劉偉（中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

海相頁巖在中國有廣泛的發(fā)育和分布，層位上集中出現(xiàn)在古生界，它們多與碳酸鹽巖或其他碎屑巖共生，黑色頁巖具有分布面積廣、地層厚度大、埋深變化大，發(fā)育層系多、構(gòu)造改造強(qiáng)烈及后期保存多樣化等特點(diǎn)，海相黑色頁巖主要形成于沉積速率較快、地質(zhì)條件較為封閉、有機(jī)質(zhì)供給豐富的臺地或陸棚環(huán)境中，并形成了以下寒武統(tǒng)、上奧陶統(tǒng)－下志留統(tǒng)、下二疊統(tǒng)、上二疊統(tǒng)等為代表的8套黑色頁巖。彭水地區(qū)海相頁巖是頁巖氣發(fā)育及勘探研究的有利區(qū)域。該區(qū)發(fā)育了多套黑色（碳質(zhì)）頁巖，分布廣，厚度大（如下志留統(tǒng)龍馬溪組黑色頁巖地層厚度為80～120m），變形強(qiáng)，埋藏淺，有機(jī)質(zhì)含量高，熱演化程度相對適中，區(qū)域上典型的隔擋式背斜褶皺帶及斷裂帶易于產(chǎn)生裂縫并形成 “甜點(diǎn)”［1～3］。

與常規(guī)水平井固井技術(shù)相比，頁巖氣井固井除滿足高要求的水泥漿基本性能外，水泥石必須具備與地層巖性相匹配的力學(xué)特性，以此保證環(huán)空良好的封固特性［4］，同時(shí)必須采用高效沖洗液和隔離液驅(qū)替油基鉆井液以保證全井的封固質(zhì)量［5］。隨著頁巖氣井開采的深入，不同區(qū)域存在的固井問題也越來越多，遇到的固井情況也越來越復(fù)雜，筆者通過對彭水地區(qū)海相頁巖氣水平井固井過程中遇到的漏失、油基鉆井液清洗困難、長水平段套管下入困難等問題的研究與分析，提出解決的技術(shù)方法與措施，為該區(qū)域頁巖氣水平井固井提供技術(shù)指導(dǎo)。

1 固井難點(diǎn)

1.1 裂隙、溶洞發(fā)育，打鉆過程漏失嚴(yán)重

彭水地區(qū)是中石化華東分公司部署在上揚(yáng)子盆地武陵褶皺帶彭水德江褶皺帶的海相頁巖氣分布區(qū)，也是中石化頁巖油氣勘探開發(fā)的重點(diǎn)地區(qū)之一，主要開發(fā)下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣資源。根據(jù)已鉆幾口井的資料，該地區(qū)地層裂隙發(fā)育，鉆井液密度窗口很窄，這些都給固井作業(yè)帶來了很大困難。水泥漿易漏失，造成水泥返高不夠；環(huán)空氣竄和油氣層漏封等事故時(shí)有發(fā)生。2012年在該區(qū)塊共鉆井4口，打鉆過程中全部發(fā)生漏失，漏失層位主要集中在小河壩組和龍馬溪組之間的不整合面，其中PY4HF井共發(fā)生12次失返性漏失，總漏失量超過500m3。PY3HF井在固井替漿后期發(fā)生漏失失返，漏封1700m。

1.2 高黏性油基鉆井液清洗驅(qū)替困難

油基鉆井液作為一種優(yōu)良的鉆井液體系用于頁巖氣水平井中并取得了良好的鉆井施工效果。但就固井施工而言，油基鉆井液會滯留在界面處并形成油漿和油膜，這將嚴(yán)重影響水泥環(huán)的界面膠結(jié)強(qiáng)度。目前彭水地區(qū)鉆井多采用柴油基鉆井液，為了提高水平段攜巖能力，油基鉆井液的油水比較小，呈現(xiàn)高黏切的特征，由此會導(dǎo)致環(huán)空循環(huán)壓差大，泵壓升高。以PY4HF井為例，雖然鉆井液密度只有1.24g／cm3，但漏斗黏度卻達(dá)到106s以上。這些含有鉆屑的油基鉆井液會牢牢黏附在套管和井壁上，由于油基鉆井液比水基鉆井液驅(qū)替更加困難，油基鉆井液與環(huán)空2個(gè)界面的超強(qiáng)附著力以及高黏度給水泥漿頂替帶來了很大的難度，固井時(shí)嚴(yán)重影響頂替效率。

1.3 水平段長，下套管難度大

以PY2HF井為例，該井現(xiàn)場根據(jù)地質(zhì)要求，從原設(shè)計(jì)井深3552m加深至3990m，水平段長度由設(shè)計(jì)的1250m達(dá)到1650m，這也是目前國內(nèi)頁巖氣水平段最長的井段。該井技術(shù)套管下深只有1609m，裸眼段較長，達(dá)到2381m，最大井斜角86.5°。鉆井時(shí)水平井段采用FEWD隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向儀器，由于未鉆導(dǎo)眼井，為了保證能順利鉆到目的層，鉆井時(shí)根據(jù)地質(zhì)要求頻繁調(diào)整井斜，致使井眼軌跡不夠光滑，同時(shí)在3040m和3280m等多處打鉆有阻卡現(xiàn)象發(fā)生，接頂驅(qū)劃眼才能通過該段。通過對返出巖屑進(jìn)行分析，在3040m處為五峰組黑色頁巖和龍馬溪組黑色頁巖交界面，3280m處為五峰組黑色頁巖和臨湘組灰色灰?guī)r的交界面，五峰組黑色頁巖較龍馬溪組黑色頁巖和臨湘組灰色灰?guī)r軟一些，之前出現(xiàn)的阻卡現(xiàn)象為交界面處井徑不規(guī)則，形成巖屑床，導(dǎo)致起下遇阻影響后期長水平段套管順利下入，給長水平段套管下入帶來很大難度。

2 固井工藝技術(shù)

2.1 解決漏失問題的新型高性能低密度水泥漿體系

低密度水泥漿體系是解決低壓、易漏井固井水泥漿漏失的主要途徑之一。目前用于低密度水泥漿的減輕劑多為漂珠等，但由于漂珠顆粒較大（相對于水泥顆粒）、粒輕、壁薄、壁厚不均，在水泥漿中易上浮、進(jìn)水、破碎，造成漿體沉降穩(wěn)定性、體積穩(wěn)定性變差，尤其是自身承壓能力弱，實(shí)際入井水泥漿密度遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于常壓配制時(shí)的密度。為了解決彭水地區(qū)海相頁巖氣井固井漏失，需進(jìn)一步降低固井水泥漿密度。由于PY3HF井采用常規(guī)漂珠減輕劑來降低環(huán)空液柱壓力以防止漏失，加量占水泥干重的質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)40%。

地面配制的水泥漿密度1.41g／cm3，但實(shí)際漂珠低密度水泥漿在井下壓力45MPa時(shí)已經(jīng)達(dá)到1.54g／cm3，致使該井在固井替漿后期發(fā)生斷流，漏封1700m。因此為了進(jìn)一步降低水泥漿密度，提高減輕材料的承壓能力，在彭水地區(qū)其他幾口井優(yōu)選了新型國產(chǎn)高性能LWSF低密度水泥漿體系，所優(yōu)選的LWSF低密度水泥漿體系中的減輕材料為一種特制的中空密閉的白色球形、粉末狀的超輕質(zhì)填充材料。主要成分是堿石灰硼硅酸玻璃，不溶于水，化學(xué)性質(zhì)穩(wěn)定，密度僅為0.40～0.60g／cm3，粒徑約為10～80μm，是封閉的內(nèi)充惰性氣體的玻璃珠［6，7］，具有滾珠軸承效應(yīng)，配制水泥漿時(shí)不吸水，水泥漿密度可以控制在1.20～1.40g／cm3，在少加水的情況下即可達(dá)到很好的密度減輕作用，而且低的水灰比對降低水泥石的滲透性，提高水泥石強(qiáng)度起到了重要作用。通過復(fù)配相應(yīng)的外加劑，其低密度綜合性能見表1。LWSF低密度水泥漿體系不僅綜合性能達(dá)到固井要求，且抗壓強(qiáng)度要高于漂珠水泥漿。

表1 LWSF低密度材料的水泥漿性能

2.2 滿足大型壓裂條件下的頁巖氣水平井固井水泥漿體系

頁巖氣開采采取多級壓裂技術(shù)，對水泥環(huán)的質(zhì)量要求較高。普通水泥石是脆性材料，其抗拉強(qiáng)度遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于抗壓強(qiáng)度。水泥環(huán)壓裂后受到的損傷主要有：①水泥環(huán)與套管的彈性變形能力存在較大差異，當(dāng)受到由壓裂產(chǎn)生的動態(tài)沖擊載荷作用時(shí)發(fā)生擴(kuò)張引起水泥環(huán)徑向斷裂；②壓裂作業(yè)的沖擊作用產(chǎn)生的能量大于水泥石破碎前所能吸收的能量時(shí)，水泥環(huán)產(chǎn)生破碎。因此要求水泥環(huán)要具備較好的抗沖擊能力和柔韌性。

通過在水泥漿中添加一定的彈性和韌性材料，當(dāng)水泥石受沖擊力作用時(shí)，彈性粒子吸收部分能量產(chǎn)生彈性變形，起到緩沖作用，提高水泥石的抗沖擊性能。能在水泥石中形成三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，當(dāng)水泥石受到外力作用時(shí)，利用增韌劑對負(fù)荷的傳遞，增加水泥石的抗折、抗沖擊能力。在彭水地區(qū)3口井固井中采用了低彈性模量和較高拉伸強(qiáng)度的SFP彈韌性水泥漿體系，其水泥石力學(xué)性能見表2。其中PY1HF井、PY3HF井分別經(jīng)受了12、22段分段壓裂施工的考驗(yàn)。

2.3 油基鉆井液清洗技術(shù)

彭水地區(qū)鉆井采用的油基鉆井液油水比多小于75∶25。低油水比的高黏切油基鉆井液用常規(guī)的洗油沖洗液難以清洗干凈。為了有效驅(qū)替油基鉆井液，提高頂替效率，采用了具有潤濕反轉(zhuǎn)作用的洗油沖洗液SCW－M。該沖洗液的表面活性物質(zhì)會在油基鉆井液的濾餅表面吸附，其疏水基一端吸附濾餅的表面，親水基一端伸入水中，使油基鉆井液沖洗液中的溶劑和水易在油基鉆井液的表面滲入，產(chǎn)生溶脹作用，削弱了油濾餅的內(nèi)聚力和結(jié)構(gòu)力，同時(shí)也削弱了油濾餅和套管之間的作用力。然后SCW－M沖洗液在水力機(jī)械作用下，起到對油漿和油膜的拖拽作用，達(dá)到較好地沖刷套管壁和井壁，加快清除油污、提高界面膠結(jié)強(qiáng)度的目的。為了有效驅(qū)替黏度比較高的油基鉆井液，采用了具有一定黏度的加重隔離液，通過合理的黏度或密度設(shè)計(jì)，有效隔開油基鉆井液和水泥漿。同時(shí)為了提高洗油效果，根據(jù)室內(nèi)不同轉(zhuǎn)速下達(dá)到100%沖洗效果所需時(shí)間，確定了現(xiàn)場沖洗液的用量，見表3。同時(shí)考慮到?jīng)_洗液在注水泥漿時(shí)已經(jīng)出環(huán)空，為了使環(huán)空達(dá)到紊流頂替，在注入先導(dǎo)漿時(shí)排量要不小于1.5m3／min。

2.4 下套管技術(shù)措施

由于彭水地區(qū)海相頁巖氣水平段長度多在1200m以上，技術(shù)套管下深較淺，為了確保套管居中度達(dá)到67%以上，根據(jù)軟件計(jì)算至少需要下入200多只扶正器，這在一定程度上增大了套管的剛度。加之裸眼段長、裂縫性地層反復(fù)漏失、井徑不規(guī)則等因素，會發(fā)生多扶正器套管下不到位、下套管固井井漏、頂替效率低影響固井質(zhì)量，為此制定了以下措施：

1）下套管前認(rèn)真通井 頁巖氣水平井的井眼軌跡、井眼質(zhì)量對下套管影響很大，應(yīng)對起下鉆遇阻、遇卡井段，井斜變化率超標(biāo)井段認(rèn)真劃眼通井；在全角變化率大的井段反復(fù)大幅度活動鉆具，徹底清除巖屑床，到底后大排量循環(huán)鉆井液并活動鉆具；同時(shí)選用滿眼鉆具組合通井一到兩趟，通井管柱剛度不低于套管串的剛度，以利于套管順利下入。①采用兩次通井，分別采用單扶和雙扶正器，模擬套管剛度，確保下套管固井順利。②下套管通井必須保證井眼暢通，配高濃度清掃液，到底大排量洗井。起下鉆無異常摩阻方能下套管作業(yè)。

2）扶正器安放原則 為保證套管居中度，要優(yōu)化扶正器，提高水泥漿的頂替效率。依據(jù)鉆井工程設(shè)計(jì)，鑒于水平段相對較長，所以水平段選擇適合長水平段井的整體式扶正器，該扶正器居中能力強(qiáng)，由于是整體式結(jié)構(gòu)，在下入過程中不容易損壞，對井壁和自身均能起到有效的保護(hù)。相比于水平段，造斜段側(cè)向力較大，所以斜井段選擇剛性旋流扶正器。安放間距為1只扶正器1根套管。水平段采用彈性扶正器，不僅確保了居中度，彈性和剛性扶正器混搭，還降低了套管串剛度，有利于套管順利下入，這在彭水地區(qū)多口水平井固井中得到了驗(yàn)證（表4）。

表2 彭水地區(qū)3口頁巖氣水平段彈韌性水泥石力學(xué)性能

表3 SCW－M沖洗液達(dá)到100%沖洗效果的沖洗時(shí)間和用量

表4 彭水地區(qū)4口頁巖氣水平井扶正器安放情況

3 固井現(xiàn)場應(yīng)用情況

PY2HF井位于重慶彭水苗族土家族自治縣桑柁鎮(zhèn)，完鉆井深3990m，垂深2394m，造斜點(diǎn)1730m，水平位移1990m，目的層主要分布在下志留統(tǒng)龍馬溪組頁巖氣層。由于該井上部灰?guī)r地層存在大型裂縫、溶洞，施工時(shí)在三開鉆進(jìn)過程中采用油基鉆井液（密度1.28g／cm3、漏斗黏度120s）進(jìn)行鉆井，但發(fā)生多次漏失，三開井段從1820m～完井，共發(fā)生16次漏失，全井總漏失量超過293.7m3。

三開鉆至3130m開始出現(xiàn)短起下鉆阻卡嚴(yán)重的現(xiàn)象，特別是2930、3040、3280m一般都是采用開泵倒劃眼多次起出，尤其在3225、3327、3370、3669m等處起下鉆多次遇卡，現(xiàn)場采用分段循環(huán)、下入通井鉆具、采用分段循環(huán)、套劃眼、短起下鉆，調(diào)整鉆井液性能和鉆井排量等措施。先用單扶鉆具，然后使用雙扶通井鉆具。雙扶通井鉆具結(jié)構(gòu)如下：215.9mm牙輪鉆頭×0.25m＋430×410×0.60m雙母接頭＋213mm扶正器×1.81m＋0.46m配合接頭＋127mm加重鉆×9.43m＋0.46m配合接頭＋210mm扶正器×1.39m＋127mm加重鉆桿×4根＋127mm鉆桿×121根×1426m＋127mm加重鉆桿×49根＋屈性長軸×3.38m＋隨鉆震擊器×6.58m＋127mm鉆桿×300根×3990m。

通井順利下到井底后開始下套管作業(yè)，當(dāng)套管下入至3380m處遇阻，下壓15t，未能下入，頂驅(qū)接循環(huán)頭循環(huán)頂通后下入，后續(xù)有間歇性遇阻，均采用上下提套管＋循環(huán)方式使套管下入。

該井后期要進(jìn)行20段左右分段壓裂，固井采用單級雙密度固井方式，一次封固段長3990m。為保證頁巖水平段固井質(zhì)量，防止固井漏失，領(lǐng)漿（0～2140m）采用LWSF低密度1.30g／cm3水泥漿體系，尾漿（2140～3983m）采用彈韌性水泥漿體系，具體性能見表6。

表5 PY2HF井身結(jié)構(gòu)

表6 PY2HF井現(xiàn)場水泥漿性能

該井為頁巖氣水平井，水平段較長，為保證套管有效居中，從造斜點(diǎn)開始每根套管加1只扶正器，全井共安放扶正器263只，水平段最小居中度達(dá)到了70%（表7）。同時(shí)全井采用清水替漿，使套管在浮力作用下，減小套管的偏心程度，提高水泥漿的頂替效率。具體固井施工情況見表8、9。

表7 PY2HF井現(xiàn)場扶正器方案

表8 固井施工注替排量與注入量

表9 PY2HF井固井質(zhì)量

4 結(jié)論

1）通過在彭水地區(qū)采用LWSF低密度水泥漿體系固井，可以有效防止固井中漏失，密度可以控制在1.20～1.40g／cm3，具有較好的漿體穩(wěn)定性，承壓能力好，與各類外加劑配伍性好，稠化時(shí)間可調(diào)，失水能夠控制在50mL以內(nèi)，低密度水泥石抗壓強(qiáng)度顯著提高，滿足了彭水地區(qū)頁巖氣水平井固井要求。

2）在水平段采用SFP彈韌性水泥漿體系固井，大大降低水泥石彈性模量，增加了水泥石抗沖擊能力，滿足了彭水地區(qū)頁巖氣水平井大型分段壓裂的要求。

3）通過采用SCW－M高效洗油沖洗液，優(yōu)化漿柱結(jié)構(gòu)，優(yōu)選替漿排量和沖洗液用量，不僅清洗掉了黏附在界面處的油膜及濾餅，而且改善了環(huán)空界面的膠結(jié)環(huán)境，提高了固井膠結(jié)質(zhì)量。

4）采用雙扶通井，優(yōu)選、優(yōu)化套管扶正器的類型和安放位置等方面來確保水平段套管順利下入，從而提高水平井固井質(zhì)量。

5）采用長水平段固井配套工藝技術(shù)措施，在一定程度上防止了固井漏失，在彭水地區(qū)現(xiàn)場應(yīng)用中取得較好的固井效果。

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