長(zhǎng)寧-威遠(yuǎn)頁(yè)巖氣示范區(qū)水平井固井技術(shù)

趙常青，譚賓，曾凡坤，冷永紅，段敏

（1.中國(guó)石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司井下作業(yè)公司，四川 成都610051；2.中國(guó)石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司工程技術(shù)處，四川 成都610051；3.中國(guó)石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司川西鉆探工程公司，四川 成都610051）

長(zhǎng)寧-威遠(yuǎn)頁(yè)巖氣示范區(qū)目的層為龍馬溪組，目前完鉆井深3 500～5 000 m，垂深2 400～2 700 m，水平段長(zhǎng)1 000～1 400 m。針對(duì)目的層頁(yè)巖脆性與水敏性的特點(diǎn)，產(chǎn)層段均采用高密度油基（合成基）鉆井液鉆進(jìn)，以確保井筒的安全與穩(wěn)定。如何在高密度油基（合成基）鉆井液和長(zhǎng)水平段情況下實(shí)現(xiàn)高效頂替與良好膠結(jié)［1-3］，為分段壓裂提供合格的井筒，是該區(qū)塊固井面臨的主要難題。

1 固井難點(diǎn)

1.1 提高頂替效率難度大

造斜段、水平段套管由于自重貼邊，居中度難以保證，容易形成高邊竄槽；鉆井過程中，井壁失穩(wěn)掉塊與垮塌導(dǎo)致井徑不規(guī)則，大肚子井段滯留鉆井液難以頂替干凈。油基鉆井液與水泥漿的兼容性差，接觸后水泥漿變稠，喪失流動(dòng)性，嚴(yán)重影響頂替效率，而且油基鉆井液在套管壁和井壁上形成的泥膜，界面親油憎水，也影響界面膠結(jié)質(zhì)量。

1.2 井筒密封完整性面臨挑戰(zhàn)

為最大限度發(fā)揮頁(yè)巖氣藏水平井的產(chǎn)能，需要采取大規(guī)模增產(chǎn)措施，而大型分段壓裂產(chǎn)生的巨大壓力將破壞水泥環(huán)和套管之間的密封完整性［4］。2011—2012年，部分井壓裂后出現(xiàn)井口帶壓，同時(shí)W201-H3 與N201-H1 井增產(chǎn)過程中出現(xiàn)套管變形，這些現(xiàn)象表明，前期固井方案還不能完全滿足體積壓裂的要求。

2 固井技術(shù)措施

2.1 提高頂替效率

2.1.1 清潔凈化井眼，循環(huán)調(diào)整鉆井液

下完套管后循環(huán)洗井1 周，配制與水泥漿塑性黏度、動(dòng)切力相似的稠漿4～6 m3，模擬固井施工排量段塞舉砂。待稠漿全部返出后，循環(huán)洗井2 周并調(diào)整井筒鉆井液，控制動(dòng)切力小于15 Pa、塑性黏度為40～75 mPa·s，改善其流動(dòng)性，以清潔、凈化井筒，更有利于確保施工安全，為提高頂替效率創(chuàng)造條件。

2.1.2 優(yōu)選扶正器，提高居中度

采用旋流扶正器，其復(fù)位力較小，不僅方便套管下入，同時(shí)傳統(tǒng)單向頂替變?yōu)槎豁斕娓欣谇宄蠖亲訙翥@井液［5-7］。現(xiàn)場(chǎng)根據(jù)軟件模擬情況確定扶正器安放位置，使水平段居中度達(dá)到50%～60%。

2.1.3 優(yōu)選沖洗隔離液體系，提高膠結(jié)質(zhì)量

篩選多種表面活性劑，對(duì)它們進(jìn)行復(fù)配，發(fā)揮每一種表面活性劑的協(xié)同作用，通過開展一系列不同配比的實(shí)驗(yàn)，最終形成最佳配比的沖洗劑。將鋼片與巖心浸泡白油基鉆井液24 h 后，用加6%沖洗劑的水基沖洗隔離液沖洗10 min，采用SL200C 型全自動(dòng)動(dòng)靜態(tài)接觸角分析儀測(cè)試沖洗前后水滴的接觸角［8-9］（見表1）。

表1 潤(rùn)濕角測(cè)定結(jié)果

表1表明：水在油膜表面基本上無法鋪展，接觸角很大，沖洗劑清洗油膜后接觸角明顯降低，真實(shí)頁(yè)巖的接觸角只有6.60°，基本屬于完全鋪展，說明沖洗劑對(duì)于油基鉆井液具有良好的潤(rùn)濕性能。

水泥漿、沖洗液與油基鉆井液以不同比例混合后漿體的流動(dòng)度測(cè)試結(jié)果表明（見表2），水泥漿與鉆井液混合后稠度增大，無法流動(dòng)，而沖洗液能夠有效改善水泥漿和鉆井液的流變性，無論在低溫還是高溫下都具有良好的相容性，流動(dòng)度均在18 cm 以上；隨著溫度的升高，混合液流動(dòng)度增加，有效解決了水泥漿與鉆井液接觸的污染問題，確保了施工安全性。

2.1.4 漿柱結(jié)構(gòu)梯度設(shè)計(jì)［10-11］

鉆井液、沖洗隔離液、水泥漿的密度差設(shè)計(jì)為0.05～0.10 g/cm3，動(dòng)切力YP 流變學(xué)匹配為鉆井液＜沖洗隔離液＜水泥漿（其中“＜”表示“小于”）。根據(jù)水泥漿與油基鉆井液接觸污染的嚴(yán)重程度，結(jié)合軟件模擬確定隔離液用量，避免水泥漿與油基鉆井液直接接觸后流變性變差。

表2 相容性流動(dòng)度試驗(yàn)

2.2 提高井筒長(zhǎng)期密封性

水泥石在高應(yīng)力作用下，主要表現(xiàn)為套管變形與水泥環(huán)變形不一致、壓裂破壞，形成裂紋，造成后期氣竄。通過以下4 項(xiàng)措施，確保井筒長(zhǎng)期密封性。

2.2.1 優(yōu)化完井管柱結(jié)構(gòu)

在相同壓力情況下，小直徑套管比大直徑套管的水泥石拉應(yīng)力小，徑向位移小，微間隙產(chǎn)生的可能性下降（見表3）。故采用減小套管直徑與增加套管壁厚、鋼級(jí)來避免界面產(chǎn)生微間隙。根據(jù)該區(qū)塊增產(chǎn)時(shí)井口壓力一般在50～60 MPa 的工況，φ139.7 mm 套管極有可能導(dǎo)致產(chǎn)生微間隙，而φ127.0 mm 套管產(chǎn)生微間隙的可能性小，因此將原來先導(dǎo)性試驗(yàn)中的φ139.7 mm 套管改為φ127.0 mm 套管。

表3 不同壓力下2 種套管的受力狀態(tài)及產(chǎn)生的微間隙

2.2.2 改變油層套管封固段長(zhǎng)

增產(chǎn)作業(yè)時(shí)，套管主要發(fā)生抗內(nèi)壓。假設(shè)套管為理想的厚壁圓筒，居中度良好，外載為均勻載荷；套管內(nèi)外壓力均不足使套管發(fā)生塑性變形； 忽略軸向力和溫度對(duì)管柱應(yīng)力的影響，則發(fā)生的形變量為

式中：ΔL 為形變量，mm；μ 為套管泊松比；E 為鋼材彈性模量，GPa；r 為套管內(nèi)、外徑的平均值，mm；ro為套管外徑，mm；ri為套管內(nèi)徑，mm；pi為套管內(nèi)壓，MPa。

增產(chǎn)作業(yè)必須采用大排量高泵壓的體積壓裂工藝，井口壓力是不能減小的，對(duì)環(huán)空全封的套管則無法實(shí)施該工藝。在套管類型與壁厚已定的情況下，油層套管只封固到上層套管鞋以上200～300 m，其上部重合段不封固。壓裂時(shí)可在環(huán)空加壓20～30 MPa，從而相應(yīng)減小了上部套管所受內(nèi)壓力。在這種情況下，相當(dāng)于對(duì)環(huán)空水泥面以下、氣層以上水泥環(huán)少施加了20～30 MPa 的壓力，將會(huì)減小12.9 μm 的間隙產(chǎn)生，同時(shí)增加了水泥石圍壓，進(jìn)一步提高了水泥石的抗破壞能力。

2.2.3 采用預(yù)應(yīng)力固井技術(shù)［12-13］

應(yīng)用輕質(zhì)介質(zhì)作頂替液，控制管內(nèi)外壓差在20～30 MPa，避免后期試油替換輕質(zhì)壓井液引起微環(huán)隙。

2.2.4 優(yōu)化水泥漿體系［14］

為改善水泥石受力狀態(tài)，在頁(yè)巖氣水平井油層固井水泥漿中加入自主研發(fā)的SDP-1 微膨脹劑。配方灰樣為夾江G 級(jí)∶精鐵礦粉∶微硅=700∶285∶15，水樣為0.5%SD35 +3.0% SDP-1 +0.07% SD21 +2.0% SD130 +0.2%SD52。在79 ℃，50 MPa，30 min 的條件下，主要性能為：密度2.20 g/cm3，流動(dòng)度21 cm，7 d 線膨脹率0.15%，自由水體積分?jǐn)?shù)0%，密度差0 g/cm3（BP 沉降實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)），初始稠度25 BC，抗壓強(qiáng)度24.6 MPa （85 ℃，48 h 條件），稠度系數(shù)0.045，流性指數(shù)1.219。當(dāng)水泥水化時(shí)，該膨脹劑促使鈣礬石的早強(qiáng)形成，隨著水化進(jìn)程，鈣礬石晶體不斷長(zhǎng)大，使水泥漿硬化時(shí)體積膨脹，在井下有限空間其線膨脹率為0.15%，能夠較好地補(bǔ)償水泥漿硬化過程的體積收縮。由于膨脹過程化學(xué)預(yù)應(yīng)力作用增強(qiáng)了水泥環(huán)與套管、地層的膠結(jié)強(qiáng)度，強(qiáng)化了環(huán)空密封完整性；同時(shí)微膨脹加重水泥漿的流動(dòng)性好，流動(dòng)阻力小，有效降低了井身結(jié)構(gòu)變化后的環(huán)空流動(dòng)摩阻。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果

3.1 產(chǎn)層固井質(zhì)量大幅度提升

2011年，長(zhǎng)寧-威遠(yuǎn)示范區(qū)開展了3 口頁(yè)巖氣水平井的先導(dǎo)性試驗(yàn)，固井質(zhì)量合格率平均為87.92%，優(yōu)質(zhì)率52.40%；2013年在該示范區(qū)共開展了8 口井固井，固井質(zhì)量合格率平均為97.20%，優(yōu)質(zhì)率87.92%?？梢钥闯觯叹畠?yōu)質(zhì)率得到了明顯提升。

3.2 井筒密封完整性滿足增產(chǎn)作業(yè)要求

截至目前，采用復(fù)合橋塞+分簇射孔聯(lián)作工藝，完成了W204 井、W205 井、CNH3 平臺(tái)8～12 層的分段壓裂作業(yè)。其中，W205 井施工泵壓82～96 MPa，排量10.4～11.6 m3/min，累計(jì)泵入砂液量26 742.84 m3、砂1 121.73 t。施工期間在未封固套管環(huán)空蹩15 MPa 平衡壓力，施工過程及后期環(huán)空均無竄氣、無套管變形的發(fā)生，水泥環(huán)的密封完整性得到了檢驗(yàn)。

4 結(jié)論

1）高密度高黏鉆井液段塞攜砂、循環(huán)調(diào)整鉆井液、高效沖洗隔離液、漿柱流變性匹配等綜合技術(shù)是提高頁(yè)巖氣水平井頂替效率的有效手段。

2）優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、優(yōu)選套管類型及改變水泥漿封固段長(zhǎng)、改善水泥石性能，可減少增產(chǎn)過程中對(duì)水泥石的破壞，減小微間隙的產(chǎn)生，增強(qiáng)水泥環(huán)的密封完整性。

3）建議不斷完善頁(yè)巖氣水平井固井技術(shù)方案，形成有區(qū)域特色的頁(yè)巖氣水平井固井技術(shù)，推動(dòng)國(guó)內(nèi)頁(yè)巖氣勘探開發(fā)的進(jìn)程。

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