神府区块煤层气固井技术研究及应用

谢海涛（中石化华北石油工程有限公司井下作业分公司，陕西榆林 71900）

神府区块煤层气固井技术研究及应用

谢海涛（中石化华北石油工程有限公司井下作业分公司，陕西榆林 71900）

本文介绍了煤层气固井的特点及难点，根据煤层气井的特点及煤储层的特性，优化了适合煤层气井固井的低失水早强水泥浆体系，并且成功在FG-T1井应用，固井质量优质，总结出了适合煤层气固井的水泥浆体系及工艺。

煤层气；技术对策；固井；漏失；顶替效率

煤层气的主要成分为甲烷，是一种非常规天然气，在煤形成过程中逐步生成，以吸附或储集方式存在于煤层孔隙中，通过排水降压的作用解析出来。但由于煤层气的产量比较低，大多数煤层气井需要通过大型水力压裂进行投产，所以，煤层气井的固井质量关系到煤层气开发井的寿命长短。

1 神府区块概况

1.1 地理位置

神府区块位于陕西省东北部，隶属于神木县与府谷县管辖。区块东西宽33km，南北长65km，区块面积为1971.36 km2。本区属于黄土塬地貌，地形以黄土丘陵为主，地势起伏较大。由于长期受流水切割，地形破碎，沟壑纵横，水土流失严重。

1.2 地质特征

神府区块位于鄂尔多斯盆地东北部伊陕斜坡东段、晋西挠褶带西缘，为一西倾的平缓单斜，倾角不到1°，构造为鼻状发育；晋西挠褶带在鄂尔多斯盆地东缘，呈带状延伸。属于中晚元古代-古生代相对隆起状态，只在中晚寒武世、早奥陶世、晚石炭世及早二叠世有较薄的沉积。中生代侏罗纪末隆起，与华北地台分离，形成鄂尔多斯盆地东部边缘。晋西挠褶带的形成属于燕山运动，该区域构造东翘西伏，呈阶状，也可视为伊陕斜坡东部翘起部分。该构造带的东缘南部属于南北向的狭窄背斜构造发育，构造带的西部多发育南西-北东向鼻状构造。晚石炭世-早二叠世沉积的海陆过渡相含煤层系是该区域上古生界的主力含煤地层，且本溪组和山西组均发育厚度较大，稳定性较好的可采煤层。

2 煤层气井固井的难点

和普通油气井相比，煤层气井固井的难点主要体现在以下：

2.1 井深浅，替浆量少，顶替效率低

煤层气井相对普通油气井而言，井深浅，替浆量少，注完水泥浆已有大多数水泥浆进入环空。受井内条件限制，固井时难以实现紊流+塞流的顶替方式，且紊流顶替时环空返速高，摩阻大，在替浆过程中容易压漏地层。

2.2 压力梯度低，封固段长

煤层气开采方式独特，要求进行全井一次封固，封固段长一般在500-1500m之间。一次封固段长、煤层孔隙压力梯度低，水泥浆比重比钻井用泥浆比重高得多，若固井过程中水泥浆比重高、施工节点控制不当，很容易在固井过程中出现漏失现象，影响水泥浆封固长度及固井质量，水泥浆渗入煤层，对煤储层造成大面积的伤害，影响煤层气的后期开发。

2.3 温度低，水泥浆配方设计困难

煤层气井井深浅，井底温度低（如神府区块煤层气井井底温度在45℃左右），远远小于油气井的井底温度，特别是上部井段温度更低，水泥浆尤其低密度水泥浆的水化速度慢，强度发展缓慢、早期强度低，稠化时间长，为了加快水泥浆的水化速度，提高早期强度，缩短稠化时间，必须加入早强剂、促凝剂。

3 固井技术对策研究

通过认真分析煤层气井固井难点及从相邻区块了解的固井施工资料后，认为要提高煤层气井固井质量，一是必须优化水泥浆性能，采用合适的水泥浆体系；二是采用合适的固井技术工艺。

3.1 改善水泥浆性能

经过多次室内试验，筛选出了适合煤层气井固井的水泥浆配方及性能。低温下浆体稳定性好，水泥石强度发展快；水泥浆凝固后，降失水剂及漂珠能堵塞水泥基质中的孔隙，降低水泥石的渗透率。水泥浆的稠化时间通过改变促凝剂的加量来调整，来满足不同井深的固井要求。

3.2 采用合适的固井技术措施

煤层气井固井要求既能保证固井质量，且对煤储层的伤害小，有利于保护煤储层。经过认真分析煤层气固井难点后，固井时采取了以下技术措施：①采用了低失水、高早强的水泥浆体系，低密度水泥浆与常规水泥浆失水量低，稳定性好，早期强度发展快，候凝时间短。②采用密度为1.85-1.90g/cm3常规水泥浆封固井底到煤储层以上200m的井段，采用密度为1.40-1.50g/cm3的低密度水泥浆封固充填段。低密度水泥浆+常规密度水泥浆来降低环空的静液柱压力，提高固井质量与保护煤储层相结合。通过合理安放扶正器，确保套管居中，提高顶替效率。④全程采用层流+塞流顶替，确保不漏失，且提高固井质量。

表1 FG-T1井煤层气井固井水泥浆配方及性能

3 现场固井实践

FG-T1井是一口预探井，位于陕西省榆林市府谷县，设计井深1520.39m，实钻井深1498m，完钻时钻井液密度1.08g/cm3，粘度48s，煤层顶界1323.7m，底界1458.2m。套管下深1496.31m，套管下到位后以30 l/min的排量循环两周、循环压力3MPa，组织固井施工。固井时注隔离液4m3，注平均密度1.42g/cm3的低密度水泥浆32m3，注平均密度1.83g/cm3的常规水泥浆19m3，替浆18.9m3，碰压由12↑16MPa（在替浆至12m3时井口返浆变小，有漏失现象），放回水断流，开井候凝，48h后测井，经过综合评价，固井质量优质。该井水泥浆性能及曲线见表1、图1、图2。

图1 尾浆稠化曲线

图2 领浆稠化曲线

5 结语

（1）从FG-T1井固井情况来看，尽管固井质量优质，但在固井后期发生漏失，因此替浆过程尤其是后期尽量减小排量，做好防漏工作，是煤层气固井的重点。

（2）低失水、高早强的水泥浆体系不但能提高固井质量，而且能降低对煤储层的伤害。

（3）低密度+常规密度水泥浆既可以降低环空的静液柱压力，也可以将提高固井质量与保护煤储层相结合。

（4）采用层流+塞流复合顶替，可以确保固井不漏失、提高固井质量。

［1］计勇，郭大立，赵金洲等.影响煤层气井压后产量的因素分析.煤田地质与勘探，2012，10-12.

［2］齐奉中.浅谈煤层气井固井技术.钻采工艺，2000，13-17.

［3］张立刚，金显鹏，吕德庆等.煤层气井注水泥顶替效率研究，煤田地质与勘探，2014，43-46.

［4］黄后初，沈广明，夏书良等.晋城地区煤层气井固井技术的研究与应用，石油天然气学报，2007，409-410.

表3 两种除硫剂与缓蚀阻垢剂的配伍性

综上所述，本研究采用FeCl3/PAC作为蟠龙采油厂注入水的除硫剂，FeCl3/PAC中的FeCl3与PAC浓度为105mg/L和15mg/L时，可以使剩余硫化物含量达到出水标准。

2.3 杀菌剂的筛选

为去除水中细菌，进行了多种杀菌剂的筛选，并对筛选出的杀菌剂进行了复配，综合性能及成本考虑，采用戊二醛/1227作为油田注入水杀菌剂。

3 效果评价

根据前面室内研究及结果分析，在蟠龙采油厂四个区块均使用投加缓蚀阻垢剂PAPE/HEDP/PAA（质量比2.5：5：1）浓度85mg/L，除硫剂FeCl3/PAC浓度120mg/L（其中FeCl3与PAC浓度分别为105mg/L和15mg/L），戊二醛/1227（质量比1：2）25mg/L时，缓蚀率、阻垢率、杀菌率分别为92.72%、98.21%、100%，剩余硫化物浓度为1.84mg/L，均达到油田行业水质标准。

4 结语

（1）通过调查分析与室内研究，确定了蟠龙采油厂注入水中矿化度高、含硫、细菌及成垢离子是导致注水井管道、井筒腐蚀结垢的主要原因。

（2）根据缓蚀阻垢剂、除硫剂及杀菌剂的试验研究表明，三种药剂均可使蟠龙采油厂注水井的腐蚀结垢得到有效控制，但是三种药剂复配时效果更好。

参考文献：

［1］李国明，贠玉平，王亚雄，安思彤，唐组友.延长油田永宁采油厂双河西区回注水腐蚀结垢控制研究.石油工程建设，2013，12：50-52.

谢海涛，现任华北石油工程有限公司井下作业分公司HB-1401固井队副队长，工程师，长期从事石油天然气固井技术管理工作。