元頁HF—1井Ф139.7mm套管固井技術(shù)

鄧子波

[摘 要]元頁HF-1井是元壩地區(qū)第一口頁巖氣井，設(shè)計(jì)井深4920m，實(shí)際完鉆4982m，生產(chǎn)套管為水平井固井，且使用了柴油基鉆井液完井，存在套管下入難、居中難，油水基鉆井液相容難等技術(shù)難題，固井需要考慮防竄、潤濕性反轉(zhuǎn)。根據(jù)該井基本情況和難點(diǎn)分析，確定固井方案，研究采用了四級隔離液模式，優(yōu)選水泥漿體系，優(yōu)化固井工藝參數(shù)，成功完成了元頁HF-1固井作業(yè)，固井質(zhì)量合格，滿足了后續(xù)作業(yè)要求。

[關(guān)鍵詞]固井技術(shù) 頁巖氣井 水平井 油基鉆井液 元頁HF-1井

中圖分類號：TE256 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：B 文章編號：1009-914X（2014）42-0019-01

1 概況

元頁HF-1井是中石化勘探南方分公司部署在川東北元壩南部低緩斷褶帶的一口頁巖水平井，目的層為中侏羅統(tǒng)千佛崖組二段泥頁巖油氣層，儲層巖性主要為灰色泥頁巖、深灰-灰黑色泥頁巖夾細(xì)砂巖、粉砂巖，設(shè)計(jì)井深4920m（垂深3659m），實(shí)際完鉆井深4982m，：

2 固井難點(diǎn)分析

2.1 套管下入難、居中難

（1）水平井段對井壁的側(cè)壓力很大，由于井斜角大、水平段較長，導(dǎo)致下套管摩阻較大，使套管很難順利下至預(yù)定位置， 水平井段對井壁的側(cè)壓力大，水平段較長以及井眼粘卡等井眼條件所帶來的高摩阻造成套管下入困難

（2）水平井段套管所受的重力方向不再是軸向而是徑向，這一重力極易導(dǎo)致套管偏心，甚至貼邊，套管難以居中。

2.2 提高頂替效率難點(diǎn)

（1）套管偏心，使套管低邊的鉆井液驅(qū)動困難，因此水平井段更容易竄槽，形成一條通道，從而影響水鉆井液的頂替效率。

（2）水平段采用了油基鉆井液完鉆，固井時需要恢復(fù)水潤性，達(dá)到潤濕反轉(zhuǎn)，來提高水泥漿頂替效率及水泥和井壁膠結(jié)質(zhì)量。

（3）鉆進(jìn)時，因水平井的鉆井液性能會偏重考慮井壁穩(wěn)定的因素，需提高鉆井液粘度來有效清洗井眼，鉆井液比重、粘度一般比較高，流動性差，固井時嚴(yán)重影響頂替效率。

2.3 水泥漿體系難點(diǎn)

（1）固井液體對于油基鉆井液存在破乳、絮凝問題，存在安全隱患。

（2）油基鉆井液以及其形成的油膜泥餅難以驅(qū)替干凈，水泥漿膠結(jié)質(zhì)量存在問題。

（3）由于油基鉆井液保溫性能良好，鉆進(jìn)時油基鉆井液溫度可能會高于地層溫度，固井時存在安全隱患，對水泥漿性能要求較高。

（4）目的層為低孔低滲的頁巖氣儲層，而頁巖氣層的開采需要采取壓裂增產(chǎn)措施，大型壓裂與分段壓裂均對固井膠結(jié)質(zhì)量提出了較高的要求，對水泥環(huán)的抗沖擊能力要求高。在滿足生產(chǎn)井段水泥漿膠結(jié)質(zhì)量良好的前提下，還要保證水泥石的長期封固效果。

3 主要固井技術(shù)措施

3.1 足量的扶正器設(shè)計(jì)，提高套管居中

水平井段選取欠尺寸剛性扶正器，在浮鞋上接一根1m短套管，安裝旋流剛性扶正器一只，確保套管“抬頭”和“引鞋居中”，減少下套管摩阻。

A點(diǎn)（3927m）至B點(diǎn)（4980m）： 每2根套管下1只剛性扶正器52只（195mm欠尺寸扶正器）；

3927m至3728m：每3根套管下1只剛性扶正器；

3728m至0m，每5根套管下1只扶正器（彈剛性扶正器隔加）。

3.2 優(yōu)化隔離液設(shè)計(jì)，確保高效驅(qū)油，防止油水基漿體接觸破乳膠凝

隔離液設(shè)計(jì)方案：防鈣抗鹽先導(dǎo)油基鉆井液+柴油+沖洗隔離液+先導(dǎo)水泥漿

（1）注入柴油3-4m3占環(huán)空長度100m左右，稀釋油基鉆井液，并防止油基鉆井液遇水基漿體反向破乳膠凝。

（2）注入加有化學(xué)沖洗劑（5%）、能將親油界面轉(zhuǎn)為水潤濕的水基先導(dǎo)鉆井液25-35m3，占環(huán)空700-1000m，對界面沖洗時間為8-10min。同時水基先導(dǎo)鉆井液中加入纖維（0.1%），以防止頁巖遇水膨脹垮塌，攜砂清潔井眼并擾動清除油基鉆井液。

（3）注入加有高濃度的化學(xué)沖洗劑（20%）隔離液25-35m3進(jìn)行沖洗隔離，密度2.05-2.10g/cm3。沖洗時間8-10min。并加入纖維（0.1%）增強(qiáng)擾動清洗效果。

（4）注入15-20m3的先導(dǎo)水泥漿，密度2.05-2.10 g/cm3，進(jìn)一步清洗井壁。先導(dǎo)水泥漿流變性能近似紊流。沖洗時間為5-8mim。先導(dǎo)水泥漿中加入纖維（0.2%）提高頂替效率。

3.3 合理設(shè)計(jì)漿柱結(jié)構(gòu)，提高頂替效率

（1）領(lǐng)漿性能在保證穩(wěn)定性良好的前提下，盡量低切力以有利于壓穩(wěn)，封固好直井段，設(shè)計(jì)雙凝界面3350m。

（2）尾漿封固水平段與大斜度井段，要求零游離液（尾漿傾斜45°）；同時在尾漿中加入纖維防止漏失，增加水泥石的韌性與抗沖擊性。

（3）隔離液、水泥漿按最小的密度差梯度，在高固相含量的油基鉆井液條件下，水平段能減少高低邊流動差異，從而達(dá)到更好的頂替效果。

3.4 調(diào)整壓穩(wěn)設(shè)計(jì)方法，確保氣層壓穩(wěn)

（1）改進(jìn)的壓穩(wěn)計(jì)算設(shè)計(jì)：地層壓力按垂深計(jì)算，水泥漿失重按斜深計(jì)算。

（2）采用預(yù)應(yīng)力固井工藝，按B點(diǎn)處垂深3659m，領(lǐng)、尾漿段按斜深計(jì)算失重，進(jìn)行壓穩(wěn)計(jì)算，替漿結(jié)束后環(huán)空加回壓抵消水泥漿失重壓力損耗。

4 水泥漿體系性能評價

4.5 水泥石三軸力學(xué)性能測試

將尾漿配方中是否加入“防竄劑FLOK-2+纖維ALF-1”的水泥石進(jìn)行力學(xué)性能對比，實(shí)驗(yàn)采用高溫高壓三軸巖石力學(xué)測試系統(tǒng)進(jìn)行了三軸應(yīng)力測試，試驗(yàn)條件為三軸應(yīng)力（圍壓30MPa，溫度90℃），測試得三軸圍壓下的抗壓強(qiáng)度、彈性模量和泊松比值，其結(jié)果見表13。

由三軸應(yīng)力應(yīng)變曲線可知，在井下溫度壓力條件下（圍壓30MPa，溫度90℃），配方中加入“防竄劑FLOK-2+纖維ALF-1”的水泥石比未加“防竄劑FLOK-2與纖維ALF-1”的水泥石應(yīng)變值大4～5倍，同時應(yīng)力值增大17.4MPa，彈性模量降低了2倍，說明防竄劑FLOK-2和纖維ALF-1有助于增加水泥石彈塑性。針對套管139.7mm極限載荷（最大內(nèi)壓）下套管最大變形量3.5%左右，傳遞至水泥環(huán)壓力為45MPa左右，因此本次水泥石能在套管變形范圍內(nèi)保持完整不破裂。對頁巖氣固井來說，能提高頁巖氣固井質(zhì)量，保持油氣井水泥環(huán)的長期完整性。

5 現(xiàn)場施工

元頁HF-1井于2012年6月8日進(jìn)行固井施工作業(yè)，注入水泥漿139m3，其中先導(dǎo)水泥漿15m3，領(lǐng)漿46m3，中間漿37m3，尾漿41m3，注水泥排量1.1-1.4m3/min，替漿排量0.9-1.8m3/min。注入水泥漿平均密度2.19g/cm3，施工過程順利，碰壓14-20MPa，返出地面水泥漿15m3，環(huán)空憋壓8MPa侯凝。

6 固井質(zhì)量評價

測井日期2012年6月19日02時，測量項(xiàng)目為聲波變密度測井，測量井段12-3640m。固井質(zhì)量綜合評價為一界面合格，二界面不合格。

7 認(rèn)識與體會

針對元頁HF-1井Ф139.7mm套管油基泥漿完鉆的固井技術(shù)難題，經(jīng)過前期論證，優(yōu)化固井施工設(shè)計(jì)，后來進(jìn)行了大量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，從而順利的完成了元壩地區(qū)第一口頁巖氣水平井固井作業(yè)，也總結(jié)出了以下幾點(diǎn)認(rèn)識，為今后同類型井固井施工作業(yè)提供了可以借鑒的經(jīng)驗(yàn)。

7.1 優(yōu)化采用了四級隔離液模式，即防鈣抗鹽先導(dǎo)油基鉆井液+柴油+沖洗型隔離液+先導(dǎo)水泥漿。

7.2 先導(dǎo)漿加入化學(xué)沖洗劑（5%），能將親油界面轉(zhuǎn)為水潤濕，確保了井眼清洗并順利的完成了井壁泥餅的潤濕性反轉(zhuǎn)，確保了水泥與井壁二界面的膠結(jié)質(zhì)量。

參考文獻(xiàn)

[1] 孫海成.頁巖氣儲層壓裂改造技術(shù)[J].油氣地質(zhì)與采收率，2011，18（4）：90-93.

[2] 崔思華.頁巖氣鉆井技術(shù)現(xiàn)狀及難點(diǎn)分析[J].天然氣工業(yè).2011，31（4）：72-74.endprint