焦石壩工區(qū)頁巖氣整體固井技術(shù)

馬小龍

1.中石化中原石油工程有限公司固井公司； 2.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院

焦石壩工區(qū)頁巖氣整體固井技術(shù)

馬小龍1，2

1.中石化中原石油工程有限公司固井公司； 2.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院

焦石壩工區(qū)海相頁巖氣井現(xiàn)已成為中石化勘探開發(fā)的重點，該工區(qū)上部地層溶洞裂縫發(fā)育，并伴隨有淺層氣，下部為微裂縫滲透性漏失且氣層活躍，井漏和壓穩(wěn)矛盾突出，油基鉆井液條件下長水平段固井質(zhì)量不易保證以及大型壓裂對水泥石破壞嚴重易造成井口帶壓。通過優(yōu)化導(dǎo)管下入深度，研發(fā)高強低密度水泥漿體系和韌性水泥漿體系，使用可控膠凝堵漏技術(shù)，應(yīng)用防漏、壓穩(wěn)、提高頂替效率等固井工藝，形成了焦石壩工區(qū)整體固井技術(shù)，提高了固井質(zhì)量，滿足了焦石壩工區(qū)開發(fā)的需要，為同類井固井提供了一定的借鑒作用。

焦石壩；頁巖氣；韌性水泥漿；固井；可控膠凝堵漏劑

焦石壩區(qū)塊位于重慶市涪陵區(qū)，構(gòu)造位于川東南地區(qū)川東高陡褶皺帶包鸞－焦石壩背斜帶焦石壩構(gòu)造高部位，固井施工過程存在井漏突出、壓穩(wěn)困難、油基鉆井液條件下油膜沖洗困難，以及大型壓裂對水泥石破壞嚴重等難題［1-5］，造成固井質(zhì)量不易保證，經(jīng)統(tǒng)計222井中，壓裂后井口帶壓的井占了78.83%。針對上述難題，通過優(yōu)化防竄、防漏、提高頂替效率等固井工藝，形成了焦石壩頁巖氣整體固井技術(shù)，提高了固井質(zhì)量，降低了井口帶壓率，滿足了焦石壩工區(qū)頁巖氣開發(fā)的需求。

1 主要固井技術(shù)難題

Main technical difficulties of well cementing

1.1 井漏嚴重

Serious circulation loss

（1）表層固井。表層地層松軟、易坍塌，溶洞暗河發(fā)育，清水鉆進漏失嚴重。設(shè)計導(dǎo)管只封固志留系自流井組，表層封固三疊系須家河組、雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關(guān)組，鉆井采用清水鉆進，由于雷口坡組遇水易坍塌，如不能快速鉆穿雷口坡組，坍塌將嚴重影響鉆速，固井前不進行堵漏，下完套管后強行固井，表層固井質(zhì)量將得不到保障。如焦頁61-2HF井井底漏失，前2次固井共注入35 m3水泥漿全部漏失，擠水泥共施工6次，才實現(xiàn)“穿鞋帶帽”的要求。

（2）技術(shù)套管固井。該井段韓家店組惡性漏失，志留系坍塌壓力和漏失壓力差值小，井壁易失穩(wěn)。該開次固井大部分采用正注反擠強行固井， 截止目前共施工99口井，采用正注反擠有88口井，僅有2口井實現(xiàn)了對接，其余均有空段，最大空段長達800 m。

（3）產(chǎn)層套管固井。該井段龍馬溪組、五峰組易漏，安全密度窗口窄，固井水泥返高不能滿足設(shè)計要求。龍馬溪組、五峰組漏失類型為微孔微裂縫滲透性漏失,極易造成井漏，甚至水泥漿返高不能進入大斜度段，反擠水泥不能對接，嚴重影響后續(xù)的作業(yè)。

1.2 壓穩(wěn)難度大

High-difficulty pressure stabilization

長興組、茅口組、棲霞組存在淺層氣，產(chǎn)層氣能量大，如焦頁56-4HF上竄速度可達40 m/h，全烴值高達90%，在井漏的條件下，壓穩(wěn)困難。

1.3 固井質(zhì)量不易保證

High-difficulty guarantee of cementing quality

設(shè)計水平段長1 200～2 200 m，水泥漿長時間在高溫高壓條件下運行，對其各項性能要求高；由于采用油基鉆井液鉆井，造成井壁和套管壁清洗困難，影響水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量。

1.4 對水泥石的韌性要求高

Highly required toughness of set cement

目的層為低孔低滲的頁巖氣儲層，根據(jù)水平段長度的不同，一般分15～25段進行大型壓裂改造，目前最高壓裂壓力已達110 MPa，在滿足生產(chǎn)井段水泥漿膠結(jié)質(zhì)量良好的前提下，要求水泥石具有較高的韌性以及耐久性。

2 關(guān)鍵技術(shù)對策

Key technical countermeasures

2.1 水泥漿體系的研制

Development of cement slurry system

針對焦石壩工區(qū)特點自主研發(fā)出了高強低密度水泥漿體系和韌性水泥漿體系，各項性能均滿足了焦石壩工區(qū)對水泥漿設(shè)計的要求。

2.1.1 高強低密度水泥漿體系 該體系應(yīng)用顆粒級配原理，選用漂珠、微硅作為減輕劑，合理配比優(yōu)選的外摻料顆粒，達到上下密度差小于0.03 g/cm3的穩(wěn)定性要求；應(yīng)用磺酸鹽與有機酸以及適量的引發(fā)劑合成緩凝劑，可優(yōu)先吸附鋁酸三鈣阻止其快速水化，而對硅酸三鈣吸附能力小，從而確保了頂部強度［6-7］。水泥漿基礎(chǔ)配方：JHG+30%～22%漂珠+6%～10%微硅+5.5%降濾失劑+3.0%膨脹劑+2.5%早強劑+0.2%消泡劑+1%纖維+1.2%～1.5%緩凝劑+現(xiàn)場水。水泥漿體系性能見表1。

表1 高強低密度水泥漿性能Table 1 Property of high-intensity low-density cement slurry

由表1可以看出，該水泥漿體系在常溫常壓下24 h抗壓強度大于3.5 MPa，井底溫度下72 h抗壓強度大于14 MPa，濾失量小于50 mL，游離水為0，滿足焦石壩工區(qū)固井領(lǐng)漿的需求。

2.1.2 韌性水泥漿體系 0.5 mm纖維復(fù)配高分子聚合物乳液經(jīng)噴霧干燥的粉體，纖維在水泥石中起“骨架”作用，聚合物乳膠粉分散到水中形成穩(wěn)定的乳液，加入到水泥漿中可提高其黏結(jié)性能和內(nèi)聚力以降低水泥石的彈性模量；應(yīng)用優(yōu)選緩凝劑解決頂部強度問題，加入晶格膨脹劑降低水泥石的收縮率，優(yōu)化形成了韌性水泥漿體系，其基礎(chǔ)配方：JHG+3%微硅+4.5%降濾失劑+3%膨脹劑+2.5%早強劑+0.2%消泡劑+3%彈塑劑+1%纖維+0.5%～1.2%緩凝劑+現(xiàn)場水，其性能見表2，測試條件同表1。

表2 水泥漿與水泥石性能Table 2 Properties of cement slurry and set cement

配方1和配方2分別為焦頁49-3HF井和焦頁81-4HF井產(chǎn)層尾漿，配方3是未加彈塑劑和纖維水泥漿，配方1、2濾失量不大于30 mL，游離水為0，48 h，抗壓強度遠大于14 MPa；水泥石彈性模量比3號的降低了近32.8%，變形量提高了67.6%。根據(jù)焦石壩工況，在井口加壓100 MPa，套管變形量約為0.3 mm；目的層井徑擴大率較為穩(wěn)定，一般為4%～6%。計算水泥環(huán)厚度不小于42 mm，最小變形量為0.43 mm，大于套管變形量，即水泥石在套管的變形范圍內(nèi)只變形而不破碎。

室內(nèi)應(yīng)用彈性模量測試儀加壓使韌性水泥模塊變形1.02%，放壓后重復(fù)25次后測水泥石抗壓強度，依舊大于20 MPa，說明水泥石具有良好韌性和耐久性，滿足焦石壩大型壓裂的要求。

2.2 優(yōu)化導(dǎo)管下入深度

Optimization of conductor setting depth

表層是采用清水強鉆，搶在雷口坡組地層坍塌周期內(nèi)可正常下套管固井，但雷口坡坍塌周期會受同平臺先施工井的影響而縮短，造成復(fù)雜時效大大增加，因此，將原設(shè)計 60 m 導(dǎo)管加深至 120～180 m，先期封住上部雷口坡組坍塌地層，保證嘉陵江組和飛仙關(guān)組采用清水在漏失中安全鉆進，固井時采用正注反擠確保表層套管鞋和井口能有效封固。

2.3 防漏堵漏技術(shù)

Circulation loss prevention and plugging technology

（1）上部失返性漏失井段應(yīng)用可控膠凝堵漏劑［8］進行堵漏。

（2） 進入產(chǎn)層前在鉆井液中添加球狀凝膠纖維等封堵材料，固井前模擬施工壓力做地層承壓實驗，滿足要求后方可下套管。

（3）合理設(shè)計沖洗液和隔離液密度，優(yōu)化高強低密度水泥漿密度和流態(tài)，嚴格控制高密度水泥漿返高，替漿后期小排量塞流頂替，確保水泥漿返高。

（4）嚴重漏失井水泥漿返高設(shè)計要求進入技術(shù)套管1 500～2 000 m，并在先導(dǎo)漿和水泥漿中加入堵漏纖維，如焦頁188-2HF設(shè)計水泥漿進入技套1 713 m，焦頁74-2HF進入技套1 978 m。

2.4 提高頂替效率措施

Improvement of displacement efficiency

（1）高效去油基沖洗液占環(huán)空200～300 m，去油基加重隔離液占環(huán)空1 000 m，低密度水泥漿占環(huán)空200～300 m，形成多級沖洗工藝保證井眼清洗效果。

（2）水平段和大斜度段采用直徑195～208 mm欠尺寸剛性螺旋扶正器，上部直井段應(yīng)用彈性扶正器；水平段每根套管加1只、大斜度段每2根套管加1只，直井段每5根套管加1只，使套管居中度大于67%。

（3）全井采用清水頂替，使套管在浮力作用下向井壁高邊漂浮，減小套管偏心程度，使水泥漿在環(huán)空上返時盡量達到同速，從而提高水泥漿頂替效率。

（4）水泥漿進入套管到返至大斜度井段采用大排量紊流注替，后期采用小排量塞流頂替。

2.5 防竄工藝

Anti-channeling technology

2.5.1 雙密度多凝水泥漿柱設(shè)計 為減小水泥漿失重，將尾漿稠化時間設(shè)計為兩凝或三凝，使下部水泥漿失重時上部水泥漿仍能傳遞壓力，確保壓穩(wěn)。

2.5.2 動態(tài)平衡，靜態(tài)壓穩(wěn) 根據(jù)環(huán)空液柱壓力，分段設(shè)計固井施工注替排量，確保固井施工過程中液柱壓力和循環(huán)摩阻的當量密度略大于地層壓力，小于破裂壓力，待固井施工結(jié)束后，依據(jù)水泥漿的靜膠凝強度發(fā)展變化，按時間分步進行環(huán)空加回壓，通過環(huán)空的持續(xù)補壓、保證水泥漿在失重過程中對下部地層的壓穩(wěn)，最終加回壓值應(yīng)大于失重值2～3 MPa。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

Field application

2015年7月—2016年7月，現(xiàn)場應(yīng)用27口井，固井質(zhì)量合格率100%，優(yōu)良率96.3%，井口帶壓率54.55%，比該區(qū)前期井口帶壓率下降24.28%。其中焦頁38-3HF井深達5 560 m，是該區(qū)域最深井。

以焦頁56-1井為例，該井鉆頭程序為?609.6 mm×117 m+?406.4 mm×755 m+?311.2 mm×2910 m+?215.9 mm×4 610 m，套管程序為?473.1 mm× 116.5 m+?339.7 mm×753.55 m+?244.5 mm×2 908.56 m+?139.7 mm×4 610 m，A靶點位置3 308.72 m，垂深2 896.86 m，井斜88.20°，水平段長1 312 m。

（1）該井導(dǎo)管下深加深至117 m，封固了雷口坡組坍塌地層，確保了一開的正常鉆進，表層井漏嚴重，用可控膠凝堵漏封固井底后，環(huán)空反擠常規(guī)密度水泥漿，固井質(zhì)量合格。

（2）技術(shù)套管固井領(lǐng)漿采用1.60 g/cm3高強低密度水泥漿設(shè)計返高地面，尾漿采用1.90 g/cm3常規(guī)水泥漿，設(shè)計返高2 000 m，固井施工正常，替漿剩5 m3時發(fā)生井漏，泵壓17 MPa壓力不降，碰壓21 MPa；后反擠水泥30 m3，固井質(zhì)量評定為良好。

（3）產(chǎn)層固井設(shè)計油基沖洗液密度1.02 g/cm3，油基加重隔離液密度1.40 g/cm3，稀水泥漿密度1.30～1.40 g/cm3，前置液施工排量1.0 m3/min。領(lǐng)漿采用1.45 g/cm3高強低密度水泥漿設(shè)計返至地面，中間漿和尾漿均采用密度1.9 g/cm3韌性水泥漿體系，設(shè)計返高分別為2 500m和3 200 m，水泥漿施工排量1.5～1.8 m3/min，稠化時間分別為270 min、187 min和171 min，加回壓6 MPa。

（4）候凝72 h后測井，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)，壓裂分為16段，井口無帶壓現(xiàn)象產(chǎn)生。

4 結(jié)論

Conclusions

（1）優(yōu)化導(dǎo)管的下入深度，確保表層采用清水快速強鉆過漏層，為水泥漿對套管鞋的有效封固提供了保障。

（2）動態(tài)平衡、靜態(tài)壓穩(wěn)的固井工藝在易漏失井較好地解決了壓穩(wěn)和井漏的矛盾，保證了水泥漿的返高。

（3）高強低密度水泥漿體系在保證封固質(zhì)量的條件下降低了井漏風(fēng)險，韌性水泥漿體系實現(xiàn)了對地層的有效封固，較好地滿足了大型壓裂的需要。

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（修改稿收到日期 2016-12-11）

〔編輯 薛改珍〕

Overall cementing technologies used for shale gas wells in Jiaoshiba block

MA Xiaolong1,2

1. Well Cementing Company, SINOPEC Zhongyuan Petroleum Engineering Co. Ltd., Puyang 457001, He’nan, China; 2. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (East China), Qingdao 266580, Shandong, China

The marine shale gas wells in Jiaoshiba block is now the focus of SINOPEC’S exploration and development. In this block, caverns, pores and fractures are developed and associated with shallow gas in the upper strata. In the lower strata, micro-fracture permeable circulation loss happens and gas layers are active, so the conflict between circulation loss and pressure stabilization is obvious. It is difficult to guarantee the cementing quality of long horizontal sections in the surroundings of oil-based drilling fluids. And wellhead pressure is induced for set cement is seriously damaged during large-scale fracturing. To deal with these difficulties, a series of overall cementing technologies suitable for Jiaoshiba block were established by optimizing the setting depth of conductors, developing high-intensity low-density cement slurry system and tough cement slurry system, adopting controllable gel plugging technology and applying well cementing technologies (e.g. circulation loss prevention, pressure stabilization and displacement efficiency improvement). And consequently cementing quality is improved, satisfying the development requirements of Jiaoshiba block. The research results can be used as the reference for well cementing of the same type.

Jiaoshiba; shale gas; tough cement slurry; well cementing; controllable gel plugging agent

馬小龍.焦石壩工區(qū)頁巖氣整體固井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2017，39（1）：57-60.

TE256

B

1000 – 7393（ 2017 ） 01 – 0057– 04

10.13639/j.odpt.2017.01.011

:MA Xiaolong. Overall cementing technologies used for shale gas wells in Jiaoshiba block［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(1): 57-60.

中石化先導(dǎo)項目“丁山及涪陵地區(qū)頁巖氣固井集成技術(shù)應(yīng)用研究”（編號：SG1305-15X（14））。

馬小龍（1979-），2002年畢業(yè)于成都理工大學(xué)勘察工程專業(yè)，在讀碩士研究生，現(xiàn)主要從事石油固井技術(shù)研究與應(yīng)用工作，高級工程師。通訊地址：（457001）河南省濮陽市華龍區(qū)石化路100號。E-mail：mmbieku@126.com