆体系，G级油井水泥+早强剂+调凝剂+降失水剂+消泡剂；三开则采用双密度水泥浆体系。水泥浆要做大样复查，固井水取井场用水，其实验结果见图3，它反映出：随着水灰比的增大，水泥浆的粘度、密度、结石率等性能指标呈现显的降低态势，且在水灰比1.8～2.0趋于稳定。在工程实践中的选用的原则为：“正常地层压力梯度设计水泥浆密度不应小于1.89 g/ cm3，设计水泥浆密度大于2.1 g/cm3时应选用加重材料对水泥加重，地层承压能力差、漏失严重要宜选用低密度水泥浆”。

图3　水泥浆性能指标Figure 3 Cement slurry performance indices

2.2.2促凝早强剂对水泥浆液的影响

选取水灰比为1∶1水泥浆，分别选取没有外加剂、3%的水玻璃、2%的三乙醇铵和5%的三乙醇铵各种情形进行实验，见表1。结果表明：合适的速凝早强剂加量为；三乙醇铵加量为水泥质量5‰以下，水玻璃加量为水泥质量3%以下。

表1　速凝剂对水泥浆液性能的影响Table 1 Impacting from accelerating agent on cement slurry performance

2.2.3注水泥设计与施工工序

钻井液、水泥浆和前置液必须做相溶配伍性试验。施工工艺和主要技术参数如下：

（1）前置液配制，其特性必须对钻井液及水泥浆具有良好的相溶性，并能控制滤失量，不腐蚀套管，不影响水泥环的胶结强度。使用量为：在不造成气侵及垮塌的原则下，占环空高度300～500 m。

⑵施工程序：注先导浆→注前置液→注水泥浆→压胶塞→替井浆→碰压→候凝。

⑶先注入漂珠低密度水泥浆，后注入常规密度水泥浆。注水泥要求：推荐领浆密度1.45～1.60 g/ cm3，注量必须满足井眼承压能力的要求；尾浆密度1.90～1.95 g/cm3，注量必须封固到地面。

⑷现场须对从套管下到底到固井完试压施工全过程工况仔细设计、计算，保证套管及其附件和井口装置处在安全的范围内，必要时可采取调整后期替浆密度等措施。

2.3水泥环胶结质量评价标准

结合慈页1井、保页1井（图4）、龙参2井、桑页1井等固井质量评价，初步确定了本地区的固井质量评价推荐性标准，见表2。

图4　保页1井（2665-2765m）固井处理成果图Figure 4 Well consolidation result of well Baoye No.1（2665～2765m）

表2　固井质量推荐性标准Table 2 Well consolidation quality recommended standard

3结论及建议

（1）注水泥浆量依据电测井径计算，附加系数取10%～20%，同时考虑水泥浆与井壁的接触时间，页岩气层顶部以上200 m处接触时间应在8 min以上。

（2）采用两凝或多凝水泥固井时，促凝水泥一般应返至主要页岩气水层以上200 m，缓凝水泥的稠化时间要大于促凝水泥的稠化时间120 min以上。

（3）水泥稠化时间的确定：促凝水泥浆稠化时间等于施工注替时间附加60 min，缓凝水泥浆稠化时间等于施工注替时间附加120 min，分级固井第一级施工和尾管固井施工时间应包括将水泥浆循环出井口的时间附加120 min。

（4）水泥浆注替排量，应根据井眼条件综合考虑。依据实测的钻井液、水泥浆及隔离液流变参数和地层的承压能力，优化设计施工排量。

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Study on Shale Gas Well Consolidation Technological Parameters in Northwestern Hunan Area

Li Fenqiang
（Hydrocarbon Resources Exploration Team，Hunan Bureau of Coal Geological Exploration，Changsha，Hunan 410014）

At present，in shale gas exploration domain，mostly have quoted technical norms from CNPC or Sinopec，their premise of application are mostly deep or ultra-deep drilling projects over 5000 meters，even over than ten thousand meters.While regional geological condition in the northwestern Hunan area is complicated with developed fissures，easy to cause drilling fluid loss or strata collapsing.The target horizon depth of shale gas exploration is less than 3500m，average about 3000m.For this reason，the selection of part technological parameters is worth to discuss.Based on shale gas resources prospecting assessment and practical drilling data from five large blocks of Huayuan，Yongshun，Longshan，Baojing and Sangzhi，using the Eaton method to predict strata pressure，establish northwestern Hunan strata pressure sections，and estimated strata pressure coefficient is 1.1 in the area.Through the compatibility and consistency test of drilling fluid，cement slurry and prepad fluid，achieved cement slurry performance parameters for well consolidation in the area；put forward site operation technological parameters and cement sheath bonding quality assessment recommended standard.

shale gas well consolidation；strata pressure coefficient；cement slurry performance；cement injection design；quality recommended standard；northwestern Hunan

TE256

A

10.3969/j.issn.1674-1803.2016.08.15

1674-1803（2016）08-0072-04

湖南省地方标准制定项目（201400495）

李奋强（1964—），男，广东五华县人，博士研究生，教授级高工，从事非常规油气地质（页岩气、生物气、致密砂岩气、干热岩等）、地基与基础施工和灾害地质治理、矿山地质应急救援及其信息化技术研究和相关技术服务。

2016-01-20

责任编辑：樊小舟