川西首口页岩气水平井固井技术

时间：2024-07-28

全家正白龙刘忠飞周回生王洋何峻宇丁俊选

（1.中国石化西南油气分公司工程监督中心 2.西南石油大学石油工程学院）

川西首口页岩气水平井固井技术

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（1.中国石化西南油气分公司工程监督中心 2.西南石油大学石油工程学院）

目前页岩气水平井的固井面临着套管难以下入、居中度低、顶替效率低、水泥环弹韧性差等技术难题。基于川西地区地质条件和钻井状况的认知，分析了川西首口页岩气水平井XYHF－1井的固井难点，总结了有效通井、优化扶正器安装、滑套固井技术、优选水泥浆体系等提高该井固井质量的技术措施，对固井质量进行了分析总结并认为SCW冲洗液、三级冲洗工艺、弹韧性水泥浆体系的应用是提高页岩气水平井固井质量的有效措施。图1表2参5

页岩气水平井固井技术滑套固井

近年来，作为非常规天然气的页岩气开发异军突起，已成为全球油气资源开发的新亮点。全球非常规油气资源预计可达到921.4×1012m3，其中页岩油气资源量可达到456.0×1012m3。我国非常规油气资源量巨大，页岩油气资源量达到26×1012m3［1－3］。页岩气开发的关键技术是水平井技术和分段增产压裂技术，这两大核心技术对固井质量的要求都很高，因此页岩气固井技术便成为了页岩气开发的关键技术。

而目前，我国国内页岩气水平井固井技术处于研究与应用的初级阶段。XYHF－1井是川西首口页岩气水平井，在该井的固井过程中，存在水平段较长、套管偏心、井壁界面油湿等难题。本文分析了这些固井难题，提出了相应的技术措施，并成功完成了固井施工，为后续页岩气水平井的固井工艺设计提供了技术支撑。

1 XYHF－1井概况

XYHF－1井是中国石化在川西地区部署的第一口页岩气勘探水平井，该井所在区块地质条件复杂，地层可钻性差，地层漏失严重，且因含盐膏层，导致井壁垮塌严重。该井自上而下分别钻遇第四系、剑门关组、蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、白田坝组、须家河组，完钻层位为上三叠统须家河组五段中亚段中部，完钻井深4077 m，采用套管完井，该井井身结构如图1所示。

图1 XYHF－1井井身结构图

2 固井难点分析

XYHF－1井为川西首口页岩气水平井，该井的固井施工存在不少难点，具体表现为：

（1）页岩遇水易膨胀，井眼不规则

由于本井是页岩气水平井，且水平位移长达796.00 m，在钻进过程中钻井液与页岩储层接触时间较长，因页岩遇水易膨胀，造成井眼极不规则，形成“糖葫芦”井眼，可严重影响固井质量。

（2）油基钻井液的使用影响固井质量

页岩气井井壁失稳，一直是钻井工程的难题，因此本井在四开时采用了油基钻井液。为了在施工中做到有效携岩，将油基钻井液密度、黏度分别调到2.10 g／cm3和72 s，流动性很差，严重影响了固井时的顶替效率。而且油基钻井液还会降低水泥石强度及第二界面胶结程度。

（3）射孔、压裂技术对水泥环质量要求高

目的层为低孔低渗储层，需要采取压裂增产措施，对固井胶结质量、水泥石力学性能均提出了较高的要求。在满足生产井段水泥浆胶结质量良好的前提下，要求水泥石具有高强的弹性、韧性以及耐久性。85%的页岩气井都采用套管射孔完井，射孔过程中，瞬间产生的高温、高速聚能射流在水泥环上容易产生裂纹，影响固井质量。

（4）封固井段长，套管下入难

本井生产套管固井一次封固段长达5000 m，上下温差大，水泥浆设计困难；地层压力高，既防漏又防窜，固井施工安全窗口很小；大斜度井段和水平井段套管对井壁侧向力大，增加了下套管时的摩阻。

3 主要技术对策

针对XYHF－1井固井难点，为满足页岩气水平井对固井质量的要求，主要从提高顶替效率、第二界面封固质量、水泥环弹韧性及耐久性三方面制定了技术措施，其中关键的技术措施有：

（1）滑套固井技术

为满足页岩气较大压力改造施工，降低成本，首次运用威德福滑套固井技术。该技术最大的优点在于滑套随套管一趟下入，无需射孔和额外封井器卡层，压裂作业一趟连续完成，节省了固井时间。

（2）三级冲洗工艺

本井在四开时为防止页岩坍塌采用了油基钻井液钻进，因井壁和套管壁上的油膜很难被冲洗干净，严重影响了水泥石的胶结质量。为此，采用了具有润湿反转作用的洗油冲洗液SCW，采用基油、高密度冲洗液、冲洗水泥浆三级冲洗工艺，保证了井眼的清洗效果，提高了固井顶替效率。

（3）SFP弹韧性水泥浆体系

页岩气多级压裂对水泥环和岩层的破坏是相当大的，对水泥石的弹性和韧性要求很高。为此，采用了SFP弹韧性水泥浆体系，提高了水泥石胶结能力和抗冲击能力。另外鉴于封固井段较长，使用了两凝水泥浆柱结构，提高裸眼段封固质量，防止油、气、水窜，两凝分界点在井深3084 m左右。

（4）有效通井

下套管前制定合理的通井措施，采用不低于套管刚度的满眼钻具组合通井至井底，通井到底后充分循环，同时调整好钻井液的润滑性及各项性能［4］；在井斜角大（井深3200～4000 m）的遇卡井段（井深3200 m左右）反复划眼通井，在造斜段（井深2600～3281 m）反复活动钻具清除岩屑床，保证套管顺利下入。

（5）合理安装扶正器

套管居中度不仅影响顶替效率，还会影响套管的顺利下入，保证套管居中的直接办法就是安装扶正器。本井在固Φ139.7 mm油层套管时，在斜井段安装刚性旋流扶正器，水平段采用非铰链双弓扶正器，直井段采用刚性扶正器。另外，在固井滑套上下3 m各安装1.5个刚性扶正器，带两个止动环，扶正器外径为209.55 mm，具体使用情况如表1。

表1 油层套管扶正器安放情况

以上技术对策中扶正器的使用和有效的通井措施属于常用的固井技术措施，滑套固井技术、三级冲洗工艺及SFP弹韧性水泥浆体系的应用是针对页岩气开发的新技术。另外，为提高XYHF－1井的固井质量，还采用了固井设计软件进行辅助计算，保证井内压力平衡；优选施工参数，确保井内施工安全；套管抬头下套管技术等常用技术措施。

4 现场应用情况及效果分析

基于对XYHF－1井固井难点的分析，结合有针对性的技术措施，对该井开始固井施工，Φ508.0 mm表层套管、Φ346.1 mm表层套管和Φ244.5 mm技术套管均采用常规固井法进行固井，Φ139.7 mm油层套管采用威德福的滑套固井技术，在管串结构上增加了压差滑套和投球滑套，四层套管固井水泥均返至地面。具体主要的现场作业过程如下：

（1）一开Φ508.0 mm表层套管下至井深244.58 m，采用常规法固井。固井水泥浆平均密度1.89 g／cm3，水泥浆返出地面2 m3，水泥塞高度符合要求，共使用嘉华G级水泥80 t。全井筒清水试压15 MPa，试压合格，固井质量合格，满足二开钻进施工。

（2）二开Φ339.7＋346.1 mm技术套管下至井深1715.50 m时套管接头破裂，导致套管落井，经事故处理，下至井深1865.27 m开始固井。共使用嘉华G级水泥175 t，固井水泥返出地面。

（3）三开Φ244.5 mm技术套管下至3279.00 m，座挂好套管后，开始常规法固井。使用了平均密度为2.17 g／cm3的膨胀水泥浆体系领浆，碰压10 MPa，共使用嘉华G级水泥270 t，水泥返出地面。

（4）四开Φ139.7mm油层套管下至井深4039.46 m，套管座挂完毕后接循环头循环，开始固井。先用清水试压至35 MPa后注入柴油5 m3，然后依次注入平均密度为2.19 g／cm3的加重隔离液40 m3、密度为2.2 g／cm3冲洗水泥浆10 m3、平均密度为2.22 g／cm3的领浆67 m3、平均密度为2.21 g／cm3的尾浆35 m3、平均密度为2.19 g／cm3的加重隔离液1.8 m3。放胶塞并替清水9 m3，注入高黏保护液3 m3，最后注入2.15 g／cm3水基泥浆32.7 m3，碰压15 MPa，使用四川夹江G级油井水泥196 t，水泥返出地面。本层套管固井过程中，在管串的连接上严格按照威德福滑套固井技术的操作流程进行。

固井后均用替浆液对各开套管试压30min，试压全部合格。XYHF－1井所有套管施工作业连续，附件下入数量均符合设计要求，回压凡尔关闭良好，没有串漏情况，水泥浆返出地面。各层套管固井质量情况见表2。

表2 XYHF－1井各层套管固井质量

本井采用低弹性模量和高韧性系数的SFP弹韧性水泥浆体系，其形成的水泥环具有较低的弹性模量、较高的泊松比和适中的抗压强度，经受住了后期的分段压裂施工［5］，没有发生气窜，是页岩气固井较好的水泥浆体系。SCW型冲洗液主要是利用化学冲洗作用来冲洗泥饼，改善泥饼的亲水能力，该冲洗液的表面活性物质会在泥饼表面吸附，产生溶胀作用，削弱泥饼表面的结构力和内聚力，同时也削弱了套管与油滤饼的作用力。冲洗液中含有活性固相颗粒并配合水力机械作用可增加物理冲刷作用，有效提高水泥浆的顶替效率和胶结面的强度，提高了本井的固井质量。三开Φ244.5 mm技术套管和四开Φ139.7 mm油层套管最终所测的声幅质量较差，是因为大斜度井段套管居中度较差，顶替效率较低，同时水泥浆运行段长，同泥浆的密度接近，造成混浆段较长，影响胶结质量，因此在今后页岩气水平井固井过程中，须提高套管居中度和水泥浆同钻井液的密度差。