焦石坝工区页岩气整体固井技术

马小龙

1.中石化中原石油工程有限公司固井公司； 2.中国石油大学（华东）石油工程学院

焦石坝工区页岩气整体固井技术

马小龙1，2

1.中石化中原石油工程有限公司固井公司； 2.中国石油大学（华东）石油工程学院

焦石坝工区海相页岩气井现已成为中石化勘探开发的重点，该工区上部地层溶洞裂缝发育，并伴随有浅层气，下部为微裂缝渗透性漏失且气层活跃，井漏和压稳矛盾突出，油基钻井液条件下长水平段固井质量不易保证以及大型压裂对水泥石破坏严重易造成井口带压。通过优化导管下入深度，研发高强低密度水泥浆体系和韧性水泥浆体系，使用可控胶凝堵漏技术，应用防漏、压稳、提高顶替效率等固井工艺，形成了焦石坝工区整体固井技术，提高了固井质量，满足了焦石坝工区开发的需要，为同类井固井提供了一定的借鉴作用。

焦石坝；页岩气；韧性水泥浆；固井；可控胶凝堵漏剂

焦石坝区块位于重庆市涪陵区，构造位于川东南地区川东高陡褶皱带包鸾－焦石坝背斜带焦石坝构造高部位，固井施工过程存在井漏突出、压稳困难、油基钻井液条件下油膜冲洗困难，以及大型压裂对水泥石破坏严重等难题［1-5］，造成固井质量不易保证，经统计222井中，压裂后井口带压的井占了78.83%。针对上述难题，通过优化防窜、防漏、提高顶替效率等固井工艺，形成了焦石坝页岩气整体固井技术，提高了固井质量，降低了井口带压率，满足了焦石坝工区页岩气开发的需求。

1 主要固井技术难题

Main technical difficulties of well cementing

1.1 井漏严重

Serious circulation loss

（1）表层固井。表层地层松软、易坍塌，溶洞暗河发育，清水钻进漏失严重。设计导管只封固志留系自流井组，表层封固三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组，钻井采用清水钻进，由于雷口坡组遇水易坍塌，如不能快速钻穿雷口坡组，坍塌将严重影响钻速，固井前不进行堵漏，下完套管后强行固井，表层固井质量将得不到保障。如焦页61-2HF井井底漏失，前2次固井共注入35 m3水泥浆全部漏失，挤水泥共施工6次，才实现“穿鞋带帽”的要求。

（2）技术套管固井。该井段韩家店组恶性漏失，志留系坍塌压力和漏失压力差值小，井壁易失稳。该开次固井大部分采用正注反挤强行固井， 截止目前共施工99口井，采用正注反挤有88口井，仅有2口井实现了对接，其余均有空段，最大空段长达800 m。

（3）产层套管固井。该井段龙马溪组、五峰组易漏，安全密度窗口窄，固井水泥返高不能满足设计要求。龙马溪组、五峰组漏失类型为微孔微裂缝渗透性漏失,极易造成井漏，甚至水泥浆返高不能进入大斜度段，反挤水泥不能对接，严重影响后续的作业。

1.2 压稳难度大

High-difficulty pressure stabilization

长兴组、茅口组、栖霞组存在浅层气，产层气能量大，如焦页56-4HF上窜速度可达40 m/h，全烃值高达90%，在井漏的条件下，压稳困难。

1.3 固井质量不易保证

High-difficulty guarantee of cementing quality

设计水平段长1 200～2 200 m，水泥浆长时间在高温高压条件下运行，对其各项性能要求高；由于采用油基钻井液钻井，造成井壁和套管壁清洗困难，影响水泥环胶结质量。

1.4 对水泥石的韧性要求高

Highly required toughness of set cement

目的层为低孔低渗的页岩气储层，根据水平段长度的不同，一般分15～25段进行大型压裂改造，目前最高压裂压力已达110 MPa，在满足生产井段水泥浆胶结质量良好的前提下，要求水泥石具有较高的韧性以及耐久性。

2 关键技术对策

Key technical countermeasures

2.1 水泥浆体系的研制

Development of cement slurry system

针对焦石坝工区特点自主研发出了高强低密度水泥浆体系和韧性水泥浆体系，各项性能均满足了焦石坝工区对水泥浆设计的要求。

2.1.1 高强低密度水泥浆体系 该体系应用颗粒级配原理，选用漂珠、微硅作为减轻剂，合理配比优选的外掺料颗粒，达到上下密度差小于0.03 g/cm3的稳定性要求；应用磺酸盐与有机酸以及适量的引发剂合成缓凝剂，可优先吸附铝酸三钙阻止其快速水化，而对硅酸三钙吸附能力小，从而确保了顶部强度［6-7］。水泥浆基础配方：JHG+30%～22%漂珠+6%～10%微硅+5.5%降滤失剂+3.0%膨胀剂+2.5%早强剂+0.2%消泡剂+1%纤维+1.2%～1.5%缓凝剂+现场水。水泥浆体系性能见表1。

表1 高强低密度水泥浆性能Table 1 Property of high-intensity low-density cement slurry

由表1可以看出，该水泥浆体系在常温常压下24 h抗压强度大于3.5 MPa，井底温度下72 h抗压强度大于14 MPa，滤失量小于50 mL，游离水为0，满足焦石坝工区固井领浆的需求。

2.1.2 韧性水泥浆体系 0.5 mm纤维复配高分子聚合物乳液经喷雾干燥的粉体，纤维在水泥石中起“骨架”作用，聚合物乳胶粉分散到水中形成稳定的乳液，加入到水泥浆中可提高其黏结性能和内聚力以降低水泥石的弹性模量；应用优选缓凝剂解决顶部强度问题，加入晶格膨胀剂降低水泥石的收缩率，优化形成了韧性水泥浆体系，其基础配方：JHG+3%微硅+4.5%降滤失剂+3%膨胀剂+2.5%早强剂+0.2%消泡剂+3%弹塑剂+1%纤维+0.5%～1.2%缓凝剂+现场水，其性能见表2，测试条件同表1。

表2 水泥浆与水泥石性能Table 2 Properties of cement slurry and set cement

配方1和配方2分别为焦页49-3HF井和焦页81-4HF井产层尾浆，配方3是未加弹塑剂和纤维水泥浆，配方1、2滤失量不大于30 mL，游离水为0，48 h，抗压强度远大于14 MPa；水泥石弹性模量比3号的降低了近32.8%，变形量提高了67.6%。根据焦石坝工况，在井口加压100 MPa，套管变形量约为0.3 mm；目的层井径扩大率较为稳定，一般为4%～6%。计算水泥环厚度不小于42 mm，最小变形量为0.43 mm，大于套管变形量，即水泥石在套管的变形范围内只变形而不破碎。

室内应用弹性模量测试仪加压使韧性水泥模块变形1.02%，放压后重复25次后测水泥石抗压强度，依旧大于20 MPa，说明水泥石具有良好韧性和耐久性，满足焦石坝大型压裂的要求。

2.2 优化导管下入深度

Optimization of conductor setting depth

表层是采用清水强钻，抢在雷口坡组地层坍塌周期内可正常下套管固井，但雷口坡坍塌周期会受同平台先施工井的影响而缩短，造成复杂时效大大增加，因此，将原设计 60 m 导管加深至 120～180 m，先期封住上部雷口坡组坍塌地层，保证嘉陵江组和飞仙关组采用清水在漏失中安全钻进，固井时采用正注反挤确保表层套管鞋和井口能有效封固。

2.3 防漏堵漏技术

Circulation loss prevention and plugging technology

（1）上部失返性漏失井段应用可控胶凝堵漏剂［8］进行堵漏。

（2） 进入产层前在钻井液中添加球状凝胶纤维等封堵材料，固井前模拟施工压力做地层承压实验，满足要求后方可下套管。

（3）合理设计冲洗液和隔离液密度，优化高强低密度水泥浆密度和流态，严格控制高密度水泥浆返高，替浆后期小排量塞流顶替，确保水泥浆返高。

（4）严重漏失井水泥浆返高设计要求进入技术套管1 500～2 000 m，并在先导浆和水泥浆中加入堵漏纤维，如焦页188-2HF设计水泥浆进入技套1 713 m，焦页74-2HF进入技套1 978 m。

2.4 提高顶替效率措施

Improvement of displacement efficiency

（1）高效去油基冲洗液占环空200～300 m，去油基加重隔离液占环空1 000 m，低密度水泥浆占环空200～300 m，形成多级冲洗工艺保证井眼清洗效果。

（2）水平段和大斜度段采用直径195～208 mm欠尺寸刚性螺旋扶正器，上部直井段应用弹性扶正器；水平段每根套管加1只、大斜度段每2根套管加1只，直井段每5根套管加1只，使套管居中度大于67%。

（3）全井采用清水顶替，使套管在浮力作用下向井壁高边漂浮，减小套管偏心程度，使水泥浆在环空上返时尽量达到同速，从而提高水泥浆顶替效率。

（4）水泥浆进入套管到返至大斜度井段采用大排量紊流注替，后期采用小排量塞流顶替。

2.5 防窜工艺

Anti-channeling technology

2.5.1 双密度多凝水泥浆柱设计 为减小水泥浆失重，将尾浆稠化时间设计为两凝或三凝，使下部水泥浆失重时上部水泥浆仍能传递压力，确保压稳。

2.5.2 动态平衡，静态压稳 根据环空液柱压力，分段设计固井施工注替排量，确保固井施工过程中液柱压力和循环摩阻的当量密度略大于地层压力，小于破裂压力，待固井施工结束后，依据水泥浆的静胶凝强度发展变化，按时间分步进行环空加回压，通过环空的持续补压、保证水泥浆在失重过程中对下部地层的压稳，最终加回压值应大于失重值2～3 MPa。

3 现场应用

Field application

2015年7月—2016年7月，现场应用27口井，固井质量合格率100%，优良率96.3%，井口带压率54.55%，比该区前期井口带压率下降24.28%。其中焦页38-3HF井深达5 560 m，是该区域最深井。

以焦页56-1井为例，该井钻头程序为Ø609.6 mm×117 m+Ø406.4 mm×755 m+Ø311.2 mm×2910 m+Ø215.9 mm×4 610 m，套管程序为Ø473.1 mm× 116.5 m+Ø339.7 mm×753.55 m+Ø244.5 mm×2 908.56 m+Ø139.7 mm×4 610 m，A靶点位置3 308.72 m，垂深2 896.86 m，井斜88.20°，水平段长1 312 m。

（1）该井导管下深加深至117 m，封固了雷口坡组坍塌地层，确保了一开的正常钻进，表层井漏严重，用可控胶凝堵漏封固井底后，环空反挤常规密度水泥浆，固井质量合格。

（2）技术套管固井领浆采用1.60 g/cm3高强低密度水泥浆设计返高地面，尾浆采用1.90 g/cm3常规水泥浆，设计返高2 000 m，固井施工正常，替浆剩5 m3时发生井漏，泵压17 MPa压力不降，碰压21 MPa；后反挤水泥30 m3，固井质量评定为良好。

（3）产层固井设计油基冲洗液密度1.02 g/cm3，油基加重隔离液密度1.40 g/cm3，稀水泥浆密度1.30～1.40 g/cm3，前置液施工排量1.0 m3/min。领浆采用1.45 g/cm3高强低密度水泥浆设计返至地面，中间浆和尾浆均采用密度1.9 g/cm3韧性水泥浆体系，设计返高分别为2 500m和3 200 m，水泥浆施工排量1.5～1.8 m3/min，稠化时间分别为270 min、187 min和171 min，加回压6 MPa。

（4）候凝72 h后测井，固井质量优质，压裂分为16段，井口无带压现象产生。

4 结论

Conclusions

（1）优化导管的下入深度，确保表层采用清水快速强钻过漏层，为水泥浆对套管鞋的有效封固提供了保障。

（2）动态平衡、静态压稳的固井工艺在易漏失井较好地解决了压稳和井漏的矛盾，保证了水泥浆的返高。

（3）高强低密度水泥浆体系在保证封固质量的条件下降低了井漏风险，韧性水泥浆体系实现了对地层的有效封固，较好地满足了大型压裂的需要。

References:

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（修改稿收到日期 2016-12-11）

〔编辑 薛改珍〕

Overall cementing technologies used for shale gas wells in Jiaoshiba block

MA Xiaolong1,2

1. Well Cementing Company, SINOPEC Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd., Puyang 457001, He’nan, China; 2. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (East China), Qingdao 266580, Shandong, China

The marine shale gas wells in Jiaoshiba block is now the focus of SINOPEC’S exploration and development. In this block, caverns, pores and fractures are developed and associated with shallow gas in the upper strata. In the lower strata, micro-fracture permeable circulation loss happens and gas layers are active, so the conflict between circulation loss and pressure stabilization is obvious. It is difficult to guarantee the cementing quality of long horizontal sections in the surroundings of oil-based drilling fluids. And wellhead pressure is induced for set cement is seriously damaged during large-scale fracturing. To deal with these difficulties, a series of overall cementing technologies suitable for Jiaoshiba block were established by optimizing the setting depth of conductors, developing high-intensity low-density cement slurry system and tough cement slurry system, adopting controllable gel plugging technology and applying well cementing technologies (e.g. circulation loss prevention, pressure stabilization and displacement efficiency improvement). And consequently cementing quality is improved, satisfying the development requirements of Jiaoshiba block. The research results can be used as the reference for well cementing of the same type.

Jiaoshiba; shale gas; tough cement slurry; well cementing; controllable gel plugging agent

马小龙.焦石坝工区页岩气整体固井技术［J］.石油钻采工艺，2017，39（1）：57-60.

TE256

B

1000 – 7393（ 2017 ） 01 – 0057– 04

10.13639/j.odpt.2017.01.011

:MA Xiaolong. Overall cementing technologies used for shale gas wells in Jiaoshiba block［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(1): 57-60.

中石化先导项目“丁山及涪陵地区页岩气固井集成技术应用研究”（编号：SG1305-15X（14））。

马小龙（1979-），2002年毕业于成都理工大学勘察工程专业，在读硕士研究生，现主要从事石油固井技术研究与应用工作，高级工程师。通讯地址：（457001）河南省濮阳市华龙区石化路100号。E-mail：mmbieku@126.com