延川南区块煤层气水平井固井技术的探讨

秦 杜 袁明进 龙志平 冯大鹏

(中石化华东分公司非常规油气资源工程技术研究中心，江苏 210031)

延川南区块构造位于鄂尔多斯盆地东南缘，隶属于渭北隆起和晋西挠褶带交汇处。区块为黄土塬地貌，沟壑纵横，多坡地，少平川，基岩裸露，植被稀少，总体地形为东高西低。该区块含煤总面积为672km2，自上而下发育地层有第四系、三叠系(二马营组、和尚沟组、刘家沟组)、二叠系 (石千峰组、上石盒子组、下石盒子组、山西组)、石炭系 (太原组、本溪组)、奥陶系 (峰峰组)。其中石炭系上统太原组和二叠系下统山西组为本区块的主要含煤地层，共发育11层煤。山西组2#煤层和太原组10#煤层为本区块的主要可采煤层。

目前，延川南煤层气正处于开发利用起步阶段，加快该区块煤层气的开发利用，对于缓和能源紧张状况、改善能耗结构、减少环境污染具有重大意义。固井质量是影响煤层气井产能的关键因素之一，煤层气井固井作业的效果直接影响煤层气的开发及产能的提高，应当重视煤层气的固井质量，固井工艺配套的关键技术也必须从常规油气中延伸出来，从而解决煤层气固井技术难题，更好地满足后期储层压裂及改造需求，保障后期开采。

1 延川南煤层气储层的特点

煤层气的储集方式和常规油气有本质的不同。煤层气主要以吸附状态存在于基岩孔隙的内表面上，只有少量以游离状态或溶解状态存在于煤层的孔隙与裂缝中。其次，煤层具有基质孔隙与裂缝孔隙特征的双孔隙系统，煤基质中的孔隙是主要的孔隙，占总孔隙体系的绝大部分;裂缝孔隙属于天然裂隙，占总孔隙体积的次要部分，它们基本上等间距分布，并使煤具有不连续性。煤层气具有独特的保存方式—压力封闭，这种特殊的保存方式决定了其开采方式的特殊性，必须经过较长时间的排水降压后才慢慢解吸。

延川南区块煤层气储层条件十分特殊，山西组2#煤储层的孔隙率在1.3%到4.6%之间，太原组10#煤储层的孔隙率在2.6到4.3%之间，属于低孔地层。通过对该区块煤层进行了注入/压降测试，测试结果显示，山西组2#煤层渗透率在0.032～0.1735md之间，太原组10#煤层渗透率在0.026到0.2265md之间，煤储层渗透率较低，远小于常规油气储集层的渗透率;储层压力系数西部为0.76～0.870，东部平台为0.40～0.477，属于低压地层，储层孔隙压力一般低于静水压力，易受侵入流体的污染。该区块煤层气井井深浅，煤层孔隙压力梯度一般小于0.01MPa/m，即使在同一地区，压力梯度变化也很大，并且很难准确预测。煤层呈割理发育，非均质性强，力学稳定性差，机械强度低，易受压缩，杨氏模量小 (一般为2.1×103～6.8×103MPa)，泊松比通常在0.2～0.3之间，在外力作用下极易破碎。其次，该区块煤储层流体呈酸性，容易与水泥浆滤液反应，产生沉淀，从而污染产气层。因此，需要针对延川南区块煤层气的储层条件，设计出适合该区块的煤层气井固井水泥浆体系及固井工艺技术。

2 延川南煤层气水平井固井的难点

煤层气水平井工艺与常规水平井有着很大的不同，煤层气水平井是在目的煤层底端钻一口直井作为生产井，并在煤层段扩孔造穴。在距离生产直井一定距离外施工一口或是两口水平井，水平井水平段在目的煤层穿行并与生产井实现对接，地层流体通过水平井眼流向生产井筒，实现共同排水降压采气的目的。煤层气这种独特的开发和开采方式给固井设计和现场施工提出了更高的要求，延川南煤层气水平井固井难点主要表现在以下几个方面:

(1)下套管难度较大。由于水平井钻井过程中直井段向水平段过渡的井斜角和方位角不断变化，使得井眼轨迹发生变化，再加上重力因素的影响，使得套管在通过大斜度井段和水平段时与井壁之间的摩阻增大，导致套管下放困难。

(2)对水泥浆性能要求高。煤层气水平井固井时既要保证水泥浆有较好的防气串效果，也要保证浆体具有低滤失、微膨胀及很好的流动性和沉降稳定性。水泥浆的设计必须控制自由水的析出，这是由于在水平段重力作用的影响下水泥浆容易发生沉降，不稳定，水平段轻质的自由水会运移到环空上侧，形成水槽或水带，从而失去层间封隔的效果，影响固井质量。

(3)水泥浆密度的控制难度大。煤层岩心强度和煤储层地应力特征决定了水泥浆密度范围和环空液柱压力系统的设计较为困难。按照常规要求，水泥浆密度应大于井眼坍塌压力，小于煤层漏失压力。基于该原则，在水泥石抗压强度满足要求的条件下，采用密度尽量低的水泥浆。

(4)对钻井液的性能要求不同。在煤层气水平钻井过程中为了保证煤层的井壁稳定性，要求钻井液处于轻微过平衡状态，同时具有较高的黏度和切力，而固井时则要求在固井施工前钻井液具有较低的黏度和切力，从而提高顶替效率。

(5)循环排量控制存在风险。钻井液固相和岩屑在自身重力作用下容易发生沉床，而煤层气水平井井壁稳定性较差，循环洗井时的排量比较低，不利于彻底清洗掉水平段低边的岩屑及钻进液固相。

(6)煤储层保护难度大。由于煤储层渗透性低，任何环节的污染都会对煤层孔隙和裂缝造成永久性损害。固井过程中如果环空的液柱压力高，水泥浆的失水量大，水泥浆性能差或施工不当，很容易对煤层造成伤害。

3 影响延川南煤层气水平井固井质量的因素

结合延川南煤层气水平井固井现场以及施工情况，影响延川南煤层气水平井固井质量的主要因素是顶替效率低。考虑到煤层埋藏浅，固井时替浆量少，注水泥完毕后就有一半体积以上的水泥浆进入环空，受设备及井下条件的限制，固井时根本达不到紊流顶替的排量，而且紊流顶替时环空返速高，摩阻大，在低压易漏的井中甚至会发生压漏地层的现象。同时煤岩层光滑、不规则的解理面不利于水泥环二界面的胶结，对水泥浆性能要求较高，影响顶替效率的原因主要有以下四点:

(1)套管偏心的影响

煤层气水平井在大斜度井段和水平井段套管所受的重力方向不再是轴向，而是径向，极易导致套管偏心，使得套管低边的钻井液驱动困难，容易窜槽，从而影响顶替效率。此外，大斜度井段的井斜和方位变化也都会影响套管的居中程度。

(2)钻井液性能的影响

煤层气水平井水平段钻井过程中，为防止井壁发生坍塌，钻井液的比重、粘度一般较高，流动性较差，在固井替浆过程中，容易发生窜槽，严重影响顶替效率。

(3)水泥浆性能的影响

煤层气水平井固井的水泥浆不仅要求具有良好的沉降性能，同时要求具有良好的流动性能，而水泥浆的沉降性能和流动性能是相互制约的关系，需要通过合理的调整外加剂的用量来解决这一矛盾，使水泥浆在替浆过程中有效地冲刷井壁，保证井眼干净，提高顶替效率。

(4)前置液的影响

在固井过程中，要求施工前钻井液具有较低的黏度和切力，因此，合理的设计前置液的性能及用量，可以有效防止各种流体之间窜槽，从而提高顶替效率。

4 煤层气水平井固井技术对策以及现场应用

4.1 煤层气水平井组直井填砂工艺技术

为防止水平段固井施工时水泥浆窜至直井段，须对直井段进行填砂作业。填砂高度要求控制在煤储层以上100m，准确计算直井洞穴容积及套管内容积以确保填砂量的准确。填砂前调整连通井组内的钻井液密度，并依据该密度配置相应密度的盐水溶液，以确保能顺利地将砂送入井内。

当煤层气水平井与直井连通后，在直井下入φ73mm光油管通井至人工井底，用密度1.08g/cm3的CaCl2溶液洗净井筒，然后上提管柱到煤储层顶板50m处，开套闸，用密度1.08g/cm3盐水小排量向油管灌水，套闸均匀出水后，油管缓慢均匀加砂到设计填砂量，再用密度1.08g/cm3盐水送砂至油套平衡。上提管柱至煤层顶板以上150m，沉砂。

在填砂施工过程中，要严格控制填砂速度，防止砂子在油管、套管内搭成砂桥，造成堵塞。严格控制送砂排量，防止携砂液大量上返至油套环空，造成管柱砂埋。在送砂过程中若遇环空停止返水，应立即活动管柱，若活动管柱无法解决，应立即上提油管检查。

直井填砂后，部分黄砂会进入水平井段，影响套管下入到设计深度，因此进行特殊水平井通井工艺，主要包括以下步骤:(1)正常通井至距离连通点10m位置，停泵。(2)下钻至距联通点0.5m到1m处，探砂面，若中途遇阻则表明到达砂面位置。(3)上提钻具到距连通点10m处，开泵循环清洗水平段中黄砂，再探砂面。(4)当钻具正常下钻到距离连通点0.5m到1m处时，通井结束，正常起钻。

4.2 套管管柱设计以及摩阻分析

(1)套管管柱结构设计

煤层气水平井与排采直井连通后，直井要进行填砂作业，所以套管管柱在设计时要充分考虑这一问题，套管管柱底部若采用单一引鞋则很容易被黄砂将引鞋孔眼堵住，影响固井施工，因此在设计时引入打孔短节，从而很好地解决了这一问题。同时在套管串顶端两根打孔短节之间安放了弹性扶正器，使套管管柱“抬头”，为套管管柱的顺利下入及固井施工创造条件，施工中使用的套管管柱结构为:引鞋+打孔短节1根 (+扶正器)+打孔短节1根+浮箍+短节1根 (+扶正器)+套管2根(+扶正器)+短节1根+浮箍2+N80×7.72mm套管串 (+扶正器)+联顶节。

(2)确定合理的扶正器安放位置

由于重力因素的影响，套管串在大斜度井段及水平段不能保持居中度，必须设计合理的扶正器安放位置。由于水平井水平段较长，套管下入过程中摩阻较大，设计中安放了刚性螺旋滚轮扶正器，将滑动摩擦转化为滚动摩擦，减小了摩擦阻力。扶正器安放设计如表1所示。

表1 扶正器安放设计

(3)套管居中度和摩阻分析

以延5－V1－P1井为例，结合实钻井眼轨迹、套管管柱结构以及扶正器安放，利用套管居中度计算软件模拟计算得到套管居中度，如图1所示。从延5－V1－P1井生产套管居中度模拟图中可以看出，套管居中度基本在67%以上，套管居中效果良好。

利用随钻测量井眼轨迹，结合套管管柱结构，模拟得到套管下入过程中大钩载荷与套管摩阻分析情况，如图2所示。由图2可知，套管管柱结构能够在保证套管居中度的前提下顺利下入。

图1 延5－V1－P1井生产套管居中度模拟图

4.3 固井前置液及水泥浆设计

目前延川南区块煤层气水平井水平段主要采用两种钻井液体系，一个为低固相钻井液体系，另一个为绒囊钻井液体系。针对两种钻井液体系，分别设计了不同的固井前置液体系。在保证井眼安全稳定的情况下，尽可能提高前置液在环空中的高度，从而更加有效地发挥其冲洗和隔离的作用，同时增加其作为紊流顶替液的紊流接触时间，有利于提高顶替效率。

针对钻井过程中使用低固相钻井液体系的水平井水平段，可使用的固井前置液体系和水泥浆体系如下:化学冲洗液:10%MS+水，用量8m3;隔离液:密度为1.35g/cm3的低密度水泥浆，用量2m3;使用绒囊钻井液体系的水平井水平段可使用的固井前置液体系和水泥浆体系如下:冲洗钻井液:原密度钻井液+高浓度破乳剂，用量15m3;化学冲洗液:10%MS+水，用量8m3;隔离液:密度为1.35g/cm3的低密度水泥浆，用量2m3。

图2 延5－V1－P1井大钩载荷与套管摩阻模拟图

由于煤层气水平井垂深较浅，地层温度较低，并且具有和常规水平井同样的固井难点，因此对水泥浆体系要求较高。通过室内试验优选出适合于延川南区块储层特性的水泥浆体系，该体系不但具有良好的流变性，同时还满足过渡时间短、高早强、近直角稠化等优点，其性能参数如表2所示。

表2 水泥浆性能参数

图3 水泥浆稠化曲线图

水泥浆体系配方为:G级+2%G401+0.3%USZ+1.5%G304+1.5%G202+水0.487，其稠化曲线如图3所示。

该水泥浆体系在延川南区块延5－V1－P1井等煤层气水平井固井中使用取得了良好的封固效果。由于延川南区块目的煤层及上部部分地层破裂压力较低，易发生漏失，造成储层污染，所以在考虑水泥浆返高时充分考虑了煤层特点、水平井井眼轨迹等因素，提出了水平井固井水泥浆返至技术套管鞋以上400m处，这样在保证不压漏地层的前提下，也能满足固井的层间封隔效果，在现场得到了良好的应用效果。

5 结论

结合延川南区块煤储层的特点以及煤层气水平井固井工艺的难点，研究设计出一套适合延川南区块煤层气水平井的固井工艺技术如下:

(1)水平井完井后，井眼与直井相连通，在直井采用了填砂工艺技术，有效地解决了水平井固井施工过程中，建立水泥浆循环通道的难题;

(2)结合延川南煤层实际破裂压力，确定了合适的水泥浆返高，即水平井固井水泥浆返至技术套管鞋以上400m处，这样保证了不压漏地层，也能满足固井的层间封隔效果，而且满足后期储层压裂及改造需求，保障后期开采。

(3)水平井段较长，位垂比大，采用合理的套管管柱结构，保证了套管的居中程度以及套管的顺利下入，同时还考虑直井填砂对套管柱的影响。

(4)通过室内试验，优选出适合延川南区块煤层气水平井固井的水泥浆体系，不但具有良好的流变性，同时还满足过渡时间短、高早强、近直角稠化等优点，在该区块取得了良好的现场应用效果。

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