昭通页岩气示范区水平井生产套管固井技术

2019-06-12张永强曲从锋卞维坤陈安环唐守勇

钻采工艺 2019年5期

张永强，曲从锋，卞维坤，陈安环，唐守勇，徐明

（1中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司2中国石油集团工程技术研究院有限公司）

张永强等.昭通页岩气示范区水平井生产套管固井技术.钻采工艺，2019，42（5）：31-34

随着页岩气勘探开发的不断深入，页岩气水平井的水平段长度也在逐渐增加，目前昭通地区水平段超过2 000 m的已经超过16口井，长水平段压裂施工规模大，生产套管承压高，对固井质量和井筒完整性提出了更高要求。

昭通页岩气示范区通过大量的水平井、尤其是超长水平井固井实践证明，页岩气固井存在着套管安全下入问题、分段压裂后套管变形问题、环空带压问题、水泥石韧性改造及高密度油基钻井液条件下界面胶结质量差等问题。通过套管安全下入、洗油冲洗液、韧性改造水泥石、平衡压力固井及预应力固井等技术集成，确保了生产套管固井质量，满足了压裂过程不发生层间干扰、完钻塞及压裂期间不发生套管错断或变形，对指导页岩气示范区大规模开发及后续产能建设起到了重要作用。

一、页岩气井生产套管固井面临的技术难点

昭通页岩气示范区地质构造复杂，为“强改造、过成熟、高应力”山地页岩气特征，区内地层产状变化大，断层裂缝发育，表现为地层易坍塌、井径扩大率大、地层承压低、易发生井漏、上部及目的层段气层活跃、地层倾角大、水垂比大等地质及工程难点，在钻完井作业上具体表现为：

（1）区内三维大位移水平井、勺形井、地层倾角超过15°的上倾井，“狗腿度”大及“大肚子”井眼等复杂井不断增多，套管下入过程摩阻（图1）及侧向力大，对套管的居中度要求及安全下入带来挑战。

图1 X井下套管摩阻计算图

（2）昭通示范区地处四川盆地边缘，区域内龙马溪地层变化大，内部断层、裂缝发育，井漏频发。主要集中在三开后的韩家店、石牛栏、龙马溪地层，累计发生13井次大规模井漏，漏失油基钻井液4 159 m3，处理井漏用时220 d。频发、规模较大的井漏，如何提高固井施工质量，保证水泥浆不低返，确保井筒完整性，是页岩气水平井固井面临的重大难题。

（3）油基钻井液对固井质量影响大。为降低钻完井风险，区内的页岩气水平井多采用油基钻井液完井。井筒长期在油基钻井液环境中，二界面形成一层“亲油憎水”的油膜，影响亲水性水泥石与二界面的胶结质量，易产生环空微间隙，影响水泥环层间封隔质量。实验研究表明［1］，水泥浆与油基钻井液相混比例达9∶1，水泥石抗压强度将降低50%。

（4）长水平段固井风险大。一般完井钻井液密度在1.8～2.1 g／cm3，高密度油基钻井液条件下长水平段固井，井径不规则，水平段长，高密度油基钻井液难以顶替干净，且油基钻井液与水泥浆相容性差，易影响固井施工安全及固井质量。

（5）满足大型体积压裂改造，对井筒密封完整性要求高。固井时“三压稳”控制不好，易窜气造成环空微间隙，引起环空带压；大型体积压裂对水平段水泥环密封完整性要求高。

二、措施及对策

1.下套管技术

良好的井筒条件是保证完井质量的关键，通过模型计算，井眼曲率影响套管抗内压强度，如图2所示，井眼曲率为10°／30 m，抗内压强度降低约6%；套管残余摩阻降低套管抗内压强度，如图3所示，以X井为例，可计算MD 2 924 m处套管承受35.25 MPa的压应力，则此处抗内压强度由102.5 MPa降为100 MPa，降低比值为2.4%。

图2 井眼曲率影响套管抗内压强度模板图

图3 套管残余摩阻影响套管抗内压强度模板图

解决方法：①从设计开始，预先考虑轨迹的圆滑，一是针对三维轨迹，设计时尽可能采用多段制，使轨迹变成近二维；二是针对地层倾角较大的上倾井，水平段长度进行适当的控制，一般不超过1 700 m；三是针对水平段可能穿断层的井，在轨迹设计建模时进行优化，减少频繁调井斜；②做好下套管前通井作业，通过模拟套管串刚性，最低要求是“双扶”通井，通井到底后要采用2 m3／min以上排量及90 r／min以上高转速循环，清洗井筒；③做好地层承压试验，为优化固井设计提供依据；④套管串的优化组合，首先是保证套管居中度大于67%，优化扶正器选型及安放：井斜角50°～水平段，1只Ø205 mm滚珠扶正器×1根套管；造斜点～50°，1只刚性旋流扶正器×2根套管；技术套管鞋～造斜点，1只Ø205 mm刚性旋流扶正器×3根套管；井口第2根套管～技术套管鞋，1只Ø210 mm刚性螺旋扶正器×5根套管；⑤套管附件：水泥注入头承压大于70 MPa，浮箍、浮鞋及胶塞正反向承压大于50 MPa，井斜角30°以下的扶正器采用刚性滚珠螺旋扶正器，下部采用旋转引鞋，便于套管下入；⑥为减少套管屈曲、应力集中，预防套变，套管下到位后，采用顶驱补扭，保证管串完整性，同时通过充分循环及上提下放，保证套管座封力；⑦在水平段长度大于2 000 m的水平井或地层倾角大于100°的上倾井中，完井生产管串中下入趾端滑套，首段压裂时通过打压到趾端滑套开启压力（50～80 MPa），可省去一趟压裂前连续油管通井、射孔，节约成本，降低井下风险。

2.平衡压力防漏固井技术

下套管前，在钻井液中添加FIB纤维材料和CARB固体颗粒材料及其他配套材料，封堵漏失层位，做好地层承压试验，如无法提高地层承压能力，则在满足水泥石强度要求时，降低水泥浆密度［2］。因此应根据地层承压试验结果，通过调整设计水泥浆、冲洗液、隔离液的密度，设计平衡压力固井，确保水泥浆一次性上返。同时，在尾浆中加入纤维材料，提高水泥浆强度的同时，提高尾浆对目的层微裂缝的封堵能力。

3.高效洗油冲洗隔离液技术［3］

采用油基钻井液的水平井，完井固井施工中，附着在井壁和套管壁上的油膜很难被冲洗干净，影响界面胶结质量。使用添加有润湿反转作用的表面活性剂的洗油冲洗隔离液，其用量20～30 m3满足接触时间大于10 min，在紊流顶替下有效提高对油基钻井液的驱替效率，清理套管壁和井壁的油膜，提高水泥石与套管壁和井壁的界面胶结质量［4］。表1可看出，水泥浆∶钻井液∶冲洗隔离液＝7∶2∶1的污染稠化为19 Bc／180 min未稠化，证明洗油冲洗隔离液具有良好的冲洗隔离效果。

表1 污染实验

4.双凝韧性防窜水泥浆技术

尾浆要求48 h抗压强度大于21 MPa，7 d抗压强度大于28 MPa，7 d杨氏模量小于6 GPa；领浆要求48 h抗压强度大于16 MPa，7 d抗压强度大于24 MPa，7 d杨氏模量小于7 GPa。目前国内外油井水泥都基于下述方法提高水泥石韧性：①在水泥浆中加入一定比例的长短纤维，如木质纤维、尼龙纤维、合成纤维等，以达到阻裂、增韧、增强、抗收缩、防腐蚀和抗渗透。其阻裂和增韧的作用机制为：在挠曲载荷作用下，提高材料形成可见裂缝时的载荷能力；在疲劳载荷作用下阻止裂缝扩展；在冲击载荷作用下对裂纹尖端应力场形成屏蔽；显著提高水泥石的断裂韧性。同时利用纤维对负荷的传递，致使水泥石内部缺陷的应力集中减小，增加水泥石抗冲击能力。实验表明，纤维与水泥的重量比例、体积比例、长径比、以及分布状况等，对水泥浆性能影响极大。纤维过长、长径比过高都会影响水泥浆的失水性和流变性；纤维短、长径比过低，则水泥石韧性和其它力学性质增效甚小。在选择纤维种类和进行化学改性时，还应注意纤维与水泥界面粘接强度，它是影响水泥石力学性能的重要因素之一；②用聚合物水泥浆，如树脂、胶乳或胶粉等，由于大分子对水泥微粒之间连接作用和颗粒填充作用，并利用低弹性模量的高分子粉体材料降低水泥石整体的弹性模量，降低外力在水泥石中的传递系数，提高水泥石韧性。

中国石油集团公司川庆钻探井下作业公司自主研发SD66纤维增韧剂采用的纤维长度均小于4 mm，且有不同的长度分布和合适的长径比。其中含有两种不同性能复合纤维即高弹模纤维和低弹模纤维。高弹模纤在水泥石裂纹初期阻止裂纹扩展，提高水泥石抗裂性能和强度。低弹模纤维，在裂纹扩展阶段纤维提高水泥石延展性，复合纤维提高水泥石的抗裂性和延展性，增加水泥石韧性。

图4 水泥环的缺失影响套管抗内压强度模板图

5.优化水泥石力学参数及技术措施提高水泥环密封完整性

通过室内研究，如图4所示，水泥环的局部缺失影响套管的抗内压强度，当缺失25%时套管内的应力增加最大，由水泥环完整时的315 MPa增加至450 MPa，增幅为42.8%。如图5所示，模拟压裂过程，对水泥石受力及界面微环隙进行定量分析，可知低弹模、高强度的水泥环能够承受更高的温度、压力变化，有利于保持水泥环结构完整性［5-8］。采用清水顶替及环空憋压的预应力固井技术，提升水泥环与二界面的压应力，有利于防止环空微间隙，提升水泥环的层间封隔能力。

三、现场应用

目前，随着页岩气昭通示范区下套管技术、扶正器优选、高效洗油冲洗隔离液选择、韧性水泥浆体系应用等系列技术的集成应用，有效确保了在井深不断增加，水平段长不断加长，固井难度越来越大的情况下，固井质量仍稳步提升。

2011～2018年，页岩气昭通示范区水平井累计固井103口，其中超过2 000 m的水平井16口，最深井深5 390 m（YS108H23-1井）、最大垂深3 454.32 m（YS108H13-2井），最大水平段长2 810 m（YS112H12-1井），平均井深4 310 m，水平段长1 579.61 m，水平段平均固井质量合格率92%，优质率82%，无环空带压。