长宁-威远页岩气示范区水平井固井技术

赵常青，谭宾，曾凡坤，冷永红，段敏

（1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司井下作业公司，四川 成都610051；2.中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术处，四川 成都610051；3.中国石油集团川庆钻探工程有限公司川西钻探工程公司，四川 成都610051）

长宁-威远页岩气示范区目的层为龙马溪组，目前完钻井深3 500～5 000 m，垂深2 400～2 700 m，水平段长1 000～1 400 m。针对目的层页岩脆性与水敏性的特点，产层段均采用高密度油基（合成基）钻井液钻进，以确保井筒的安全与稳定。如何在高密度油基（合成基）钻井液和长水平段情况下实现高效顶替与良好胶结［1-3］，为分段压裂提供合格的井筒，是该区块固井面临的主要难题。

1 固井难点

1.1 提高顶替效率难度大

造斜段、水平段套管由于自重贴边，居中度难以保证，容易形成高边窜槽；钻井过程中，井壁失稳掉块与垮塌导致井径不规则，大肚子井段滞留钻井液难以顶替干净。油基钻井液与水泥浆的兼容性差，接触后水泥浆变稠，丧失流动性，严重影响顶替效率，而且油基钻井液在套管壁和井壁上形成的泥膜，界面亲油憎水，也影响界面胶结质量。

1.2 井筒密封完整性面临挑战

为最大限度发挥页岩气藏水平井的产能，需要采取大规模增产措施，而大型分段压裂产生的巨大压力将破坏水泥环和套管之间的密封完整性［4］。2011—2012年，部分井压裂后出现井口带压，同时W201-H3 与N201-H1 井增产过程中出现套管变形，这些现象表明，前期固井方案还不能完全满足体积压裂的要求。

2 固井技术措施

2.1 提高顶替效率

2.1.1 清洁净化井眼，循环调整钻井液

下完套管后循环洗井1 周，配制与水泥浆塑性黏度、动切力相似的稠浆4～6 m3，模拟固井施工排量段塞举砂。待稠浆全部返出后，循环洗井2 周并调整井筒钻井液，控制动切力小于15 Pa、塑性黏度为40～75 mPa·s，改善其流动性，以清洁、净化井筒，更有利于确保施工安全，为提高顶替效率创造条件。

2.1.2 优选扶正器，提高居中度

采用旋流扶正器，其复位力较小，不仅方便套管下入，同时传统单向顶替变为二位顶替更有利于清除大肚子滞留钻井液［5-7］。现场根据软件模拟情况确定扶正器安放位置，使水平段居中度达到50%～60%。

2.1.3 优选冲洗隔离液体系，提高胶结质量

筛选多种表面活性剂，对它们进行复配，发挥每一种表面活性剂的协同作用，通过开展一系列不同配比的实验，最终形成最佳配比的冲洗剂。将钢片与岩心浸泡白油基钻井液24 h 后，用加6%冲洗剂的水基冲洗隔离液冲洗10 min，采用SL200C 型全自动动静态接触角分析仪测试冲洗前后水滴的接触角［8-9］（见表1）。

表1 润湿角测定结果

表1表明：水在油膜表面基本上无法铺展，接触角很大，冲洗剂清洗油膜后接触角明显降低，真实页岩的接触角只有6.60°，基本属于完全铺展，说明冲洗剂对于油基钻井液具有良好的润湿性能。

水泥浆、冲洗液与油基钻井液以不同比例混合后浆体的流动度测试结果表明（见表2），水泥浆与钻井液混合后稠度增大，无法流动，而冲洗液能够有效改善水泥浆和钻井液的流变性，无论在低温还是高温下都具有良好的相容性，流动度均在18 cm 以上；随着温度的升高，混合液流动度增加，有效解决了水泥浆与钻井液接触的污染问题，确保了施工安全性。

2.1.4 浆柱结构梯度设计［10-11］

钻井液、冲洗隔离液、水泥浆的密度差设计为0.05～0.10 g/cm3，动切力YP 流变学匹配为钻井液＜冲洗隔离液＜水泥浆（其中“＜”表示“小于”）。根据水泥浆与油基钻井液接触污染的严重程度，结合软件模拟确定隔离液用量，避免水泥浆与油基钻井液直接接触后流变性变差。

表2 相容性流动度试验

2.2 提高井筒长期密封性

水泥石在高应力作用下，主要表现为套管变形与水泥环变形不一致、压裂破坏，形成裂纹，造成后期气窜。通过以下4 项措施，确保井筒长期密封性。

2.2.1 优化完井管柱结构

在相同压力情况下，小直径套管比大直径套管的水泥石拉应力小，径向位移小，微间隙产生的可能性下降（见表3）。故采用减小套管直径与增加套管壁厚、钢级来避免界面产生微间隙。根据该区块增产时井口压力一般在50～60 MPa 的工况，φ139.7 mm 套管极有可能导致产生微间隙，而φ127.0 mm 套管产生微间隙的可能性小，因此将原来先导性试验中的φ139.7 mm 套管改为φ127.0 mm 套管。

表3 不同压力下2 种套管的受力状态及产生的微间隙

2.2.2 改变油层套管封固段长

增产作业时，套管主要发生抗内压。假设套管为理想的厚壁圆筒，居中度良好，外载为均匀载荷；套管内外压力均不足使套管发生塑性变形； 忽略轴向力和温度对管柱应力的影响，则发生的形变量为

式中：ΔL 为形变量，mm；μ 为套管泊松比；E 为钢材弹性模量，GPa；r 为套管内、外径的平均值，mm；ro为套管外径，mm；ri为套管内径，mm；pi为套管内压，MPa。

增产作业必须采用大排量高泵压的体积压裂工艺，井口压力是不能减小的，对环空全封的套管则无法实施该工艺。在套管类型与壁厚已定的情况下，油层套管只封固到上层套管鞋以上200～300 m，其上部重合段不封固。压裂时可在环空加压20～30 MPa，从而相应减小了上部套管所受内压力。在这种情况下，相当于对环空水泥面以下、气层以上水泥环少施加了20～30 MPa 的压力，将会减小12.9 μm 的间隙产生，同时增加了水泥石围压，进一步提高了水泥石的抗破坏能力。

2.2.3 采用预应力固井技术［12-13］

应用轻质介质作顶替液，控制管内外压差在20～30 MPa，避免后期试油替换轻质压井液引起微环隙。

2.2.4 优化水泥浆体系［14］

为改善水泥石受力状态，在页岩气水平井油层固井水泥浆中加入自主研发的SDP-1 微膨胀剂。配方灰样为夹江G 级∶精铁矿粉∶微硅=700∶285∶15，水样为0.5%SD35 +3.0% SDP-1 +0.07% SD21 +2.0% SD130 +0.2%SD52。在79 ℃，50 MPa，30 min 的条件下，主要性能为：密度2.20 g/cm3，流动度21 cm，7 d 线膨胀率0.15%，自由水体积分数0%，密度差0 g/cm3（BP 沉降实验数据），初始稠度25 BC，抗压强度24.6 MPa （85 ℃，48 h 条件），稠度系数0.045，流性指数1.219。当水泥水化时，该膨胀剂促使钙矾石的早强形成，随着水化进程，钙矾石晶体不断长大，使水泥浆硬化时体积膨胀，在井下有限空间其线膨胀率为0.15%，能够较好地补偿水泥浆硬化过程的体积收缩。由于膨胀过程化学预应力作用增强了水泥环与套管、地层的胶结强度，强化了环空密封完整性；同时微膨胀加重水泥浆的流动性好，流动阻力小，有效降低了井身结构变化后的环空流动摩阻。

3 现场应用及效果

3.1 产层固井质量大幅度提升

2011年，长宁-威远示范区开展了3 口页岩气水平井的先导性试验，固井质量合格率平均为87.92%，优质率52.40%；2013年在该示范区共开展了8 口井固井，固井质量合格率平均为97.20%，优质率87.92%。可以看出，固井优质率得到了明显提升。

3.2 井筒密封完整性满足增产作业要求

截至目前，采用复合桥塞+分簇射孔联作工艺，完成了W204 井、W205 井、CNH3 平台8～12 层的分段压裂作业。其中，W205 井施工泵压82～96 MPa，排量10.4～11.6 m3/min，累计泵入砂液量26 742.84 m3、砂1 121.73 t。施工期间在未封固套管环空蹩15 MPa 平衡压力，施工过程及后期环空均无窜气、无套管变形的发生，水泥环的密封完整性得到了检验。

4 结论

1）高密度高黏钻井液段塞携砂、循环调整钻井液、高效冲洗隔离液、浆柱流变性匹配等综合技术是提高页岩气水平井顶替效率的有效手段。

2）优化井身结构、优选套管类型及改变水泥浆封固段长、改善水泥石性能，可减少增产过程中对水泥石的破坏，减小微间隙的产生，增强水泥环的密封完整性。

3）建议不断完善页岩气水平井固井技术方案，形成有区域特色的页岩气水平井固井技术，推动国内页岩气勘探开发的进程。

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