致密气水平井固井技术——以延安气田东部上古生界气藏开发实践为例

王 涛

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安 710075；2.陕西省陆相页岩气成藏与开发重点实验室（筹），陕西 西安 710075）

0 引言

鄂尔多斯盆地延安气田上古生界气藏以盒8段、山1段、山2段、本溪组为主要目的层，是非均质强的致密岩性气藏，孔隙度主要为2.0%～13.0%，渗透率为0.01～3.00 mD，储层之间连通性差，储层含气饱和度差异大。根据同类气藏开发经验及区域内水平井开发实践［1］，延长石油在延安气田东部采用套管完井和多级缝网压裂技术进行后期储层改造提升开发效果。因此，除常规水平井所具有的固井难点外，多级压裂的反复高压冲击对固井环空水泥石的密封能力提出了更高的要求［2-3］。结合陕北地区特有的地貌、地层及钻井特点，为提高致密气水平井固井质量，为压裂提供良好的井筒环境，针对性地开展了一系列固井关键技术研究。

1 延安气田上古生界地层特点及水平井固井难点

1.1 地层特点及井身结构

延安气田东部致密气井区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，地层主要有以下特点：① 主力气藏位于盒8段、山1段、山2段、本溪组，埋深2 200～2 600 m，平均地温梯度为2.84℃／100 m，压力系数普遍小于1，平均压力系数为0.805 1；② 各层天然气的主要组分含量相似，以甲烷为主，甲烷平均含量为96.82%，乙烷以上烃类平均含量为1.17%，二氧化碳平均含量为0.23%，氮气含量为1.77%，无硫化氢气体；③ 储层致密，直井、定向井开发单井产量较低。因此，对该区致密气的开发采用水平井缝网压裂技术进行试验，井身结构见表1（该井水平段长1 000 m），延安气田自上而下钻遇地层依次为新生界第四系，中生界三叠系上统延长组、中统纸坊组、下统和尚沟组、下统刘家沟组，上古生界二叠系上统石千峰组、中统石盒子组、下统山西组、下统太原组，石炭系上统本溪组。

表1 致密气水平井井身结构表

1.2 固井难点

除了常规水平井固井过程中存在的下套管难度大、顶替效率低、水平段套管居中困难、水泥浆沉降稳定性要求高、要求水泥浆45°倾角下自由水为0等难点外［4-5］，基于上述地层特点及钻井情况，延安气田致密气水平井特有的固井难点主要还有：① 地面黄土塬地貌受限及森林资源保护需求导致绕障频繁，储层原因造成的井眼轨迹复杂导致需采用漂浮技术下套管，但地层垂深较浅，漂浮段直井段下入存在一定的困难，因此需对漂浮长度进行合理优化，解决双重矛盾；② 储层上部存在漏失层，地层承压能力低，水泥浆一次上返全封固的难度大，需采用低密度水泥浆充填上部井段，而致密气单井产量较低、国际油价长期中低位徘徊、降本增效压力较大的情况下，低密度减轻剂需采用更为廉价的材料；③ 水泥石为高脆性水硬性材料，而实验致密气水平井后期采用多级缝网压裂，一般为6～10级，井口施工压力介于50～60 MPa，要求水泥石具有一定的弹性以抵抗破碎。

2 固井关键技术方案

2.1 漂浮下套管优化及套管居中

由于延安气田东部区域已钻定向井较多，直井段绕障造成轨迹复杂，同时，受地面森林资源及水土保护的限制，井眼轨迹复杂性进一步提高。另一方面，由于陆相致密气藏储层纵横向变化快，为保证钻遇率，水平段不同程度的存在上翘或下探，部分井趾端与根部的最大落差达到19 m，轨迹复杂造成水平井存在套管下入难的问题，特别是为保证水平段套管居中加入了大量扶正器，更加剧了套管遇阻的风险。该区域解决问题的途径主要是采用漂浮下套管和扶正器改造设计。

2.1.1 漂浮长度优化

采用漂浮下套管工艺可以降低上提拉力和下放阻力，提高下套管的施工安全性［6］。将漂浮接箍连接在套管柱上，在套管内构成临时屏障，漂浮接箍以下的套管内注入一定量的空气，以上的部分充满钻井液，用膜密封，套管串在钻井液中会产生很大的浮力，使其在水平段减少重力产生的阻力，有利于套管顺利下到位，延长石油东部致密气水平井所用漂浮接箍主要为盲板粉碎式，操作简单，稳定性好。

在漂浮下套管过程中，选取合适的套管漂浮长度是套管漂浮技术的关键［7］，套管漂浮长度的选取不能太长也不能太短。如果漂浮段太长，一方面会因为浮力太大，当套管下入到一定的深度后，大钩载荷降为零，造成套管直井段下入困难，特别是垂深较浅的本区东部致密气井；另一方面，套管与井壁的正压力得不到应有的改善，反而会增大套管与井壁的正压力，造成套管与井壁的摩阻力增大，不利于套管的下入。如果套管的漂浮长度太短，则不能起到应有的漂浮效果，同样是不利的。因此设计最佳的套管漂浮段长度是非常必要的，而摩擦系数的确定对套管漂浮长度的模拟计算优化至关重要。

采用软件对套管下入钩载进行模拟计算，该软件考虑了实际的井身结构和井眼轨道，其计算的核心变量是摩擦系数的确定，其值计算的结果的准确性影响着现场实施的可靠性。通过大量的水平井的计算及现场施工数据反演，确定该区域水平井套管模拟计算中套管—套管之间的摩擦系数为0.25～0.27、套管—裸眼之间的摩擦系数为0.30～0.32，采用上述摩擦系数计算结果最符合现场实际。

图1为该区一口井下套管过程中钩载分析计算结果。采用常规下套管的方法，由于水平段较长、磨阻较大，大钩载荷线与最小螺旋屈曲线相交，下套管过程中可能会产生螺旋屈曲，导致套管不能下至井底。采用漂浮技术后，钩载线始终在螺旋屈曲线的右侧，可以保证套管在全井段下入顺利，但对比漂浮600 m、800 m、1 000 m、1 200 m的计算结果可知，漂浮1 000 m下放套管时大钩载荷最大，为最佳漂浮长度。

图1 不同漂浮长度模拟计算结果图

2.1.2 套管居中技术

水平段套管居中对保证固井质量至关重要。为了降低磨阻，该区水平井水平段主要使用刚性滚轮扶正器帮助套管居中，但由于滚轮扶正器外围为刚性，弹性差、不易变形，在下套管作业过程中通过缩径或有键槽井段时易发生卡阻现象，造成套管上提及下放困难，存在一定的安全事故隐患。针对该问题，对现有的滚轮扶正器进行改造，研制了可变形滚轮扶正器。工具如图2所示，包括扶正器本体1，本体上均匀分布有扶正条2，扶正条中间设置有凹槽4，凹槽内安装有滚轮5和固定轴7，固定轴与滚轮连接并固定在扶正条上，扶正条呈中间向外突出状，突出空间区域为3，扶正条内侧设置有加强筋6，滚轮凸出于扶正条的外表面。

图2 可变形套管滚轮扶正器示意图

工具使用时，将扶正器本体套在套管外部，然后进行下套管作业，当遇到缩径井段时，井壁与套管施加的合力使扶正条径向变形收缩，从而顺利通过缩径井段，在水平井中能够通过滚轮降低下套管阻力，同时还能扶正套管并保证其在井眼中的居中度。依据软件计算结果及现场施工经验，水平段使用该扶正器的合理间距为10～15 m。

2.2 粉煤灰低密度水泥浆

该区钻井过程中储层上部及部分储层存在漏失，为确保水泥浆一次上返实现全封固，设计使用双密度水泥浆进行固井，上部采用低密度水泥浆进行充填。根据区域地层承压能力，设计低密度水泥浆密度为1.40～1.45 g／cm3。对低密度水泥浆，国内外对微珠、玻璃微球水泥浆进行了大量的研究，取得了丰硕的成果，但是随着油价长时间中低位徘徊，降本增效逐渐成为油井开发的一个重要方面，因此选用廉价减轻材料降低水泥浆密度成为一种可行性较高的方案。对比各类廉价减轻材料，选用粉煤灰作为减轻剂的主料。粉煤灰是火电站煤粉燃过的灰烬，主要由含二氧化硅的玻璃体组成。用粉煤灰配制水泥浆可使水泥浆的密度降到1.70～1.45 g／cm3［8-10］，因此需引入其他外掺料进一步降低水泥浆密度，同时维护其体系稳定性。

微硅颗粒粒径极小，吸附能力很强，可以作为低密度水泥中悬浮增强材料［11-13］。依据室内实验得出的粉煤灰、微硅的质量分数（占水泥比）分别为30%和20%。在此基础上，对其他外加剂进行优选，优选无机材料改性而成同时对粉煤灰具有激活功效的早强剂YT-Z，并优化可通过聚合物微小颗粒相互交联桥接作用形成胶结的网状胶体聚集体来束缚更多的游离液的聚乙烯醇降失水剂YW-3，结合应用范围极广且性能优越的丙酮、甲醛缩合物类减阻剂USZ，通过室内实验得出粉煤灰低密度水泥浆配方：G级水泥＋20%粉煤灰＋10%微硅＋6%（YW-3）＋0.5%USZ＋0.4%（YT-W），其性能见表2。由表2可知，激活型早强剂的加入使得粉煤灰体系72 h抗压强度达到7 MPa以上，体系稠化时间合理，失水低、游离液少，上下密度差极小，各方面性能能够满足致密气水平井的上部填充需求。

表2 低密度水泥浆性能表

2.3 增弹水泥浆

延安气田致密气水平井开发中开展套管完井试验，通过实施体积压裂的技术使原本低产或无油流的低渗井获得工业价值成为可能，极大地延伸了开采范围。当射孔、大型压裂时，在水泥环局部区域会形成拉、压高应变区，由于水泥石属于脆性材料，当套管扩张引起的水泥环的应力变化超过其强度极限时，水泥环就会破裂而形成裂纹，影响压裂的效果和生产安全性。因此，致密气水平井水泥环须有一定的强度，而且还要具备一定的弹性，需要加入一定的弹性材料［14］。

根据目前对增韧材料的研究成果［15-17］，优选100目的丁苯橡胶粉颗粒作为增弹剂。但橡胶颗粒憎水亲油，且分散效果差，因此采用硅烷偶联剂溶液对其表面进行改性制得新型增韧剂，经实验验证其合理加量为3%。增弹水泥浆用于封固水平段，因此还需较高的强度、优异的稳定性和极低的失水，优选降失水剂YW-3控制浆体失水，加入分散剂USZ和早强剂YT-Z优化浆体稳定性、提高早期强度。由表3的微弹水泥浆综合性能表可知，水泥石的强度较高，杨氏模量较低，而且45°倾斜测试游离液及上下密度差均为0，符合水平井对固井水泥浆的稳定性的要求。

表3 增弹水泥浆综合性能表

因水平井后期改造采用分段多级的方式，因此采用循环加载的方式对水泥石的抗脆止裂效果进行评价。采用GCTS岩石力学试验机对水泥石进行循环三轴加载实验，循环加载压力为30 MPa（0.7 × 抗压强度［18］），围压为30 MPa，实验结果见图3。由图3可知，在多次循环加载后，水泥石仍然保持了一定的强度和弹性，与首次加载相比，多次循环加载的水泥石应变略微增大并非完全弹性，但后续加载每次加载及恢复曲线相似，水泥石的内部结构没有发生显著变化，实现了增弹的目的。

3 现场实施情况

以上固井集成技术在延安气田闻平12井进行了现场应用，固井质量合格率达90%，水平段固井质量合格率达100%，为该区致密气水平井多级缝网压裂提供了良好的井筒环境。

图3 循环三轴加载力学曲线图

该井目的层为山西组山1段油藏，三开采用215.9 mm钻头钻至井深3 872 m处完钻，垂深为2 540 m，水平段长1 170 m，钻井液密度为1.20 g／cm3，该井三开钻井过程中曾发生不同程度的漏失2次，共漏失钻井液50 m3。该井采用漂浮下套管技术下入管径为139.7 mm套管，管串结构（自上而下）为：浮鞋＋1根套管＋浮箍＋1根套管＋碰压关闭式浮箍＋短套＋套管串＋粉碎式漂浮接箍＋套管串＋联顶节。水平段下入可变形滚轮扶正器，间距为每3根套管2个，漂浮长度为1 000 m。

该井下套管时直井段套管下入顺利，最后剩余3根套管时悬重为0，采用上提下放的方式活动套管，最终全部套管顺利下至3 868 m，管内加压至6.5 MPa，漂浮接箍挡板材料粉碎后建立循环。采用双密度水泥浆一次上返技术固井，先注入隔离液和冲洗液8 m3，再注入1.40 g／cm3粉煤灰水泥浆70 m3，最后注入1.90 g／cm3增弹水泥浆40 m3，施工排量为1.2 m3／min，顶替清水44.05 m3后碰压，卸压后回水断流。该井施工连续顺利，水泥浆返出井口，各个固井工具附件使用正常，固井结束后候凝48 h后探塞测井。水泥塞位置为设计阻位，碰压关闭式浮箍完美阻流。声波变密度测试结果显示全井段为合格井，水平段固井质量优良率为80%。该井分10级进行分段缝网压裂，各段施工压力平稳，均维持在52 MPa左右，无窜流情况发生，显示了水泥环良好的压后密封性。以上固井系列技术的应用为区域增储上产提供了良好的支撑。

4 结论

1）结合延安气田东部致密气水平井地质及钻井特点，提出固井难点，并针对性地进行了一系列固井关键技术的研究应用，显著提高了该区水平井的固井质量，为同类井的固井提供了一定的借鉴意义。

2）研制的相关固井工具附件及设计的漂浮优化方法，操作简便、针对性强，现场应用表明可以解决相对应的固井技术难点，具有一定的现场适用性；研发的较低成本的粉煤灰低密水泥浆和一定弹性的增弹水泥浆性能优越，能够满足该区域致密气水平井的固井需求。

3）为进一步提高延安气田东部致密气水平井固井质量，应在通过设计更低密度的低成本水泥浆、加强低磨阻扶正器设计及优化浆柱结构和注替参数以提高顶替效率等方面加强研究。