提高頁巖氣井固井質量探索

陳長衛

(中石化西南石油工程重慶鉆井分公司，四川 德陽 618000)

頁巖氣是指賦存于以富有機質頁巖為主的儲集巖系中的非常規天然氣，是連續生成的生物化學成因氣、熱成因氣或二者的混合，可以游離態存在于天然裂縫和孔隙中，以吸附態存在于干酪根、黏土顆粒表面，還有極少量以溶解狀態儲存于干酪根和瀝青質中，游離氣比例一般在20%～85%。頁巖氣開發具有開采壽命長和生產周期長的優點，大部分產氣頁巖分布范圍廣、厚度大，且普遍含氣，這使得頁巖氣井能夠長期地穩定產氣。但頁巖氣儲集層滲透率低，孔隙度小，開采難度較大，常規天然氣采收率在60%以上，而頁巖氣僅為5%～6%。所有的頁巖氣井都需要實施儲層壓裂改造才能開采出來，因此頁巖氣井的固井質量在頁巖氣井中顯得格外重要。固井作為鉆井作業的最后一道工序，固井質量的好壞直接影響到頁巖氣的勘探開發效果。固井質量不僅是安全順利完成鉆井設計的保證條件，而且是一口完成井安全生產油氣的保證條件和關鍵。

1 影響固井質量的原因分析

1.1 井眼質量因素

為了提高頁巖氣井的開采效率，在鉆井過程中為達到最優質儲層的鉆遇率的要求，業主方經常要根據鉆遇地層巖性的伽馬值進行軌跡的調整，致使所鉆井眼呈波浪狀或螺旋狀向井底方向延伸。這使得所鉆井眼狗腿多，支點多，不規則，給鉆井作業繼續鉆進帶來了極大的困難和風險，為后期套管的下入帶來挑戰。鉆井承包商為達到業主方的鉆井施工目的，完成鉆井作業任務，必須采取有效的措施來克服困難，規避風險，對井眼進行修正，這使得軌跡的不規則又增加了井眼井徑的不規則，呈現出向井眼周圍不同方向上的橢圓形的井眼，整個井眼呈“葫蘆串”形狀，局部形成了“大肚子”井眼。

1.2 地層因素

目前頁巖氣儲層主要分布在海相地層的志留系龍馬溪組和寒武系邛竹寺組地層中，地層埋深較深。從地面到目的層經歷的地層層系多，壓力梯度高低不一致，壓力體系多，存在噴漏同存的情況，且主要目的層的上覆壓力區別大。目的層中主要以石英、長石、云母、方解石、白云石、黃鐵礦、磷灰石及黏土礦物等組成，地層當中有裂縫存在。

2 提高固井質量的難點

2.1 套管下入

鉆井工作中為追求優質儲層的鉆遇率，井眼延伸軌跡上出現狗腿多，支點多，對立支點形成鉗狀阻止管串的前行，采用通井處理并不能有效解決下行阻力的問題，嚴重影響套管的順利下入。且受到套管參數的限制，管串在井內遇阻處理手段有限，時有套管下不到位的情況發生。

2.2 套管居中

水平井本身就是彎曲的井眼，套管在井內必然產生彎曲，存在套管貼井壁的現象。在造斜段和水平段等狗腿度較嚴重的井段，由于套管串本身的剛性強度大，致使套管緊緊靠在井眼狗腿高的支點上，套管在井眼中偏離增大，居中度差。

2.3 頂替效率

“葫蘆串”形狀不規則的井眼，局部“大肚子”井眼，當環空返速低、流態發生改變的情況下，該井段極易形成巖屑的堆積或循環泥漿流動的死角，這就是通常情況下我們所說的巖屑床。巖屑不能被有效地攜帶，固相顆粒在水平段大量沉積，致使環空流動側竄，水泥漿不能有效地驅替泥漿，頂替效率不高；套管居中度低同樣會影響固井注漿過程中水泥漿的有效頂替。頂替效率不高形成水泥石的質量也就不高。

2.4 鉆井液的含油性

頁巖氣儲層中富含黏土礦物，主要以伊利石、蒙脫石、綠泥石為主。黏土礦物遇水極易水化膨脹剝落，致使水平井井眼極不穩定，往往造成卡鉆埋鉆事故，同時破壞儲層。為此采用油基鉆井液工藝技術以滿足鉆井、鉆成井并達到保護油氣層的目的。但這也給固井帶來了困難，在環空與套管外側和環空與井壁內側形成了油膜，油膜與水泥漿不能完美地結合，嚴重影響這兩個膠結面的膠結質量，最終影響固井的質量。

3 提高固井質量的對策

3.1 優化泥漿的性能

優化泥漿性能的主要目的是驅替清掃巖屑床。鉆井作業完成后，根據泥漿性能進行轉化，控制主要技術指標，有利于完井固井作業的需要，保障后期作業的安全。水基泥漿嚴格控制高溫下的失水及高溫穩定性，避免高溫增稠；油基泥漿控制增粘、增稠。在井眼清潔的情況下，控制泥漿的流變性，保障泥漿對井壁及管柱的沖刷效果，在正常循環頂替水泥漿的情況下達到紊流狀態，取得明顯的頂替效果。密度方面就是在保障井底當量密度大于地層空隙壓力的情況下對鉆井液進行稀釋處理，這樣不僅可以優化泥漿的流動性，還降低頂替時所需的驅動力。

其次是減阻減壓，為頂替作業降低施工風險。下套管通井前，根據固井水泥漿設計的靜壓差及循環泥漿的環空流阻需求，對地層進行承壓試驗，以滿足固井作業需要。若鉆井過程中出現過井漏情況或承壓試驗出現了漏失的井，針對地層的易漏問題，可以隨鉆在泥漿中加入堵漏劑，循環時使堵漏材料和較小的鉆屑以及鉆井液的固相顆粒在液柱壓差作用下擠入巖石孔隙中，在井壁周圍形成屏蔽層，從而提高地層承壓壓力，達到要求后才可進行下一步施工作業。

3.2 優化下套管作業

通井是水平井下套管前的重要環節，主要目的是徹底清潔井眼，減小下套管作業的阻力。主要對策有：(1)清潔井眼：使用簡化鉆具組合進行通井，釋放水力參數，徹底清潔井眼；同時對井眼摩阻大、狗腿度大、地層斷層等井段進行精細處理，降低摩阻，保障井眼的暢通；(2)模擬剛度：根據比固井設計套管串的剛度，采用三軸應力公式對套管的三軸應力進行模擬計算，采用在鉆具組合上不同位置組裝的鉆柱扶正器，使組合的強度不低于套管串的強度，消除下套管過程中的阻掛，保障套管串的順利下入；(3)封閉油氣：通井起鉆前按照下套管作業要求，對泥漿進行處理，形成完井封閉液起鉆。

下套管作業是固井作業的一個關鍵過程，需要注意的是保障工作的連續性。主要對策：(1)工作保障：下套管作業時間長，參與人員多，工作量大，需要提前組織，超前安排部署；對關鍵設備進行檢查、保養，保障作業期間的良好運轉；對工作程序進行學習、交底，把握分工合作，保障工序連續有效，避免停待，致使下套管困難；(2)優化管串：選用球形或魚型短節，同時準備一個彈性套管扶正器，保障套管居中下行，不傷害不破壞井壁；(3)確保居中：監督套管扶正器的裝放，扶正器是套管居中的唯一保障，必須嚴格按照設計下入；在扶正器的型號上，應當選擇居中和旋流頂替相結合的方式，既能保障居中度又可以在適當的位置對循環上行的泥漿進行導向，起到旋流沖刷的作用。

3.3 優化水泥漿漿體

一是前置清掃，為水泥漿提供一個安全可靠的水泥成型環境。針對完井泥漿體系，依據監測泥漿中濾液性能及含油比，進行針對性的實驗來評判和選擇水泥漿的前置液體系及組合，達到固井質量優良的目的。對于頁巖氣井通常使用的油基泥漿體系，為達到驅油效果，確保兩個界面的封固質量，采用先導泥漿體系+雙沖雙隔前置液體系進行漿體設計，一般先導漿的量控制在40 m3，單次沖洗液的量控制在2 m3，單次隔離液量控制在12 m3，使固井質量達到要求，滿足頁巖氣井后期壓裂的需求。

二是控制時差，有效防止井內流體對漿體的影響。對長井段固井水泥漿采用兩凝以上的水泥漿體系，在主要油氣井段使用快稠快凝水泥漿體系，達到迅速封固油氣層，讓井內油氣層處于一個安靜的狀態。油氣層上部井段的水泥漿主要是為快凝水泥漿提供壓力支撐，確保快凝水泥在形成水泥石的過程中油氣層的穩定。

3.4 強化注替水泥漿過程管控

注替水泥漿施工是固井作業中最為關鍵的一步，它涉及到固井工作的成敗，必須采取一切辦法保障施工的連續、作業數據的準確。主要對策有：(1)注漿前徹底清洗井眼。套管下入后充分循環，清潔井眼，把下套管過程中扶正器刮井壁所產的井壁掉塊、泥團充分循環出來，選擇循環在環空的返速達到1.5 m/h或設計固井作業最大上返速度的120%以上，在環空形成紊流狀態，充分沖刷井壁及套管的外側，把粘附在井壁及套管壁上的泥塊沖洗干凈，保障水泥漿在環空位置的純潔性；(2)確保數據準確。作業施工前再一次核實各種數據，確保數據的準確性，核實水泥漿漿體實驗數據是否滿足安全作業時間、強度承壓要求，確定配方的可靠性；核實施工作業過程時間是否滿足水泥漿漿體實驗數據要求；通過實際數據再次核實井筒數據，再根據儀器測量數據進行比較是否一致，分析存在差距的原因，并確定最終數據；(3)嚴格執行流程。作業前進行交底，對作業人員進行詳細的分工，同時對管理人員進行分工和安排，到現場崗位上進行監督和指導，必要時啟動應急備用方案，達到實施參數的需求，確保每一步作業有效性；(4)糾正偏離。對實時數據進行動態監測，及時糾正過程中與設計方案的偏離，回歸正常作業的主線。

4 現場應用

WY103-6井是部署在川西南工區的一口頁巖氣平臺式水平井。該井以龍馬溪組為主要目的層，完鉆井深5 596 m，垂深3 843 m，上層套管井深為3 505 m，造斜點井深3 534 m，水平段長1 500 m，本開次裸眼井段長2 091 m。該井油氣顯示活躍，在水平段鉆遇了良好顯示，在鉆井液密度2.22 g/cm3的情況下，背景值由3%上升到49%。鉆井液體系為柴油基鉆井液，其主要性能：密度2.19 g/cm3，粘度64 s，油水比82∶18，固相含量40%，含砂0.1%，高溫高壓失水2.0 mL/30 min，破乳電壓860 ES，六速讀數142/81/59/35/8/6，塑像粘度61 mPa·s，動切力10 Pa，初切3 Pa，終切8 Pa，在測井前通井期間對井筒進行承壓試驗，試驗當量2.45，地層穩定。電測井測得井徑數據：裸眼段(3 505.00～5 596.00 m)電測平均井徑230.95 mm，擴大率6.97%，其中，3 505～4 500 m井段平均井徑238.11 mm，擴大率為10.28%，4 500～5 596 m井段平均井徑224.61 mm，擴大率為4.03%。電測井測得井底靜止溫度為140 ℃。鉆井軌跡方面，全井最大狗腿度為26.58°/100 m，在造斜井段中下段位于井深3 916.68 m。

根據三軸應力公式進行強度計算對比，在井眼擴大率為10.28%的情況，采用雙Φ210 mm扶正器配合間距為9 m的Φ127 mm承壓鉆桿組合的剛度大于設計套管串的剛度。于是通井采用的鉆具組合：Φ215.9 mm bit+回壓閥+Φ127 mm加重鉆桿1根+Φ210 mm鉆柱扶正器+Φ127 mm加重鉆桿1根+Φ210 mm鉆柱扶正器+Φ127 mm鉆桿+Φ127 mm加重鉆桿+震擊器+Φ127 mm加重鉆桿+轉換接頭+Φ139.7 mm鉆桿，通井針對狗腿度較大的井段主動進行循環，轉動清洗井眼，同時根據經驗對最有可能產生巖屑床的井段進行清潔處理，到底循環兩周半后，將配置的封閉液泵入全裸眼井段后起鉆，起鉆順利。整個通井清潔井眼工作用時58 h，對井眼的處理充分。

經歷40 h套管串順利到位，套管串結構如下：浮鞋+1.5 m短套管+套管3根+浮箍+套管2根+碰壓座+套管串+注漿水泥頭；套管扶正器選用了三種型號，在裸眼井段選用了Φ210 mm旋流聚酯套管扶正器和Φ218 mm整體式雙弓彈性套管扶正器兩種，交替安裝在套管上，每根套管上加一只；在重疊井段選用Φ220 mm旋流剛性套管扶正器，每5根套管安裝一只。

固井施工水泥漿注替過程保障環空返速達到1.5 m/h，關井候凝期間通過環空安裝壓力表，水泥頭通過遠控閘門、高壓應管線連接至觀察室觀察環空及井口壓力變化。觀察至20 h井口壓力穩定在20.8 MPa，環空壓力為0 MPa，通過觀察室遠控閥控制打開閘門，控制遠程控制閥泄壓至井口壓力至0 MPa，井口泄壓后連接管線至立管觀察井口壓力，井口壓力一直為0 MPa。

質量檢測情況，優質段2 936 m，優質率52.47%；良好段1 830 m，優良率85.17%；合格段450 m，合格率93.21%；不合格段380 m，不合格率6.79%。清水條件下全井筒試壓91.36 MPa，穩壓30 min，壓降0.32 MPa，試壓合格，滿足后期作業需求。

5 結論

(1)高度重視，做好準備工作，保障各項施工順利進行是提高固井質量的根本。

(2)核實實際數據，是科學判定的依據。