【摘 要】涪陵页岩气勘探开发现已完成一期、二期产能建设任务，逐步转向加密井和江东、平桥外围区域。钻井垂深和水平段长不断增加，加密井钻井管网密集，同时受压裂、开采井双重影响，地层原始压力系数发生改变，异常高压、低压并存，造成钻井液密度窗口过窄，喷漏同存时有发生。完井作业难度不断加大，完井作业过程中产生的废液对环境保护产生威胁。

【关键词】页岩气;完井;异常高压

1前言

随着涪陵页岩气的不断开发，已完成一期、二期产能建设任务井网布置趋于边缘化和加密化，逐步转向加密井和江东、平桥外围区域。边缘区块地质构造复杂多样，钻井垂深和水平段长不断增加，钻井液密度比较高，三开水平段钻进过程中，全角变化率大;加密井钻井管网密集，防碰压力大，同时受压裂、开采井双重影响，地层原始压力系数发生改变，异常高压、低压并存，造成钻井液密度窗口过窄，喷漏同存时有发生。

2完井难点分析

（1）钻井井深和裸眼水平段长度增加，摩阻加大，加之边缘井地层变化不确定性，地质导向过程中井斜上下变化幅度大，造成全角变化率大，水平段井眼轨迹差，受套管刚性和岩屑砂床影响，大斜度及水平段较长，套管在斜井段与井壁发生长段大面积的接触，从而对井壁的侧向力大，导致下套管摩阻较大，下套管顺利到设计井深难度大。

（2）钻井深度和垂深不断增加，地层压力高，气层活跃，固井施工中水泥浆侯凝过程中易因失重导致气体上窜，所以防止固井施工及候凝过程中发生气窜是固井的重点。

（3）设计要求水泥浆返至地面，尾浆返至技术套管以上300m，随着钻井液密度高，水泥浆领浆密度高，环空液柱压力增加较大，防止固井过程中出现漏失是另一难点。

（4）产层套管替浆时，前期施工井使用清水替浆，套管内和环空内外压差大，替浆过程中施工压力高，一般35MPa以上，对于套管串浮箍、浮鞋反向承压能力有影响，存在失效风险。施工压力高对固井设备、管线和人员安全存在威胁。

（5）顶替效率难以得到保证。一是由于套管居中度影响顶替效率，水平井段套管所受的重力方向不再是轴向而是径向，这一重力极易导致套管偏心，甚至贴边，使套管与井壁窄边的钻井液很难被顶替出来，形成窜槽，影响封固质量。二是钻井液中固相颗粒物质和岩屑在井壁低边沉淀不易携带出来，影响水泥环胶结质量。

（6）由于采用了油基钻井液，造成井壁及套管壁清洗困难，并影响胶结质量。固井液体对于油基钻井液存在破乳、絮凝问题，存在安全隐患。

3针对性完井技术措施

（1）针对下套顺利难点分析：

①下入套管前认真做好通井或划眼工作，采用不低于套管刚度的管串通井至井底，对遇阻、卡及狗腿度大的井段做划眼工作，采用稠浆携砂等技术措施将井底沉砂带出井底。同时调整好钻井液的润滑性及各项性能，确保套管顺利下入。

同时调整好钻井液的润滑性及各项性能，确保套管顺利下入。

②通井到底后大排量（不小于27L/s）开泵充分循环洗井3周以上，井内岩屑携带干净后方能起钻准备下套管。

③在下套管前必须实测油气上窜速度，确保其控制在10m/h以内，全烃值<5%。

（2）防漏措施分析

①下套管前要求井队做好地层承压，根据固井时最高井底压力，计算当量密度，井口憋压（套压），井眼不漏失为合格。

②下套管过程中，控制下套管速度，套管下到底后，小排量开泵，根据井下情况排量逐渐增大，根据循环液柱压力排量达到27L/S，

③固井前井队注入冷却先导油基钻井液30m3，要求入井密度与钻井时密度一致，粘度60-70s，动切力〈6Pa，以降低环空摩阻及井温。

④注入1.02g/cm3的去油基冲洗液6m3，加重的去油基沖刷液30m3，降低替浆后期环空静液柱压力，同时在前置液、领浆和尾浆中加入有机堵漏纤维。

（3）提高顶替效率重点技术分析：

①下套管前通井时保持现在钻井液较高的屈服值，大排量循环，把钻井液中的固相沉淀和岩屑尽量携带干净。

②下完套管后循环时改善钻井液的流动性能（粘度<75S），提高顶替效率。

③为保证套管居中度大于67%，科学设计扶正器安放。

④采用先导油基钻井液、去油基冲洗液、去油基冲刷液三级冲洗工艺保证井眼清洗效果。去油基冲刷液用重晶石粉加重，增加冲刷液的物理冲刷能力，增加冲洗剂的浓度从而增加冲刷液化学冲刷能力，更好地驱除井壁和套管上的虚泥饼，从而确保良好的胶结强度。前置液性能要求：在不造成油气水侵和地层坍塌的原则下，该前置液体系满足30min紊流冲洗时间;具有良好的流变性能。冲洗液对钻井液具有很好的稀释性能，降低钻井液的粘度和切力;冲洗液塑性粘度较低，具有较低的紊流排量，有利于提高水泥浆的顶替效率;具有较好的加重性，加重后浆体比较稳定，无沉降、分层等现象，与钻井液和水泥浆有良好的相容性。

⑤固井前循环时间不低于3周。

（4）针对泵压高和施工安全的技术措施：

①落实水平井固井对设备、管材、工具、附件的特殊要求，使用两只浮箍和一只浮鞋。

②调整顶替液类型。在焦页82-4井施工过程中，全井段采用水基钻井液替浆，顶替液热稳定性较差影响，顶替液中重晶石沉淀后与套管内壁残余油基钻井液混合形成“油泥”，致使两次测声幅遇阻，通过两次刮管、洗井、通径后将洗井液替换成活性水后测声幅到底，多次小钻杆作业造成完井作业时间增加。吸取该井后期测声幅存在的问题，及时调整顶替液结构，采用水平段和大斜度井段采用清水，上部井段采用密度为1.50g/cm?的水基钻井液，取得良好效果。

③针对油基钻井液钻井液：做好防止地层流体侵入的工作，防止钻井液由于污染造成性能的变化。做好冲洗化验，及污染化验确保油基钻井液，确保油基钻井液在井底不会出现破乳、絮凝问题。

（5）固井质量保证措施分析

①加强邻井调研，防止邻井进行压裂等影响地层压力的施工造成完井作业期间地层压力发生变化，增加井控风险和影响固井质量。

②采用双密度水泥浆，根据钻井液密度确定领浆密度，领浆和尾浆均采用非渗透弹韧性微膨胀防气窜水泥浆体系，增强水泥浆防气窜能力;合理调整水泥浆稠化时间，保证对地层的压稳，防止因水泥浆失重引起气窜。水泥浆性能要求：低滤失量（<50ml）、零游离液、沉降稳定性小于0.02g/cm3、做好水泥浆发散实验和混浆实验。

③保持固井注灰排量始终接近大泵循环排量，确保固井施工过程中的动态压稳，采用双车注灰。

④利用近平衡压力固井工艺，采用合理的施工排量提高顶替效率措施和选用优良的水泥浆体系，并要求做好加回压工作。

⑤为保证领浆在低温下的强度发展要求，要求至少候凝72h，候凝期间井筒内禁止进行起下钻等作业。

4现场应用效果

（1）2018年涪陵区块页岩气评定19口井的固井质量，生产套管固井优质率94.74%，比2017年提高了19.74%。

（2）更换替浆液结构后，水平段和大斜度井段采用清水，上部采油泥浆，替浆最高施工压力控制在了30MPa以内，降低了施工风险，保证了水平段测声幅顺利。

5结论与建议

完井作业过程中，保证施工安全，降低施工风险，做好环境保护工作是首要任务。

加强邻井调研非常重要，避免邻井压裂作业造成地层压力发生变化，从而影响固井质量。

随着钻井井深、垂深、水平段长不断增加，开展页岩气井深井、超长水平段固井技术的研究将成为下步工作的重点。

作者简介：

魏光玉，2009年毕业于重庆科技学院石油工程专业，工程师。

（作者单位：中原石油工程有限公司钻井二公司）