劉　偉　何　龍　李文生　詹　斌

（中國石化西南油氣分公司工程技術(shù)管理部，四川　成都　610041）

頁巖氣水平井固井難點(diǎn)及對(duì)策

劉偉何龍李文生詹斌

（中國石化西南油氣分公司工程技術(shù)管理部，四川成都610041）

川南深層頁巖氣資源豐富，儲(chǔ)層埋深為3 600～4 100 m，固井施工存在套管下不到位和固井質(zhì)量差等風(fēng)險(xiǎn)。為此，通過強(qiáng)化通井、優(yōu)化管串結(jié)構(gòu)、優(yōu)選扶正器類型和加量、采用“四級(jí)”沖洗技術(shù)等專題研究，形成一套適合該區(qū)域水平井提高固井質(zhì)量的關(guān)鍵技術(shù)。在JY1HF等3口井成功應(yīng)用，油層套管固井質(zhì)量為優(yōu)，水平段和斜井段優(yōu)質(zhì)率達(dá)92.5%以上。

頁巖氣水平井固井質(zhì)量

0　引言

針對(duì)頁巖氣水平井套管難下入、固井質(zhì)量難保障的技術(shù)難題，中國石化西南油氣分公司在鄰區(qū)施工經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，結(jié)合區(qū)域特性，開展專項(xiàng)攻關(guān)研究，總結(jié)形成了一套適合川南深層頁巖氣水平井固井的關(guān)鍵技術(shù)，在JY1HF等3口井成功應(yīng)用，水平段固井質(zhì)量優(yōu)良率為100%，為后期大規(guī)模壓裂改造提供了保障。研究成果已應(yīng)用于近期開展的WY9-1HF 等10口鉆井工程設(shè)計(jì)中。

1　頁巖氣井固井主要難點(diǎn)分析

針對(duì)川南頁巖氣井地層特性，水平井固井難題主要為［1-2］：

1）長裸眼井段安全下套管難。頁巖氣開發(fā)需要大規(guī)模加砂壓裂，以多級(jí)多段壓裂為主，相應(yīng)的完井方式則為套管射孔完井，從高效開發(fā)考慮，水平井主要采用?139.7 mm高強(qiáng)度套管。目前筇竹寺組（3 300 m±）、龍馬溪組（3 600～4 100 m）儲(chǔ)層埋深較深，水平段長度為1 000～1 500 m，由于水平段較長，套管在斜井段和水平段與井壁發(fā)生長段多面積的接觸，從而對(duì)井壁的側(cè)向力很大，導(dǎo)致下套管摩阻較大，使套管很難順利下至預(yù)定位置。

2）滿足大型壓裂的水泥漿體系優(yōu)選難。水泥漿在水平井段凝固時(shí)，由于重力作用，水泥漿易發(fā)生沉降［3］，造成上側(cè)的水泥石強(qiáng)度低，滲透率高。目的層為低孔低滲的頁巖氣儲(chǔ)層，大型壓裂與分段壓裂均對(duì)固井膠結(jié)質(zhì)量提出了較高的要求，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(qiáng)的韌性以及耐久性。

3）提高頂替效率難。提高頂替效率體現(xiàn)在兩個(gè)方面［4］，一是驅(qū)油，二是頂替。井壁和套管的清洗尤為重要，應(yīng)防止清洗不凈影響水泥與井壁和套管的膠結(jié)強(qiáng)度。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，使套管與井壁窄邊的鉆井液很難被頂替出來，形成竄槽，且難以形成連續(xù)均勻的水泥，影響封固質(zhì)量。鉆井液中的固相顆粒物質(zhì)和巖屑在井壁低邊沉淀不易攜帶出來，影響水泥環(huán)膠結(jié)質(zhì)量。地層承壓能力低，頂替過程中易發(fā)生井漏，影響施工排量和頂替效率。

2　提高固井質(zhì)量關(guān)鍵技術(shù)

1）長井段套管下入技術(shù)。鉆井過程中采用隨鉆測井技術(shù)，確保在高伽馬頁巖段穿行，減少軌跡頻繁調(diào)整；完鉆后加強(qiáng)通井操作，下入套管前認(rèn)真做好通井或劃眼工作，采用不低于套管剛度的管串通井至井底，對(duì)全角變化率大的井段進(jìn)行拉劃，同時(shí)調(diào)整好鉆井液的潤滑性及各項(xiàng)性能，確保套管順利下入。通井到底后，旋轉(zhuǎn)鉆具大排量（環(huán)空返速不低于1.2 m/s）充分循環(huán)洗井兩周以上，井內(nèi)巖屑攜帶干凈后方能起鉆準(zhǔn)備下套管。優(yōu)化管串結(jié)構(gòu)，優(yōu)選扶正器類型和安放位置［5］，在浮鞋上接一根1～2 m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。根據(jù)實(shí)鉆軌跡數(shù)據(jù)，采用軟件模擬，為保證套管居中度，扶正器采用“1+2+3”方式安放，即水平段每根套管安放一只剛性扶正器、斜井段每2根套管安放一只剛性扶正器，重疊段每3根套管安放一只剛性扶正器。以完鉆井深5 840 m的三維井為例，裸眼段摩阻系數(shù)分別取0.1～0.5，計(jì)算結(jié)果如圖1所示，下套管時(shí)大鉤載荷均大于0，上提套管最大載荷164 t。軟件模擬結(jié)果與YY1HF井實(shí)際下套管一致。

圖1　套管下入分析圖

2）水泥漿漿柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術(shù)。為保障油基鉆井液條件下的固井質(zhì)量，優(yōu)化前置液設(shè)計(jì)，采用“四級(jí)”沖洗技術(shù)，即：沖洗液+高性能沖刷液+加重隔離液+后沖洗液為前置液體系組合，加大前置液用量，增加接觸時(shí)間，提高固井界面清潔，實(shí)現(xiàn)潤濕反轉(zhuǎn)，保證膠結(jié)質(zhì)量。在不造成油氣水侵和地層坍塌的原則下，盡量滿足30 min紊流沖洗時(shí)間。在體系優(yōu)選方面，水泥漿性能應(yīng)滿足低濾失量（小于50 mL）、零游離液、沉降穩(wěn)定性小于0.02 g/cm3的要求，使用雙凝塑性防氣竄水泥漿，兩凝分界點(diǎn)位于技術(shù)套管鞋上200 m左右，優(yōu)選水泥外加劑，保證水泥漿與地層、鉆井液的配伍性。

3）提高頂替效率技術(shù)。通井時(shí)控制鉆井液屈服值在10～13 pa，切力3/12 Pa，盡量在通井過程時(shí)將鉆井液中的重晶石沉淀和巖屑清掃干凈，不調(diào)整鉆井液密度；下完套管后，以不低于正常鉆進(jìn)時(shí)環(huán)空返速的排量至少循環(huán)兩周，并調(diào)整鉆井液流變性，要求固井前鉆井液要具有“低黏度、低切力、低失水、薄泥餅”特性；若采用懸掛+回接固井方式，懸掛送放鉆具宜采用?139.7 mm大尺寸加重鉆桿和雙臺(tái)肩鉆桿，降低施工泵壓；采用前置液+領(lǐng)漿+尾漿+壓塞液+替漿水結(jié)構(gòu)。為加大頂替排量、確保環(huán)空返速1.0～1.3 m/s，應(yīng)加強(qiáng)地層承壓能力試驗(yàn)，防止固井時(shí)壓漏地層。

4）壓穩(wěn)技術(shù)措施。壓穩(wěn)和防漏是頁巖氣固井的兩大技術(shù)難題，為保證良好的固井質(zhì)量，領(lǐng)漿和尾漿采用密度高于井漿0.15～0.2 g/cm3以上的雙凝彈韌性防竄水泥漿體系，在保證領(lǐng)漿穩(wěn)定性良好的前提下，盡量降低切力以有利于壓穩(wěn)，同時(shí)拉開領(lǐng)漿與尾漿水泥稠化時(shí)間，保證在尾漿失重的情況下，領(lǐng)漿對(duì)地層流體的靜態(tài)壓穩(wěn)。為確保井內(nèi)安全，下套管前需做好地層承壓工作，除了在水平段A靶點(diǎn)附近進(jìn)行承壓試驗(yàn)外，還應(yīng)下鉆到底，對(duì)全井筒進(jìn)行承壓；下套管時(shí)降低承壓能力較低井段下放速度；固井施工時(shí)保持固井注灰排量始終接近大泵循環(huán)排量，在?215.9 mm井眼下入?139.7 mm套管，頂替排量應(yīng)盡量大于30 L/s，確保固井施工過程中的動(dòng)態(tài)壓穩(wěn)；待固井尾漿膠凝以后，根據(jù)尾漿注入量確定回壓加量，以確保壓穩(wěn)。

3　現(xiàn)場應(yīng)用及效果分析

頁巖氣固井技術(shù)在川南JY1HF、WY1HF、YY1HF 等3口井進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，應(yīng)用情況如表1所示。3口井平均完鉆井深為4 996.33 m，平均水平段長1 221.33 m，套管均一次性下到底，YY1HF井摩阻僅16 t，固井質(zhì)量均為優(yōu)秀，井筒條件滿足后期精細(xì)分段壓裂施工要求。其中，WY1HF井?139.7 mm油層套管固井優(yōu)質(zhì)率為88.8%，優(yōu)良率為90.8%，水平段優(yōu)質(zhì)率為100%，斜井段優(yōu)質(zhì)率為92.5%，直井段優(yōu)良率為87.5%。

表1　現(xiàn)場應(yīng)用情況統(tǒng)計(jì)表

4　結(jié)論及建議

1）提高頁巖氣水平井固井質(zhì)量，首先是確保套管下入。強(qiáng)化通井后，采用合理的管串結(jié)構(gòu)并優(yōu)選扶正器類型和加量能提高套管下入能力。

2）在油基條件下固井，采用四級(jí)沖洗技術(shù)并加大頂替排量能確保較好的固井質(zhì)量。

3）川南頁巖氣水平段較長，一次性固井對(duì)機(jī)泵條件要求較高，在滿足大型分段壓裂的情況下，建議降低直井段特別是重疊段固井質(zhì)量評(píng)定標(biāo)準(zhǔn)。

［1］全家正，白龍，劉忠飛，等.川西首口頁巖氣水平井固井技術(shù)［J］.天然氣勘探與開發(fā)，2013，36（4）：77-80.

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

［3］姚勇，焦建芳，郭廣平，等.川西沙溪廟組高壓氣藏水平井固井技術(shù)［J］.鉆采工藝，2014，37（5）：25-27.

［4］張國仿，袁歡，吳雪平.油基泥漿長水平段頁巖氣固井技術(shù)在建頁HF-2井的應(yīng)用［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)，2014，36（10）：133-136.

［5］朱禮平.水平井扶正器安放優(yōu)化設(shè)計(jì)及先導(dǎo)試驗(yàn)［J］.天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2015，9（3）：45-48.

（編輯：盧櫟羽）

B

2095-1132（2016）04-0031-02

10.3969/j.issn.2095-1132.2016.04.008

修訂回稿日期：2016-07-13

劉偉（1981-），碩士，高級(jí)工程師，從事工程設(shè)計(jì)與科研管理工作。E-mail：liuw1999@163.com。