彭水地区海相页岩气水平井固井技术

2014-11-22刘伟中国石化石油工程技术研究院北京100101

石油天然气学报 2014年1期

刘伟（中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

海相页岩在中国有广泛的发育和分布，层位上集中出现在古生界，它们多与碳酸盐岩或其他碎屑岩共生，黑色页岩具有分布面积广、地层厚度大、埋深变化大，发育层系多、构造改造强烈及后期保存多样化等特点，海相黑色页岩主要形成于沉积速率较快、地质条件较为封闭、有机质供给丰富的台地或陆棚环境中，并形成了以下寒武统、上奥陶统－下志留统、下二叠统、上二叠统等为代表的8套黑色页岩。彭水地区海相页岩是页岩气发育及勘探研究的有利区域。该区发育了多套黑色（碳质）页岩，分布广，厚度大（如下志留统龙马溪组黑色页岩地层厚度为80～120m），变形强，埋藏浅，有机质含量高，热演化程度相对适中，区域上典型的隔挡式背斜褶皱带及断裂带易于产生裂缝并形成 “甜点”［1～3］。

与常规水平井固井技术相比，页岩气井固井除满足高要求的水泥浆基本性能外，水泥石必须具备与地层岩性相匹配的力学特性，以此保证环空良好的封固特性［4］，同时必须采用高效冲洗液和隔离液驱替油基钻井液以保证全井的封固质量［5］。随着页岩气井开采的深入，不同区域存在的固井问题也越来越多，遇到的固井情况也越来越复杂，笔者通过对彭水地区海相页岩气水平井固井过程中遇到的漏失、油基钻井液清洗困难、长水平段套管下入困难等问题的研究与分析，提出解决的技术方法与措施，为该区域页岩气水平井固井提供技术指导。

1 固井难点

1.1 裂隙、溶洞发育，打钻过程漏失严重

彭水地区是中石化华东分公司部署在上扬子盆地武陵褶皱带彭水德江褶皱带的海相页岩气分布区，也是中石化页岩油气勘探开发的重点地区之一，主要开发下志留统龙马溪组页岩气资源。根据已钻几口井的资料，该地区地层裂隙发育，钻井液密度窗口很窄，这些都给固井作业带来了很大困难。水泥浆易漏失，造成水泥返高不够；环空气窜和油气层漏封等事故时有发生。2012年在该区块共钻井4口，打钻过程中全部发生漏失，漏失层位主要集中在小河坝组和龙马溪组之间的不整合面，其中PY4HF井共发生12次失返性漏失，总漏失量超过500m3。PY3HF井在固井替浆后期发生漏失失返，漏封1700m。

1.2 高黏性油基钻井液清洗驱替困难

油基钻井液作为一种优良的钻井液体系用于页岩气水平井中并取得了良好的钻井施工效果。但就固井施工而言，油基钻井液会滞留在界面处并形成油浆和油膜，这将严重影响水泥环的界面胶结强度。目前彭水地区钻井多采用柴油基钻井液，为了提高水平段携岩能力，油基钻井液的油水比较小，呈现高黏切的特征，由此会导致环空循环压差大，泵压升高。以PY4HF井为例，虽然钻井液密度只有1.24g／cm3，但漏斗黏度却达到106s以上。这些含有钻屑的油基钻井液会牢牢黏附在套管和井壁上，由于油基钻井液比水基钻井液驱替更加困难，油基钻井液与环空2个界面的超强附着力以及高黏度给水泥浆顶替带来了很大的难度，固井时严重影响顶替效率。

1.3 水平段长，下套管难度大

以PY2HF井为例，该井现场根据地质要求，从原设计井深3552m加深至3990m，水平段长度由设计的1250m达到1650m，这也是目前国内页岩气水平段最长的井段。该井技术套管下深只有1609m，裸眼段较长，达到2381m，最大井斜角86.5°。钻井时水平井段采用FEWD随钻地质导向仪器，由于未钻导眼井，为了保证能顺利钻到目的层，钻井时根据地质要求频繁调整井斜，致使井眼轨迹不够光滑，同时在3040m和3280m等多处打钻有阻卡现象发生，接顶驱划眼才能通过该段。通过对返出岩屑进行分析，在3040m处为五峰组黑色页岩和龙马溪组黑色页岩交界面，3280m处为五峰组黑色页岩和临湘组灰色灰岩的交界面，五峰组黑色页岩较龙马溪组黑色页岩和临湘组灰色灰岩软一些，之前出现的阻卡现象为交界面处井径不规则，形成岩屑床，导致起下遇阻影响后期长水平段套管顺利下入，给长水平段套管下入带来很大难度。

2 固井工艺技术

2.1 解决漏失问题的新型高性能低密度水泥浆体系

低密度水泥浆体系是解决低压、易漏井固井水泥浆漏失的主要途径之一。目前用于低密度水泥浆的减轻剂多为漂珠等，但由于漂珠颗粒较大（相对于水泥颗粒）、粒轻、壁薄、壁厚不均，在水泥浆中易上浮、进水、破碎，造成浆体沉降稳定性、体积稳定性变差，尤其是自身承压能力弱，实际入井水泥浆密度远远高于常压配制时的密度。为了解决彭水地区海相页岩气井固井漏失，需进一步降低固井水泥浆密度。由于PY3HF井采用常规漂珠减轻剂来降低环空液柱压力以防止漏失，加量占水泥干重的质量分数达40%。

地面配制的水泥浆密度1.41g／cm3，但实际漂珠低密度水泥浆在井下压力45MPa时已经达到1.54g／cm3，致使该井在固井替浆后期发生断流，漏封1700m。因此为了进一步降低水泥浆密度，提高减轻材料的承压能力，在彭水地区其他几口井优选了新型国产高性能LWSF低密度水泥浆体系，所优选的LWSF低密度水泥浆体系中的减轻材料为一种特制的中空密闭的白色球形、粉末状的超轻质填充材料。主要成分是碱石灰硼硅酸玻璃，不溶于水，化学性质稳定，密度仅为0.40～0.60g／cm3，粒径约为10～80μm，是封闭的内充惰性气体的玻璃珠［6，7］，具有滚珠轴承效应，配制水泥浆时不吸水，水泥浆密度可以控制在1.20～1.40g／cm3，在少加水的情况下即可达到很好的密度减轻作用，而且低的水灰比对降低水泥石的渗透性，提高水泥石强度起到了重要作用。通过复配相应的外加剂，其低密度综合性能见表1。LWSF低密度水泥浆体系不仅综合性能达到固井要求，且抗压强度要高于漂珠水泥浆。

表1 LWSF低密度材料的水泥浆性能

2.2 满足大型压裂条件下的页岩气水平井固井水泥浆体系

页岩气开采采取多级压裂技术，对水泥环的质量要求较高。普通水泥石是脆性材料，其抗拉强度远远低于抗压强度。水泥环压裂后受到的损伤主要有：①水泥环与套管的弹性变形能力存在较大差异，当受到由压裂产生的动态冲击载荷作用时发生扩张引起水泥环径向断裂；②压裂作业的冲击作用产生的能量大于水泥石破碎前所能吸收的能量时，水泥环产生破碎。因此要求水泥环要具备较好的抗冲击能力和柔韧性。

通过在水泥浆中添加一定的弹性和韧性材料，当水泥石受冲击力作用时，弹性粒子吸收部分能量产生弹性变形，起到缓冲作用，提高水泥石的抗冲击性能。能在水泥石中形成三维网状结构，当水泥石受到外力作用时，利用增韧剂对负荷的传递，增加水泥石的抗折、抗冲击能力。在彭水地区3口井固井中采用了低弹性模量和较高拉伸强度的SFP弹韧性水泥浆体系，其水泥石力学性能见表2。其中PY1HF井、PY3HF井分别经受了12、22段分段压裂施工的考验。

2.3 油基钻井液清洗技术

彭水地区钻井采用的油基钻井液油水比多小于75∶25。低油水比的高黏切油基钻井液用常规的洗油冲洗液难以清洗干净。为了有效驱替油基钻井液，提高顶替效率，采用了具有润湿反转作用的洗油冲洗液SCW－M。该冲洗液的表面活性物质会在油基钻井液的滤饼表面吸附，其疏水基一端吸附滤饼的表面，亲水基一端伸入水中，使油基钻井液冲洗液中的溶剂和水易在油基钻井液的表面渗入，产生溶胀作用，削弱了油滤饼的内聚力和结构力，同时也削弱了油滤饼和套管之间的作用力。然后SCW－M冲洗液在水力机械作用下，起到对油浆和油膜的拖拽作用，达到较好地冲刷套管壁和井壁，加快清除油污、提高界面胶结强度的目的。为了有效驱替黏度比较高的油基钻井液，采用了具有一定黏度的加重隔离液，通过合理的黏度或密度设计，有效隔开油基钻井液和水泥浆。同时为了提高洗油效果，根据室内不同转速下达到100%冲洗效果所需时间，确定了现场冲洗液的用量，见表3。同时考虑到冲洗液在注水泥浆时已经出环空，为了使环空达到紊流顶替，在注入先导浆时排量要不小于1.5m3／min。

2.4 下套管技术措施

由于彭水地区海相页岩气水平段长度多在1200m以上，技术套管下深较浅，为了确保套管居中度达到67%以上，根据软件计算至少需要下入200多只扶正器，这在一定程度上增大了套管的刚度。加之裸眼段长、裂缝性地层反复漏失、井径不规则等因素，会发生多扶正器套管下不到位、下套管固井井漏、顶替效率低影响固井质量，为此制定了以下措施：

1）下套管前认真通井页岩气水平井的井眼轨迹、井眼质量对下套管影响很大，应对起下钻遇阻、遇卡井段，井斜变化率超标井段认真划眼通井；在全角变化率大的井段反复大幅度活动钻具，彻底清除岩屑床，到底后大排量循环钻井液并活动钻具；同时选用满眼钻具组合通井一到两趟，通井管柱刚度不低于套管串的刚度，以利于套管顺利下入。①采用两次通井，分别采用单扶和双扶正器，模拟套管刚度，确保下套管固井顺利。②下套管通井必须保证井眼畅通，配高浓度清扫液，到底大排量洗井。起下钻无异常摩阻方能下套管作业。

2）扶正器安放原则为保证套管居中度，要优化扶正器，提高水泥浆的顶替效率。依据钻井工程设计，鉴于水平段相对较长，所以水平段选择适合长水平段井的整体式扶正器，该扶正器居中能力强，由于是整体式结构，在下入过程中不容易损坏，对井壁和自身均能起到有效的保护。相比于水平段，造斜段侧向力较大，所以斜井段选择刚性旋流扶正器。安放间距为1只扶正器1根套管。水平段采用弹性扶正器，不仅确保了居中度，弹性和刚性扶正器混搭，还降低了套管串刚度，有利于套管顺利下入，这在彭水地区多口水平井固井中得到了验证（表4）。

表2 彭水地区3口页岩气水平段弹韧性水泥石力学性能

表3 SCW－M冲洗液达到100%冲洗效果的冲洗时间和用量

表4 彭水地区4口页岩气水平井扶正器安放情况

3 固井现场应用情况

PY2HF井位于重庆彭水苗族土家族自治县桑柁镇，完钻井深3990m，垂深2394m，造斜点1730m，水平位移1990m，目的层主要分布在下志留统龙马溪组页岩气层。由于该井上部灰岩地层存在大型裂缝、溶洞，施工时在三开钻进过程中采用油基钻井液（密度1.28g／cm3、漏斗黏度120s）进行钻井，但发生多次漏失，三开井段从1820m～完井，共发生16次漏失，全井总漏失量超过293.7m3。

三开钻至3130m开始出现短起下钻阻卡严重的现象，特别是2930、3040、3280m一般都是采用开泵倒划眼多次起出，尤其在3225、3327、3370、3669m等处起下钻多次遇卡，现场采用分段循环、下入通井钻具、采用分段循环、套划眼、短起下钻，调整钻井液性能和钻井排量等措施。先用单扶钻具，然后使用双扶通井钻具。双扶通井钻具结构如下：215.9mm牙轮钻头×0.25m＋430×410×0.60m双母接头＋213mm扶正器×1.81m＋0.46m配合接头＋127mm加重钻×9.43m＋0.46m配合接头＋210mm扶正器×1.39m＋127mm加重钻杆×4根＋127mm钻杆×121根×1426m＋127mm加重钻杆×49根＋屈性长轴×3.38m＋随钻震击器×6.58m＋127mm钻杆×300根×3990m。

通井顺利下到井底后开始下套管作业，当套管下入至3380m处遇阻，下压15t，未能下入，顶驱接循环头循环顶通后下入，后续有间歇性遇阻，均采用上下提套管＋循环方式使套管下入。

该井后期要进行20段左右分段压裂，固井采用单级双密度固井方式，一次封固段长3990m。为保证页岩水平段固井质量，防止固井漏失，领浆（0～2140m）采用LWSF低密度1.30g／cm3水泥浆体系，尾浆（2140～3983m）采用弹韧性水泥浆体系，具体性能见表6。