页岩油水平井固井技术难点及对策

马立国

摘要：页岩气开发的核心技术为长水平段水平井配合大型水力压裂，而固井质量不佳是制约页岩气井实施储层改造的主要瓶颈。固井质量不佳的主要原因在于水平井套管居中度难以保证，低边水泥浆易窜槽; 油基钻井液黏切高，黏滞性强，难以被水泥浆顶替干净; 油基钻井液在井壁表面形成的油膜和油质泥饼清除困难，湿润反转不足，水泥环与井壁及套管的胶结质量差; 钻井液和水泥浆密度高，流体行程长，流动摩阻大，清水顶替压差大，施工泵压高，限制了顶替排量，制约了顶替效率; 储层改造进行体积压裂时套管和水泥的特性差异导致水泥环胶结失效甚至水泥环破裂。因此保证水泥环的完整性是页岩气井固井必须要解决的技术难题。

关键词：页岩油 水平井

引言

页岩油是油田重要的接替资源，在钻井过程中常发生井壁剥落、坍塌、起下钻遇阻等井下复杂，针对此问题通过开展页岩油地层井壁失稳机理分析，明确了页岩油地层井壁失稳的主要因素，并明确了调整主、辅乳化剂最优配比，改善低转速粘度，提高体系携岩能力，保证井眼清洁效率等钻井液优化研究思路，最终形成一套封堵性能优异的油基钻井液体系。

1页岩油地层钻井液施工难点分析

（1）井下复杂事故率高。对近几年大庆页岩油区块施工情况进行分析，施工的5口井中有4口井使用油基钻井液，均发生了不同程度的井壁剥落和掉块现象，一口井采用水基钻井液，井壁坍塌现象更为严重，频繁憋泵、卡钻，最终导致该井被迫提前完钻，这就要求钻井液具有良好的井壁稳定能力。（2）目的层埋藏较深，造斜段和水平段较长，起下钻和后期下套管摩阻较大，需要钻井液具有良好的润滑能力。（3）长水段水平井技术是页岩油增储的核心技术，这对钻井液的携岩能力提出更高要求，否则极易在井底形成岩屑床，如果设计井轨扭方位，更不利于钻屑及时返出，同时在着陆及水平段施工中经常调整井轨寻找储层，携屑更加困难，加剧了井下安全风险。

2 页岩油地层井壁失稳机理分析

2.1 XRD衍射分析

通过对页岩油区块青山口组二段和青山口组一段取样岩芯进行XRD衍射分析得知，大庆页岩油地层粘土矿物含量总体含量较高，超过30%，主要以伊利石和伊蒙混层为主，其中伊利石相对含量大于80%，脆性矿物含量高达45%以上。高粘土矿物含量极易导致页岩发生表面水化，引起井壁剥落，导致井壁承压能力低，同时，钻井液滤液等外来液相在压力传递作用下，容易发生“水力尖劈”作用，进而发生更为严重的井壁失稳事故。

2.2 扫描电镜及薄片分析

通过扫描电镜及薄片分析得知，页岩油地层页理、微裂缝发育，微裂缝以页理缝和构造缝为主，页理缝密度较高，构造缝宽度为微米级

2.3 水化特性测定

通过滚动回收实验和线性膨胀实验得知，页岩油地层岩芯在清水的滚动回收率为93%，线性膨胀率小于5%，属于低分散弱膨胀型硬脆性页岩。

3弹韧性水泥浆体系及性能

研究页岩气井目的层为致密储层，需要采取压裂增产措施，压裂改造后才能实现经济性开采，压裂压力高达 50 ～90 MPa，甚至更高，压裂时套管产生径向膨胀，水泥石受到巨大的挤压力，而常规水泥石属于脆性材料，与套管的弹性和变形能力存在较大差异，压裂压力释放后，水泥石不能恢复原来的变形，水泥环与套管的胶结遭到破坏，就会产生微环隙，导致水泥环封隔失效，引起环空层间窜通。因此页岩气井水泥石必须具有一定的弹性变形能力或者说具有高强的弹韧性，才能保证水泥环的完整性。为了满足页岩气井对水泥石弹韧性的需要，研制生产了油井水泥弹性剂 G404 和增韧剂 G403，以及配套产品固体胶乳 GR 和晶格膨胀剂 G401。

3.1水泥外加剂特性

①弹性剂 G404。以改性橡胶粉为主料，短纤维为辅料，配制成的油井水泥用弹性剂，能有效降低水泥石的弹性模量。②增韧剂 G403。依靠复合纤维的阻裂和增韧特性，利用纤维对载荷的传递，使水泥石内部应力分散，增加水泥石的抗冲击能力，防止水泥石的应力开裂，阻止裂缝扩展，并在强冲击载荷作用下对应力场形成屏蔽，从而提高水泥石的韧性，防止压裂压力对水泥石产生脆性破裂。③固体胶乳GR。主要原料为丁苯胶乳，以丁二烯、苯乙烯为主要单体，通過乳液聚合的方式制备得到。胶乳颗粒能覆盖在水泥颗粒表面，形成连续的网状结构，增强水泥石的弹韧性，避免水泥石脆性破裂; 具有良好的防气窜性能; 能改善水泥环与套管和地层的胶结状况。④晶格膨胀剂 G401。通过改变溶液中大离子基团的数量及组成，利用化学反应形成体积大的晶体物质，产生化学预应力，在水泥浆凝结过程中产生膨胀，形成一定的强度结构，抵抗水泥浆失重造成的地层流体侵入环空。

3.2水泥浆体系的组成及性能

水泥浆设计为双密双凝体系，领浆封固水平段以上井段，从压稳油气层及防止井漏角度出发，领浆密度设计高于钻井液密度0.10 ～0.15 kg/L，井下有漏失时取下限，无漏失时取上限; 尾浆封固水平井段，考虑到水平段水泥浆不产生压差，不会影响油气层压稳，设计采用密度为 1. 90 kg/L 左右的常规密度水泥浆，有利于减小水泥浆配制的难度，降低水泥浆成本，又易于保证水泥浆的整体性能[1]。

4固井施工技术

①下套管前通井时钻具带 2 个扶正器通井，使钻具刚性大于套管刚性，并充分刮除井壁虚泥饼和井壁下侧岩屑，确保井眼清洁和套管顺利下入，并为水泥良好胶结创造条件。②使用旋转式下套管浮鞋，接在一根1 m 左右的短套管上，并安装一只滚珠旋流扶正器，使套管起到所谓的“抬头走”的效果，降低下入遇阻的风险。套管下入过程中如果遇阻，可以采用顶驱边循环边旋转下套管，保证套管下至预定井深。③全部采用旋流刚性套管扶正器（ 裸眼段和重叠段扶正器外径分别为 Φ206 mm 和 Φ208mm） ，防止旋转下套管时扶正器损坏，且水平井段与大斜度井段使用滚珠旋流刚性扶正器，减小套管下入摩阻，提高顶替效率。扶正器加放方法是 B 靶点和 A 靶点之间井段每根套管下入 1 只滚珠旋流刚性扶正器，A 靶点至30°井斜角之间井段每2 根套管下入1 只滚珠旋流刚性扶正器，30°井斜角至上层套管鞋之间井段每3 根套管安放1 只旋流刚性扶正器，重叠段每 5 根套管安放 1 只旋流刚性扶正器。④注前置液之前注入 30 m3左右与井浆密度相同，表观黏度低于井浆 10 s 以上，屈服值 <12 Pa 的冷却先导低黏切油基钻井液，降低井下温度，驱替井内黏稠钻井液，有利于保证施工安全，提高水泥浆顶替效率。⑤注完水泥后采用清水顶替，管内外压差可达 35 ～50 MPa，对套管起到径向预应力作用，减小或避免产层改造时高压压裂后的套管收缩可能产生的微环隙; 顶替采用2 台压裂车进行，排量一般不超过 1. 8 m3/min，避免环空流阻过大，造成井下漏失。⑥碰压结束后立即对井口环空进行憋压，憋压4 ～ 5 MPa，起压后憋入量一般控制不超过 1. 0m3，防止井漏; 候凝期间如果压力下降，及时补压;尾浆到达稠化时间后，环空憋压至 12 ～15 MPa，防止领浆“失重”产生气窜，而且有利于使水泥环与套管及地层结合更紧密，降低微环隙形成的可能性，保障水泥环长期整体密封性能，消除环空气窜通道[2]。

结束语

通过调整主、辅乳化剂最优配比，改善低转速粘度，提高体系携岩能力，保证井眼清洁效率等措施，最终形成一套封堵性能优异的油基钻井液体系。在现场施工中，钻井液井壁稳定效果突出，为页岩油安全施工提供了技术支撑[3]。

参考文献：

[1]王延斌. 三大技术创新 胜利页岩油取得战略突破[N]. 科技日报，2021-11-09（001）.

[2]王楠男.大庆油田古龙页岩油钻井液技术研究与应用[J].西部探矿工程，2021，33（11）：91-92+97.

[3]陈依伟，周玉辉，梁成钢，徐田录，何永清.页岩油水平井产量变化定量表征模型[J].西南石油大学学报（自然科学版），2021，43（05）：97-103.