平桥南区块固井技术研究与应用

李晓黎

中石化华东石油工程有限公司工程技术分公司，中国·江苏 扬州 225000

1 引言

平桥区块及周边是华东油气分公司页岩气勘探开发的重点区块，通过近年来技术攻关，形成了较为完善的钻完井工程配套技术。平桥区块地质条件复杂，气层显示活跃，泥浆密度高，同时该区块地层承压能力薄弱，在钻井及后期完井作业过程中发生漏失几率大，研选适合各开次防气窜水泥浆体系，建立全井长效密封固井工艺，形成适合平桥及周边页岩气井长效密封固井技术，对实现页岩气资源的高质高效开采具有很强的现实意义[1]。

2 固井难点

2.1 套管不易入井

由于平桥南区块部署生产井目的层多在龙马溪组，钻井施工过程中小河坝组井漏多发，龙马溪组时有井下垮塌等复杂情况，且井身轨迹调整频繁，水平段常达1000m以上，最大井斜有时达到100°以上，造成井身质量差，这些是造成下套管过程中易阻卡的主要原因。

2.2 水泥浆配方设计困难

2.2.1 水泥浆体系的抗高温性能要求高

平桥南区块地温梯度达2.5℃/100m，产层套管固井的井底循环温度一般在100℃～130℃，该温度属于固井施工的高温范畴，因此要求水泥浆和前、后置液具有较高的抗高温性能。

2.2.2 领浆密度低，防漏与封固质量矛盾突出

为减小漏失风险，领浆使用低密度水泥浆。由于低密度水泥浆水灰比高，易产生塑性收缩，受井下高温高压影响，水泥浆膨胀性能变低，在候凝过程中产生环空微间隙，影响固井质量。同时低密度水泥石硬脆性较强，后期探扫塞会对水泥石有一定的冲击，使得硬脆性水泥石胶结劣化。

2.3 顶替效率低下

由于平桥南区块小河坝组胶结性较差,井壁稳定性差，致使钻井施工中易出现垮塌等复杂情况，因此造成该井段的井径较大，因此在正常循环时，此井段靠近井壁附件的泥浆基本上不参与循环，导致此井段井壁附近的岩屑难以携带干净；其次，由于深井施工需要，钻井液的密度比较高，该区块固井时为了降低漏失风险，前置液密度仅比钻井液密度高0.01g/cm3，前置液密度的局限一定程度上限制了顶替效率的提高；同时由于钻井液粘度高和切力大，致使固井施工过程中的流动阻力增大，环空返速减小，难以实现较高的顶替效率。

2.4 水泥塞长要求高

由于甲方综合考虑施工工艺及成本，近年产层套管多使用滑套工具，滑套工具距离阻流环位置多在20m左右，这就要求水泥塞长不能超过20m，否则滑套工具即被固死，因无法打开而失效。

3 技术措施

3.1 降低套管遇阻的方法

3.1.1 模拟套管刚度的钻具组合通井

针对套管下入困难的现状，首先是做好通井工作，钻具组合中加入2～3个刚性扶正器，对钻进摩阻异常井段以及全角变化率比较大的井段，反复提拉,达到修整井壁，破除台阶的目的，同时通井到底后采用大排量循环,排量通常不小于固井施工时的最大排量（1.8m3/min），一方面可以充分携砂，也起到了动态验漏的目的；另一方面，起钻前调整好钻井液性能,减小摩阻,降低套管遇阻几率。

3.1.2 合理使用套管扶正器

在套管入井过程中，套管所受的摩擦阻力主要影响因素有：摩擦系数、接触面积、正压力、滑动速度。套管下入过程中，所受的正压力基本不变，同一材质在同一井段的情况下，摩擦系数恒定，而下入速度也可以近略视为常值。综上，套管下入摩阻大小主要决定因素在于套管与井壁的接触面积。

f摩擦阻力=μ×F×S×V

其中，μ为摩擦系数；F为正压力；S为接触面积；V为滑动速度。

套管受力如图1所示。

图1 套管受力示意图

要达到有效减小套管与井壁的摩擦阻力的目的，减少接触面积应该说是最简便有效的手段。通过软件模拟，在合理的安放套管扶正器后，尽量避免套管与井壁的面接触，将主要接触方式转变为扶正器与井壁的点接触，实际原理类同与将滑动摩擦转换成滚动摩擦，套管下入摩阻降低明显，现场实际应用中也验证了这一结果[2]。

套管扶正器的合理安放对提高套管居中度也有着重要意义，为确保套管居中度，提高顶替效率，我们采用软件反复模拟扶正器的最佳安放位置，从现场应用及软件模拟情况看：封固段内井斜小于30°三根套管安装一只树脂旋流扶正器，井斜在30°～60°之间的，每两根套管安装一只树脂旋流扶正器，井斜大于60°至A靶点井段每根套管安装一只树脂旋流扶正器，A靶点至井底位置每根套管安装一只整体式弹性扶正器，同时引进新型滚珠扶正器，在井身轨迹特别不利于下套管的井段，使用新型滚珠扶正器，这种安放方案一方面可以有效降低套管入井时的摩阻，同时也能确保套管居中度达到施工要求。

3.2 水泥浆配方设计

3.2.1 优选长期密封的低密度水泥浆体系

经过室内大量实验，最终确定了满足长期密封要求的水泥浆配方：G级水泥+17%漂珠+10%微硅+4%弹性材料+4%液硅+5%降失水剂+缓凝剂+水。

具体如表1、图2、图3所示。

图2 体积收缩曲线

图3 静胶凝轻度发展曲线

表1 该配方的相关性能数据

从强度发展曲线看出，性能不变，水泥浆塑态在8h结束，抗压强度开始发展；水泥石强度发展至48h，抗压强度为15MPa。从体积收缩发展曲线可以看出领浆低密度水泥浆在1h开始停止体积收缩。低密度水泥石的弹韧性等各项性能更好，静胶凝强度无变化，收缩膨胀率经过实验评价为零，无体积收缩，能满足封固重叠段的需要。

3.2.2 该配方的优点

第一，低密度水泥浆选用减轻材料主要为天然漂珠，与其他减轻剂相比，该微珠主要优势在于：重量轻、体积大、热导率低、抗压强度高、抗温性能好、流动性好。

第二，采用微硅、水泥和天然漂珠共同组成了三元紧密堆积体系，该体系以均匀分布的漂珠、水泥、微硅颗粒为主体，其中漂珠作为骨架颗粒，是体系的一级颗粒，水泥作为二级颗粒，充填漂珠间隙，微硅作为三级颗粒，填充于前两种颗粒间隙，形成了初步级配的的三元体系。

第三，体系中加入纳米材料液硅和弹性材料，以此提高低密度水泥石的弹韧性，减小低密度水泥石的收缩，预防产生环空微间隙。通过调整优化，水泥浆流变值冷浆600R/min为大于300，300r/min为200左右，低转速为10左右；高温养护后600R/min为250左右，低转速为10左右，水泥浆达到这样的流变效果，水泥浆流动性能好。

第四，使用抗高温纳米材料（液硅）以及抗高温抗盐降失水剂，除达到水泥浆良好的防窜效果，更重要的是具有良好的膨胀特性，对水泥水化过程中的体积收缩量予以补充，充分满足环空尤其是套管重叠段的封固效果。

3.3 改进驱油前置液提高顶替效率

首先对隔离液评价方法进行改进；油基泥浆含堵漏材料较多，冲洗不干净。改进前评价冲洗效果时用六速粘度仪300R/min，600/min冲洗，改进后使用200r/min冲洗。

同时优化了隔离液流变参数；根据水泥浆流变参数和油基泥浆调整隔离液流变参数，调整隔离液流变参数与油基泥浆相近或大于油基泥浆。适当增加冲洗剂的有效成分，进一步增强隔离液冲洗性能，来应对油基泥浆受污染情况下冲洗。

图4，图5为不同SCW-D加量条件下前置液的加量敏感性评价和返速敏感性评价。图示表明：随着SCW-D加量的增加，前置液的冲洗能力明显增加，在低返速下前置液易能有效的清除泥饼。

图4 冲洗液冲洗时间敏感性评价（300rpm）

图5 冲洗液冲洗速度敏感性评价（7min）

SCW-D加量达到16%时300rpm转速下（0.54m/s），前置液7分钟清洗效率能够有效达到100%，且无油膜或油斑，因此针对易漏页岩气井16%SCW-D为前置液的理想加量。

实验室模拟清洗7min后前后对比见图6。

图6 实验室模拟清洗7min后前后对比

3.4 新型压塞液的研发

新型抗高温压塞液配方：3%～5%二糖溶液（C12H22O11）+2%～4%DZH （具体加量根据实际施工温度来选择）。

新型压塞液的优点：

①总体配制成本低，配制简单快捷；

②冲洗液高温下所具有优异的超缓凝性能，降低了形成长塞的概率；

③新型压胶塞液现场应用后，有效避免了留长塞现象。

3.5 综合措施预防漏失

对于漏失井，特别是水平井段漏失井，按照水泥浆与泥浆的密度差+0.1g/cm3。

当量密度计算承压值，用堵漏泥浆进行承压后，筛掉堵漏浆，大排量循环验漏，用清浆承压至水泥浆与泥浆的密度差。对于钻进过程无漏失井，承压至水泥浆与泥浆的密度差，然后大排量循环验漏，起钻下套管。

同时经与甲方协商讨论，水泥浆返至1000m，一方面降低前置液返出量，利于环保，一方面降低漏失风险[3]。

4 现场应用效果

通过将以上的固井技术措施在平桥南区块进行推广应用，页岩气项目完成了固井质量96%优秀率的技术指标。具体统计数据如表2所示。

表2 平桥南区块近期固井质量统计表

5 结论与认识

第一，通过水泥浆体系及前置液、压塞液的优化，可以有效减小固井时漏失风险，提高冲洗及顶替效率，确保固井质量。

第二，合理的选择施工参数，科学安放套管扶正器，可以有效提高顶替效率，降低套管下入摩阻，提升整体水泥环封固质量。

第三，页岩气固井总体工艺复杂，需从理论上加深对该区块固井质量和施工过程的认识和理解。