全家正 白 龍 劉忠飛 周回生 王 洋 何峻宇 丁俊選

（1.中國石化西南油氣分公司工程監(jiān)督中心 2.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院）

川西首口頁巖氣水平井固井技術(shù)

全家正1白 龍1劉忠飛2周回生1王 洋1何峻宇1丁俊選1

（1.中國石化西南油氣分公司工程監(jiān)督中心 2.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院）

目前頁巖氣水平井的固井面臨著套管難以下入、居中度低、頂替效率低、水泥環(huán)彈韌性差等技術(shù)難題。基于川西地區(qū)地質(zhì)條件和鉆井狀況的認知，分析了川西首口頁巖氣水平井XYHF－1井的固井難點，總結(jié)了有效通井、優(yōu)化扶正器安裝、滑套固井技術(shù)、優(yōu)選水泥漿體系等提高該井固井質(zhì)量的技術(shù)措施，對固井質(zhì)量進行了分析總結(jié)并認為SCW沖洗液、三級沖洗工藝、彈韌性水泥漿體系的應(yīng)用是提高頁巖氣水平井固井質(zhì)量的有效措施。圖1表2參5

頁巖氣 水平井 固井技術(shù) 滑套固井

近年來，作為非常規(guī)天然氣的頁巖氣開發(fā)異軍突起，已成為全球油氣資源開發(fā)的新亮點。全球非常規(guī)油氣資源預(yù)計可達到921.4×1012m3，其中頁巖油氣資源量可達到456.0×1012m3。我國非常規(guī)油氣資源量巨大，頁巖油氣資源量達到26×1012m3［1－3］。頁巖氣開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)是水平井技術(shù)和分段增產(chǎn)壓裂技術(shù)，這兩大核心技術(shù)對固井質(zhì)量的要求都很高，因此頁巖氣固井技術(shù)便成為了頁巖氣開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)。

而目前，我國國內(nèi)頁巖氣水平井固井技術(shù)處于研究與應(yīng)用的初級階段。XYHF－1井是川西首口頁巖氣水平井，在該井的固井過程中，存在水平段較長、套管偏心、井壁界面油濕等難題。本文分析了這些固井難題，提出了相應(yīng)的技術(shù)措施，并成功完成了固井施工，為后續(xù)頁巖氣水平井的固井工藝設(shè)計提供了技術(shù)支撐。

1 XYHF－1井概況

XYHF－1井是中國石化在川西地區(qū)部署的第一口頁巖氣勘探水平井，該井所在區(qū)塊地質(zhì)條件復(fù)雜，地層可鉆性差，地層漏失嚴重，且因含鹽膏層，導(dǎo)致井壁垮塌嚴重。該井自上而下分別鉆遇第四系、劍門關(guān)組、蓬萊鎮(zhèn)組、遂寧組、沙溪廟組、白田壩組、須家河組，完鉆層位為上三疊統(tǒng)須家河組五段中亞段中部，完鉆井深4077 m，采用套管完井，該井井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 XYHF－1井井身結(jié)構(gòu)圖

2 固井難點分析

XYHF－1井為川西首口頁巖氣水平井，該井的固井施工存在不少難點，具體表現(xiàn)為：

（1）頁巖遇水易膨脹，井眼不規(guī)則

由于本井是頁巖氣水平井，且水平位移長達796.00 m，在鉆進過程中鉆井液與頁巖儲層接觸時間較長，因頁巖遇水易膨脹，造成井眼極不規(guī)則，形成“糖葫蘆”井眼，可嚴重影響固井質(zhì)量。

（2）油基鉆井液的使用影響固井質(zhì)量

頁巖氣井井壁失穩(wěn)，一直是鉆井工程的難題，因此本井在四開時采用了油基鉆井液。為了在施工中做到有效攜巖，將油基鉆井液密度、黏度分別調(diào)到2.10 g／cm3和72 s，流動性很差，嚴重影響了固井時的頂替效率。而且油基鉆井液還會降低水泥石強度及第二界面膠結(jié)程度。

（3）射孔、壓裂技術(shù)對水泥環(huán)質(zhì)量要求高

目的層為低孔低滲儲層，需要采取壓裂增產(chǎn)措施，對固井膠結(jié)質(zhì)量、水泥石力學(xué)性能均提出了較高的要求。在滿足生產(chǎn)井段水泥漿膠結(jié)質(zhì)量良好的前提下，要求水泥石具有高強的彈性、韌性以及耐久性。85%的頁巖氣井都采用套管射孔完井，射孔過程中，瞬間產(chǎn)生的高溫、高速聚能射流在水泥環(huán)上容易產(chǎn)生裂紋，影響固井質(zhì)量。

（4）封固井段長，套管下入難

本井生產(chǎn)套管固井一次封固段長達5000 m，上下溫差大，水泥漿設(shè)計困難；地層壓力高，既防漏又防竄，固井施工安全窗口很??；大斜度井段和水平井段套管對井壁側(cè)向力大，增加了下套管時的摩阻。

3 主要技術(shù)對策

針對XYHF－1井固井難點，為滿足頁巖氣水平井對固井質(zhì)量的要求，主要從提高頂替效率、第二界面封固質(zhì)量、水泥環(huán)彈韌性及耐久性三方面制定了技術(shù)措施，其中關(guān)鍵的技術(shù)措施有：

（1）滑套固井技術(shù)

為滿足頁巖氣較大壓力改造施工，降低成本，首次運用威德?；坠叹夹g(shù)。該技術(shù)最大的優(yōu)點在于滑套隨套管一趟下入，無需射孔和額外封井器卡層，壓裂作業(yè)一趟連續(xù)完成，節(jié)省了固井時間。

（2）三級沖洗工藝

本井在四開時為防止頁巖坍塌采用了油基鉆井液鉆進，因井壁和套管壁上的油膜很難被沖洗干凈，嚴重影響了水泥石的膠結(jié)質(zhì)量。為此，采用了具有潤濕反轉(zhuǎn)作用的洗油沖洗液SCW，采用基油、高密度沖洗液、沖洗水泥漿三級沖洗工藝，保證了井眼的清洗效果，提高了固井頂替效率。

（3）SFP彈韌性水泥漿體系

頁巖氣多級壓裂對水泥環(huán)和巖層的破壞是相當(dāng)大的，對水泥石的彈性和韌性要求很高。為此，采用了SFP彈韌性水泥漿體系，提高了水泥石膠結(jié)能力和抗沖擊能力。另外鑒于封固井段較長，使用了兩凝水泥漿柱結(jié)構(gòu)，提高裸眼段封固質(zhì)量，防止油、氣、水竄，兩凝分界點在井深3084 m左右。

（4）有效通井

下套管前制定合理的通井措施，采用不低于套管剛度的滿眼鉆具組合通井至井底，通井到底后充分循環(huán)，同時調(diào)整好鉆井液的潤滑性及各項性能［4］；在井斜角大（井深3200～4000 m）的遇卡井段（井深3200 m左右）反復(fù)劃眼通井，在造斜段（井深2600～3281 m）反復(fù)活動鉆具清除巖屑床，保證套管順利下入。

（5）合理安裝扶正器

套管居中度不僅影響頂替效率，還會影響套管的順利下入，保證套管居中的直接辦法就是安裝扶正器。本井在固Φ139.7 mm油層套管時，在斜井段安裝剛性旋流扶正器，水平段采用非鉸鏈雙弓扶正器，直井段采用剛性扶正器。另外，在固井滑套上下3 m各安裝1.5個剛性扶正器，帶兩個止動環(huán)，扶正器外徑為209.55 mm，具體使用情況如表1。

表1 油層套管扶正器安放情況

以上技術(shù)對策中扶正器的使用和有效的通井措施屬于常用的固井技術(shù)措施，滑套固井技術(shù)、三級沖洗工藝及SFP彈韌性水泥漿體系的應(yīng)用是針對頁巖氣開發(fā)的新技術(shù)。另外，為提高XYHF－1井的固井質(zhì)量，還采用了固井設(shè)計軟件進行輔助計算，保證井內(nèi)壓力平衡；優(yōu)選施工參數(shù)，確保井內(nèi)施工安全；套管抬頭下套管技術(shù)等常用技術(shù)措施。

4 現(xiàn)場應(yīng)用情況及效果分析

基于對XYHF－1井固井難點的分析，結(jié)合有針對性的技術(shù)措施，對該井開始固井施工，Φ508.0 mm表層套管、Φ346.1 mm表層套管和Φ244.5 mm技術(shù)套管均采用常規(guī)固井法進行固井，Φ139.7 mm油層套管采用威德福的滑套固井技術(shù)，在管串結(jié)構(gòu)上增加了壓差滑套和投球滑套，四層套管固井水泥均返至地面。具體主要的現(xiàn)場作業(yè)過程如下：

（1）一開Φ508.0 mm表層套管下至井深244.58 m，采用常規(guī)法固井。固井水泥漿平均密度1.89 g／cm3，水泥漿返出地面2 m3，水泥塞高度符合要求，共使用嘉華G級水泥80 t。全井筒清水試壓15 MPa，試壓合格，固井質(zhì)量合格，滿足二開鉆進施工。

（2）二開Φ339.7＋346.1 mm技術(shù)套管下至井深1715.50 m時套管接頭破裂，導(dǎo)致套管落井，經(jīng)事故處理，下至井深1865.27 m開始固井。共使用嘉華G級水泥175 t，固井水泥返出地面。

（3）三開Φ244.5 mm技術(shù)套管下至3279.00 m，座掛好套管后，開始常規(guī)法固井。使用了平均密度為2.17 g／cm3的膨脹水泥漿體系領(lǐng)漿，碰壓10 MPa，共使用嘉華G級水泥270 t，水泥返出地面。

（4）四開Φ139.7mm油層套管下至井深4039.46 m，套管座掛完畢后接循環(huán)頭循環(huán)，開始固井。先用清水試壓至35 MPa后注入柴油5 m3，然后依次注入平均密度為2.19 g／cm3的加重隔離液40 m3、密度為2.2 g／cm3沖洗水泥漿10 m3、平均密度為2.22 g／cm3的領(lǐng)漿67 m3、平均密度為2.21 g／cm3的尾漿35 m3、平均密度為2.19 g／cm3的加重隔離液1.8 m3。放膠塞并替清水9 m3，注入高黏保護液3 m3，最后注入2.15 g／cm3水基泥漿32.7 m3，碰壓15 MPa，使用四川夾江G級油井水泥196 t，水泥返出地面。本層套管固井過程中，在管串的連接上嚴格按照威德福滑套固井技術(shù)的操作流程進行。

固井后均用替漿液對各開套管試壓30min，試壓全部合格。XYHF－1井所有套管施工作業(yè)連續(xù)，附件下入數(shù)量均符合設(shè)計要求，回壓凡爾關(guān)閉良好，沒有串漏情況，水泥漿返出地面。各層套管固井質(zhì)量情況見表2。

表2 XYHF－1井各層套管固井質(zhì)量

本井采用低彈性模量和高韌性系數(shù)的SFP彈韌性水泥漿體系，其形成的水泥環(huán)具有較低的彈性模量、較高的泊松比和適中的抗壓強度，經(jīng)受住了后期的分段壓裂施工［5］，沒有發(fā)生氣竄，是頁巖氣固井較好的水泥漿體系。SCW型沖洗液主要是利用化學(xué)沖洗作用來沖洗泥餅，改善泥餅的親水能力，該沖洗液的表面活性物質(zhì)會在泥餅表面吸附，產(chǎn)生溶脹作用，削弱泥餅表面的結(jié)構(gòu)力和內(nèi)聚力，同時也削弱了套管與油濾餅的作用力。沖洗液中含有活性固相顆粒并配合水力機械作用可增加物理沖刷作用，有效提高水泥漿的頂替效率和膠結(jié)面的強度，提高了本井的固井質(zhì)量。三開Φ244.5 mm技術(shù)套管和四開Φ139.7 mm油層套管最終所測的聲幅質(zhì)量較差，是因為大斜度井段套管居中度較差，頂替效率較低，同時水泥漿運行段長，同泥漿的密度接近，造成混漿段較長，影響膠結(jié)質(zhì)量，因此在今后頁巖氣水平井固井過程中，須提高套管居中度和水泥漿同鉆井液的密度差。

5 結(jié)論與認識

通過對XYHF－1井固井難點的分析，結(jié)合有效的技術(shù)措施，成功完成了該井的固井施工，得出如下結(jié)論與認識：

（1）頁巖氣開發(fā)的分段壓裂技術(shù)和水平井技術(shù)造成了XYHF－1井的固井難題。前者主要體現(xiàn)在對固井膠結(jié)質(zhì)量要求高，后者主要體現(xiàn)在套管下入困難、居中度低、頂替效率低等方面。

（2）各種類型扶正器、SCW沖洗液和三級沖洗工

藝的應(yīng)用是提高頁巖氣水平井固井頂替效率的有效措施，值得大力推廣。三開和四開固井質(zhì)量較差表明，還應(yīng)加大對扶正器安放位置和個數(shù)的研究力度。

（3）彈韌性水泥漿體系不僅具有較好的防竄性能，還可以改變水泥石材料的動態(tài)力學(xué)性能，提高水泥石抗沖擊破壞的能力，非常適用于頁巖氣井固井；滑套固井技術(shù)無需射孔和額外封井器卡層，壓裂作業(yè)一趟連續(xù)完成，不僅節(jié)省固井時間，還為頁巖氣分段壓裂開發(fā)提供方便。

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4 郭元恒，何世明，劉忠飛，等.長水平段水平井鉆井技術(shù)難點分析及對策［J］.石油鉆采工藝，2013，35（1）：14－18.

5 譚春勤，劉偉，丁士東，等.SFP彈韌性水泥漿體系在頁巖氣井中的應(yīng)用［J］.石油鉆探技術(shù)，2011，39（3）：53－56.

（修改回稿日期 2013－06－21 編輯 景岷雪）

全家正，男，1984年出生，西南石油大學(xué)石油與天然氣工程碩士，主要從事鉆井監(jiān)督工作。地址：（618000）四川省德陽市旌陽區(qū)云湖街6號中石化西南油氣分公司工程監(jiān)督中心鉆井監(jiān)督所。電話：13689667676。E－mail：109208885qq.com