威远地区页岩气水平井固井技术研究与应用

刘 阳.

(长城钻探固井公司，辽宁盘锦 124000)



威远地区页岩气水平井固井技术研究与应用

刘 阳.

(长城钻探固井公司，辽宁盘锦 124000)

本文针对威远区块的固井难点，强调了固井前期的井眼准备工作，通过对套管扶正器安放原则、水泥浆与前置液的各项性能等方面进行大量的试验与论证，完成了套管的安全下入，使得油基泥浆能够很好地润湿反转，保证了地面施工的安全连续，实现了固井施工及水泥浆在候凝期间对地层的压稳，提高了顶替效率；水泥环的胶结质量较好，为后续的大规模压裂提供了有力的技术保障与支持。

居中度；油基泥浆；水泥浆体系；顶替效率；水泥胶结质量

页岩气是一种重要的非常规天然气，在我国的储量和产能潜力巨大[1]。页岩气开发主要依赖于油气藏评价、水平井和水力压裂三大核心技术。中国已经掌握了水平井技术。但部分水平井技术，诸如水平井固井技术中的“压稳、居中、替净、密封”等关键技术还需更加完善，需要逐步提高固井质量，为后期大体积压裂作业提供更好的先导条件[2-4]。笔者认为，造成固井质量不佳的原因概括起来有“三大方面”，即顶替过程中的混窜、候凝期间的油气水窜及水泥浆体系是否优质。

威远区块泥页岩井壁易垮塌，长水平段岩屑床不易清理，套管安全下入难度大，居中难度大；区块在钻进过程中采用油基泥浆，在润湿性方面与常规水基泥浆有着明显差异，顶替效率较差，水泥环的胶结质量不易保证，目的层龙马溪组底层孔隙压力高，解决这些难点是提高页岩气水平井固井质量的关键。

本文通过调研国内外水平井固井技术，结合威远区块固井作业经验，深入分析了影响“三大方面”的各个因素，总结出一套适合威远区块水平井的固井设计及施工方案，最大限度提高了固井作业前的井身质量，保障了固井施工过程的安全、连续；严格控制水泥浆候凝期间对地层的压稳，提高了水泥环的胶结质量，为后期大规模体积压裂提供很好的井筒条件。

1 威远页岩气水平井固井技术研究

1.1 固井前的井眼准备

1.1.1 重视固井前的通井工作

通井的主要目的是扩划井壁、破除台肩、消除井壁阻点[5]，这些是保证套管安全下入的前提。在固井方面，应该规定钻井队在保证井壁稳定的情况下，适当降低泥浆密度、黏度，目的是加大泥浆与水泥浆之间的密度差、流动梯度差，提高顶替效率。

1.1.2 优选旋转引鞋

威远区块水平段深度平均在1500 m左右，套管在长水平段下入过程中极易遇阻[6]，为此采用旋转引鞋旋转下套管。在遇阻井段循环泥浆，通过泥浆的水动力带动旋转引鞋下部的偏心引鞋头，引导套管的下入并起到一定的扩眼功能，缩短了下套管时间。

1.1.3 优选扶正器组合

在水平井、大位移井中选用合适的套管扶正器，不仅能使套管顺利下入，而且能确保套管在井眼中的居中度，提高顶替效率[7]。

在各个特殊套管段采用刚性扶正器、刚性滚轮扶正器、树脂刚性扶正器交替下入，提高套管居中度。该扶正器组合易于形成旋流，可以较好地清除井眼不规则井段处滞留的泥浆；套管在长水平段下放过程中，安放在其上的扶正器也能够刮削沉积在水平段低边的岩屑床，提高了井筒的清洁度；该扶正器组合具有良好的扶正力，可以有效提高套管的居中度，使得套管居中度达到70%以上。

1.2 前置液设计

1.2.1 前置液配方

DRY-S1+DRY-S2+WLG+DRY-100L +DRX-2L +DRX-1L+水

1.2.2 前置液性能评价

(1)沉降稳定性。

配制密度为2.15 g/cm3的前置液，在120℃的条件下养护2 h，再置于烧杯中静止24 h，测量烧杯中前置液的上下密度差。试验结果显示，上部密度为2.14 g/cm3，下部密度为2.16 g/cm3，上下密度差为0.02 g/cm3，未出现分层现象，表明该前置液具有较强的沉降稳定性。

(2)前置液冲洗效率评价。

室内试验评价了冲洗隔离液对油基钻井液的冲洗效果[8]。试验结果显示，冲洗2 min后，油基泥浆被洗净，外筒无油膜，冲洗隔离液均匀，无絮凝、分层及沉淀，表面无油花，乳化性能良好。

1.3 水泥浆设计

1.3.1 水泥浆配方

采用双凝双密度固井技术，领浆为高强度低弹性模量防窜加重水泥浆，尾浆为防窜增韧抗高温水泥浆，保证固井施工安全，与前置液、泥浆具有良好的流动梯度，提高顶替效率，水泥环胶结质量良好，满足后期作业要求。

图1 水泥浆冲洗效果评价Fig.1 Flushing effect evaluation of the slurry

1.3.2 水泥浆性能

本文参考威202H5-2井的试验数据。领浆失水量为28 mL/30 min，50BC稠化时间为341 min，48 h抗压强度为13.2 MPa。尾浆失水量为26 mL/30 min，50BC稠化时间为193 min，48 h抗压强度为25.6 MPa。水泥浆的流动性、触变性能良好，以上各项性能都达到油井水泥浆性能要求(SY/T 6544—2010)[9]油井水泥试验标准。

表1 水泥浆性能评价结果

1.3.3 水泥浆体系防窜性能评价：气窜流量法

依照油井水泥外加剂评价方法(SY/T5504.5—2010)[10]试验标准，利用OWC-7150型气窜模拟分析仪模拟整个固井施工过程。试验结果显示，气窜量为零，保证了固井过程中井筒内流体对地层的压稳。

1.3.4 水泥石力学性能评价

采用威202H5-2井现场数据，模拟水力压裂加载-卸载全过程，分析水平段(垂深2899 m)套管-水泥环-围岩体系的受力状态。试验结果表明，水泥环的弹性模量小于7 GPa，屈服应力大于20 MPa，塑性区厚度较小，压裂过程中第一、第二胶结界面产生的微环隙较小，能够很好地保证井筒的完整性。

1.4 流体流变梯度研究

(1)密度梯度：油基泥浆<隔离液<领浆>尾浆，但尾浆主要作用为服务于大规模压裂，其水泥环性能优于领浆水泥环性能；另外尾浆处于水平段，对压稳地层无贡献。

(2)流动梯度：整体上流变梯度按浆体入井顺序递增。

以威202H5-2井现场数据为例，合理设计了泥浆、隔离液和水泥浆三者之间的密度梯度与流动梯度，降低了顶替过程中三者之间的混窜，提高了顶替效率。

图2 水泥浆防窜性能评价Fig.2 Performance evaluation of gas channeling prevention

名称密度/(g·cm-3)塑性黏度/(MPa·s)屈服值/Pa泥浆2.1070.0010.00隔离液2.1585.5017.25水泥浆2.20116.0039.20

1.5 水泥浆候凝期间压稳研究

威202区块完钻的泥浆密度为2.05～2.12 g/cm3，碰压后环空内的浆柱分布为：领浆充填垂直段，尾浆充填水平段。领浆的密度为2.20 g/cm3，能够保证在尾浆失重的情况下压稳地层。

为进一步保证水泥浆在候凝期间的压力平衡，综合考虑“安全压力窗口”，在碰压后立即关闭半封，通过压井管汇对环空进行憋压8～10 MPa，作用于井底的水泥浆当量密度为2.48～2.54 g/cm3，有效地防止水泥浆在候凝期间发生气窜。

2 应用推广情况

目前本技术已在威远区块应用36口井，其中威202区块21口，威204区块15口。实现了套管的安全下入，获得了良好的居中度；固井地面施工正常，注替过程及候凝期间无气窜，实现了对地层的压稳；优良的前置液、水泥浆性能与较高的顶替效率，提高了水泥环的胶结质量。未出现因为固井水泥环胶结质量而引起的压裂事故。

2.1 实现套管的安全下入保证居中度

在下套管作业前，安排负责口井的施工指挥提前驻井，配合钻井队工程技术人员对井下附件进行丈量、通径、清洗；监督套管下入的全过程，指导钻井队在指定位置安放套管扶正器。

在井身质量不佳处通过旋转下套管技术，有效降低了套管在长水平段下入时的摩擦阻力，使得套管能够顺利下放到位。在各个特殊套管段采用刚性扶正器、刚性滚轮扶正器、树脂刚性扶正器交替下入，获得了较好的居中度，为提高顶替效率提供了良好的井眼准备条件。本文利用威202H5-2井数据，通过Landmark软件模拟，水平段的套管居中度达到70%以上。

图3 套管居中度曲线Fig.3 The central degree curve

2.2 前置液实现对油基泥浆的润湿反转

在隔离液配置前首先进行室内评价，合格后按照配制标准进行现场配制。配制好的隔离液现场取样，进行复合评价。在其对油基泥浆的冲洗效果、密度、流变性能等各项参数符合标准后才能入井。

前置液占环空高度平均为800 m，能够有效冲洗、隔离和缓冲钻井液并与钻井液和水泥浆具有良好的相容性。实现了对油基泥浆的润湿反转，提高了水泥浆对油基泥浆的顶替效率。

2.3 水泥浆配方优良

与配制隔离液过程相同，均要由施工指挥及化验人员进行室内评价和现场大样复合评价，保证水泥浆各项性能参数符合标准后才能入井。

在混灰作业时，抽样检验现场水泥浆，并对大样进行复合试验，试验结果为优。注替过程中产生的循环压力能够很好地平衡地层压力，作业时无气窜、漏失等现象发生。水泥浆、前置液与泥浆三者具有合理的流变梯度，提高了顶替效率。领浆的稠化时间比尾浆的稠化时间平均滞后150 min，保证了水泥浆在凝结期间的压力平衡。

2.4 环空憋压保证水泥浆候凝期间的压力平衡

碰压后，立即进行环空憋压，在安全压力窗口范围内，增加作用于井底的静液柱压力，进一步保证水泥浆在候凝期间的压力平衡。水泥浆的强度发展时间平均为5～6 h，为安全起见，环空憋压时间为24 h，这样大大降低了水泥浆候凝期间发生气窜的风险。

2.5 施工过程模拟曲线

在固井注替过程中作用于井底的循环压力始终大于地层孔隙压力，防止了地层流体在固井作业过程中的窜入，保证了水泥环的胶结质量。

图6 顶替效率模拟图Fig.6 The simulation map of replacement efficiency

2.6 固井顶替效率模拟

采用威202H5-2井现场数据进行顶替效率的模拟，在0～3200 m处，顶替效率在95%以上；3700 m至井底，顶替效率平均在80%以上。

2.7 目的层固井质量评价

目前威202区块固井质量评价15口，威204区块固井质量评价15口。单井固井质量合格率平均为95%，单井优质率平均为83.14%，主要封固段固井质量全部优质。图7为威202H5-2井、威204H2-1井主要封固段的固井质量评价图。

2.8 水泥环胶结质量满足后期压裂要求

目前威202H2、威202H5、威204H2、威204H3、威204H7平台已完成压裂作业，未出现因固井水泥环胶结质量而引起的压裂事故，水泥环的胶结质量得到了很好的验证。

a.威202H2-1井 b.威204H2-1井图7 固井质量评价Fig.7 Cementing quality evaluation

3 结论

(1)采用旋转引鞋旋转下套管，有效降低了套管在长水平段下入时的摩擦阻力，使得套管能够顺利下放到位。优化扶正器组合，有效提高了套管的居中度，套管居中度达到70%以上。

(2)形成了前置液配方。该前置液具有良好的沉降稳定性和冲洗效果，较好地实现了油基泥浆的润湿反转，提高了对油基泥浆的顶替效率。

(3)采用双凝双密度固井技术，气窜量为零，水泥环的弹性模量小于7 GPa，屈服应力大于20 MPa，塑性区厚度较小，压裂过程中第一、第二胶结界面产生的微环隙较小，井筒完整性能够很好地保证。良好的水泥浆性能，使得在注替过程中能够很好地平衡地层压力，作业时无气窜、漏失等复杂现象发生。水泥浆、良好的流变梯度，提高了顶替效率。领浆的稠化时间比尾浆的稠化时间平均滞后150 min，保证了水泥浆在凝结期间的压力平衡。

(4)碰压后立即进行环空憋压，在安全压力窗口范围内，增加作用于井底的静液柱压力，进一步保证水泥浆在候凝期间的压力平衡。

(5)该技术可以提高固井作业前的井身质量，保证了固井施工过程的安全、连续，严格控制水泥浆候凝期间对地层的压稳，提高了水泥环的胶结质量，为后期大规模体积压裂提供很好的井筒条件。

(6)采用该技术单井固井质量合格率平均为95%，单井优质率平均为83.14%，水泥环的胶结质量好。

(7)截至2016年7月，本应用已经在威远区块成功实施36井次，固井地面施工正常，水泥胶结质量良好，没有发生因水泥胶结质量引起的压裂事故。

[1] 钟文力,洪少青,吕聪,等.页岩气水平井固井技术难点与对策浅析[J].非常规油气,2015,2(2):69-72.

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[9] 国家能源局.油井水泥浆性能要求(SY/T6544—2010)[S].北京:石油工业出版社,2010.

[10] 国家能源局.油井水泥外加剂评价方法(SY/T5504.5—2010)[S].北京:石油工业出版社,2010.

The Research and Application of Shale Gas Horizontal WellCementing Technology in Weiyuan Area

Liu Yang

(Cementing Company of Great Wall Drilling Company, Panjin, Liaoning 124000, China)

In this paper, according to the cementing difficulties of Weiyuan area, the wellbore preparation work in the early stage of cementing was emphasized, and a large number of experiments and demonstrations were carried out through the principle of casing centralizer placement, cement slurry and ahead liquid. Then the casing had been settled safety, making the oilbase cement slurry can be a good wetting reversal, had ensured the safety of the ground continuous construction and achieved the cementing construction and cement slurry during the preparation of the stability of the formation of stability, the replacement efficiency had also improved. Cement quality was good for the follow-up large-scale fracturing, had provided a strong technical support.

centralizer; oilbase cement slurry; slurry system; displacement efficiency; cement quality

“页岩气井钻完井及配套技术研究与现场试验”(2015T-004)资助。

刘阳(1987—)，男，满族，辽宁本溪，硕士，中级工程师，长城钻探固井公司责任工程师，从事固井理论研究及现场地面施工指挥。邮箱：diduansan@163.com.

TE257

A