提高页岩气井固井质量探索

陈长卫

(中石化西南石油工程重庆钻井分公司，四川 德阳 618000)

页岩气是指赋存于以富有机质页岩为主的储集岩系中的非常规天然气，是连续生成的生物化学成因气、热成因气或二者的混合，可以游离态存在于天然裂缝和孔隙中，以吸附态存在于干酪根、黏土颗粒表面，还有极少量以溶解状态储存于干酪根和沥青质中，游离气比例一般在20%～85%。页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点，大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地稳定产气。但页岩气储集层渗透率低，孔隙度小，开采难度较大，常规天然气采收率在60%以上，而页岩气仅为5%～6%。所有的页岩气井都需要实施储层压裂改造才能开采出来，因此页岩气井的固井质量在页岩气井中显得格外重要。固井作为钻井作业的最后一道工序，固井质量的好坏直接影响到页岩气的勘探开发效果。固井质量不仅是安全顺利完成钻井设计的保证条件，而且是一口完成井安全生产油气的保证条件和关键。

1 影响固井质量的原因分析

1.1 井眼质量因素

为了提高页岩气井的开采效率，在钻井过程中为达到最优质储层的钻遇率的要求，业主方经常要根据钻遇地层岩性的伽马值进行轨迹的调整，致使所钻井眼呈波浪状或螺旋状向井底方向延伸。这使得所钻井眼狗腿多，支点多，不规则，给钻井作业继续钻进带来了极大的困难和风险，为后期套管的下入带来挑战。钻井承包商为达到业主方的钻井施工目的，完成钻井作业任务，必须采取有效的措施来克服困难，规避风险，对井眼进行修正，这使得轨迹的不规则又增加了井眼井径的不规则，呈现出向井眼周围不同方向上的椭圆形的井眼，整个井眼呈“葫芦串”形状，局部形成了“大肚子”井眼。

1.2 地层因素

目前页岩气储层主要分布在海相地层的志留系龙马溪组和寒武系邛竹寺组地层中，地层埋深较深。从地面到目的层经历的地层层系多，压力梯度高低不一致，压力体系多，存在喷漏同存的情况，且主要目的层的上覆压力区别大。目的层中主要以石英、长石、云母、方解石、白云石、黄铁矿、磷灰石及黏土矿物等组成，地层当中有裂缝存在。

2 提高固井质量的难点

2.1 套管下入

钻井工作中为追求优质储层的钻遇率，井眼延伸轨迹上出现狗腿多，支点多，对立支点形成钳状阻止管串的前行，采用通井处理并不能有效解决下行阻力的问题，严重影响套管的顺利下入。且受到套管参数的限制，管串在井内遇阻处理手段有限，时有套管下不到位的情况发生。

2.2 套管居中

水平井本身就是弯曲的井眼，套管在井内必然产生弯曲，存在套管贴井壁的现象。在造斜段和水平段等狗腿度较严重的井段，由于套管串本身的刚性强度大，致使套管紧紧靠在井眼狗腿高的支点上，套管在井眼中偏离增大，居中度差。

2.3 顶替效率

“葫芦串”形状不规则的井眼，局部“大肚子”井眼，当环空返速低、流态发生改变的情况下，该井段极易形成岩屑的堆积或循环泥浆流动的死角，这就是通常情况下我们所说的岩屑床。岩屑不能被有效地携带，固相颗粒在水平段大量沉积，致使环空流动侧窜，水泥浆不能有效地驱替泥浆，顶替效率不高；套管居中度低同样会影响固井注浆过程中水泥浆的有效顶替。顶替效率不高形成水泥石的质量也就不高。

2.4 钻井液的含油性

页岩气储层中富含黏土矿物，主要以伊利石、蒙脱石、绿泥石为主。黏土矿物遇水极易水化膨胀剥落，致使水平井井眼极不稳定，往往造成卡钻埋钻事故，同时破坏储层。为此采用油基钻井液工艺技术以满足钻井、钻成井并达到保护油气层的目的。但这也给固井带来了困难，在环空与套管外侧和环空与井壁内侧形成了油膜，油膜与水泥浆不能完美地结合，严重影响这两个胶结面的胶结质量，最终影响固井的质量。

3 提高固井质量的对策

3.1 优化泥浆的性能

优化泥浆性能的主要目的是驱替清扫岩屑床。钻井作业完成后，根据泥浆性能进行转化，控制主要技术指标，有利于完井固井作业的需要，保障后期作业的安全。水基泥浆严格控制高温下的失水及高温稳定性，避免高温增稠；油基泥浆控制增粘、增稠。在井眼清洁的情况下，控制泥浆的流变性，保障泥浆对井壁及管柱的冲刷效果，在正常循环顶替水泥浆的情况下达到紊流状态，取得明显的顶替效果。密度方面就是在保障井底当量密度大于地层空隙压力的情况下对钻井液进行稀释处理，这样不仅可以优化泥浆的流动性，还降低顶替时所需的驱动力。

其次是减阻减压，为顶替作业降低施工风险。下套管通井前，根据固井水泥浆设计的静压差及循环泥浆的环空流阻需求，对地层进行承压试验，以满足固井作业需要。若钻井过程中出现过井漏情况或承压试验出现了漏失的井，针对地层的易漏问题，可以随钻在泥浆中加入堵漏剂，循环时使堵漏材料和较小的钻屑以及钻井液的固相颗粒在液柱压差作用下挤入岩石孔隙中，在井壁周围形成屏蔽层，从而提高地层承压压力，达到要求后才可进行下一步施工作业。

3.2 优化下套管作业

通井是水平井下套管前的重要环节，主要目的是彻底清洁井眼，减小下套管作业的阻力。主要对策有：(1)清洁井眼：使用简化钻具组合进行通井，释放水力参数，彻底清洁井眼；同时对井眼摩阻大、狗腿度大、地层断层等井段进行精细处理，降低摩阻，保障井眼的畅通；(2)模拟刚度：根据比固井设计套管串的刚度，采用三轴应力公式对套管的三轴应力进行模拟计算，采用在钻具组合上不同位置组装的钻柱扶正器，使组合的强度不低于套管串的强度，消除下套管过程中的阻挂，保障套管串的顺利下入；(3)封闭油气：通井起钻前按照下套管作业要求，对泥浆进行处理，形成完井封闭液起钻。

下套管作业是固井作业的一个关键过程，需要注意的是保障工作的连续性。主要对策：(1)工作保障：下套管作业时间长，参与人员多，工作量大，需要提前组织，超前安排部署；对关键设备进行检查、保养，保障作业期间的良好运转；对工作程序进行学习、交底，把握分工合作，保障工序连续有效，避免停待，致使下套管困难；(2)优化管串：选用球形或鱼型短节，同时准备一个弹性套管扶正器，保障套管居中下行，不伤害不破坏井壁；(3)确保居中：监督套管扶正器的装放，扶正器是套管居中的唯一保障，必须严格按照设计下入；在扶正器的型号上，应当选择居中和旋流顶替相结合的方式，既能保障居中度又可以在适当的位置对循环上行的泥浆进行导向，起到旋流冲刷的作用。

3.3 优化水泥浆浆体

一是前置清扫，为水泥浆提供一个安全可靠的水泥成型环境。针对完井泥浆体系，依据监测泥浆中滤液性能及含油比，进行针对性的实验来评判和选择水泥浆的前置液体系及组合，达到固井质量优良的目的。对于页岩气井通常使用的油基泥浆体系，为达到驱油效果，确保两个界面的封固质量，采用先导泥浆体系+双冲双隔前置液体系进行浆体设计，一般先导浆的量控制在40 m3，单次冲洗液的量控制在2 m3，单次隔离液量控制在12 m3，使固井质量达到要求，满足页岩气井后期压裂的需求。

二是控制时差，有效防止井内流体对浆体的影响。对长井段固井水泥浆采用两凝以上的水泥浆体系，在主要油气井段使用快稠快凝水泥浆体系，达到迅速封固油气层，让井内油气层处于一个安静的状态。油气层上部井段的水泥浆主要是为快凝水泥浆提供压力支撑，确保快凝水泥在形成水泥石的过程中油气层的稳定。

3.4 强化注替水泥浆过程管控

注替水泥浆施工是固井作业中最为关键的一步，它涉及到固井工作的成败，必须采取一切办法保障施工的连续、作业数据的准确。主要对策有：(1)注浆前彻底清洗井眼。套管下入后充分循环，清洁井眼，把下套管过程中扶正器刮井壁所产的井壁掉块、泥团充分循环出来，选择循环在环空的返速达到1.5 m/h或设计固井作业最大上返速度的120%以上，在环空形成紊流状态，充分冲刷井壁及套管的外侧，把粘附在井壁及套管壁上的泥块冲洗干净，保障水泥浆在环空位置的纯洁性；(2)确保数据准确。作业施工前再一次核实各种数据，确保数据的准确性，核实水泥浆浆体实验数据是否满足安全作业时间、强度承压要求，确定配方的可靠性；核实施工作业过程时间是否满足水泥浆浆体实验数据要求；通过实际数据再次核实井筒数据，再根据仪器测量数据进行比较是否一致，分析存在差距的原因，并确定最终数据；(3)严格执行流程。作业前进行交底，对作业人员进行详细的分工，同时对管理人员进行分工和安排，到现场岗位上进行监督和指导，必要时启动应急备用方案，达到实施参数的需求，确保每一步作业有效性；(4)纠正偏离。对实时数据进行动态监测，及时纠正过程中与设计方案的偏离，回归正常作业的主线。

4 现场应用

WY103-6井是部署在川西南工区的一口页岩气平台式水平井。该井以龙马溪组为主要目的层，完钻井深5 596 m，垂深3 843 m，上层套管井深为3 505 m，造斜点井深3 534 m，水平段长1 500 m，本开次裸眼井段长2 091 m。该井油气显示活跃，在水平段钻遇了良好显示，在钻井液密度2.22 g/cm3的情况下，背景值由3%上升到49%。钻井液体系为柴油基钻井液，其主要性能：密度2.19 g/cm3，粘度64 s，油水比82∶18，固相含量40%，含砂0.1%，高温高压失水2.0 mL/30 min，破乳电压860 ES，六速读数142/81/59/35/8/6，塑像粘度61 mPa·s，动切力10 Pa，初切3 Pa，终切8 Pa，在测井前通井期间对井筒进行承压试验，试验当量2.45，地层稳定。电测井测得井径数据：裸眼段(3 505.00～5 596.00 m)电测平均井径230.95 mm，扩大率6.97%，其中，3 505～4 500 m井段平均井径238.11 mm，扩大率为10.28%，4 500～5 596 m井段平均井径224.61 mm，扩大率为4.03%。电测井测得井底静止温度为140 ℃。钻井轨迹方面，全井最大狗腿度为26.58°/100 m，在造斜井段中下段位于井深3 916.68 m。

根据三轴应力公式进行强度计算对比，在井眼扩大率为10.28%的情况，采用双Φ210 mm扶正器配合间距为9 m的Φ127 mm承压钻杆组合的刚度大于设计套管串的刚度。于是通井采用的钻具组合：Φ215.9 mm bit+回压阀+Φ127 mm加重钻杆1根+Φ210 mm钻柱扶正器+Φ127 mm加重钻杆1根+Φ210 mm钻柱扶正器+Φ127 mm钻杆+Φ127 mm加重钻杆+震击器+Φ127 mm加重钻杆+转换接头+Φ139.7 mm钻杆，通井针对狗腿度较大的井段主动进行循环，转动清洗井眼，同时根据经验对最有可能产生岩屑床的井段进行清洁处理，到底循环两周半后，将配置的封闭液泵入全裸眼井段后起钻，起钻顺利。整个通井清洁井眼工作用时58 h，对井眼的处理充分。

经历40 h套管串顺利到位，套管串结构如下：浮鞋+1.5 m短套管+套管3根+浮箍+套管2根+碰压座+套管串+注浆水泥头；套管扶正器选用了三种型号，在裸眼井段选用了Φ210 mm旋流聚酯套管扶正器和Φ218 mm整体式双弓弹性套管扶正器两种，交替安装在套管上，每根套管上加一只；在重叠井段选用Φ220 mm旋流刚性套管扶正器，每5根套管安装一只。

固井施工水泥浆注替过程保障环空返速达到1.5 m/h，关井候凝期间通过环空安装压力表，水泥头通过远控闸门、高压应管线连接至观察室观察环空及井口压力变化。观察至20 h井口压力稳定在20.8 MPa，环空压力为0 MPa，通过观察室远控阀控制打开闸门，控制远程控制阀泄压至井口压力至0 MPa，井口泄压后连接管线至立管观察井口压力，井口压力一直为0 MPa。

质量检测情况，优质段2 936 m，优质率52.47%；良好段1 830 m，优良率85.17%；合格段450 m，合格率93.21%；不合格段380 m，不合格率6.79%。清水条件下全井筒试压91.36 MPa，稳压30 min，压降0.32 MPa，试压合格，满足后期作业需求。

5 结论

(1)高度重视，做好准备工作，保障各项施工顺利进行是提高固井质量的根本。

(2)核实实际数据，是科学判定的依据。