謝海濤（中石化華北石油工程有限公司井下作業(yè)分公司，陜西榆林 71900）

神府區(qū)塊煤層氣固井技術(shù)研究及應用

謝海濤（中石化華北石油工程有限公司井下作業(yè)分公司，陜西榆林 71900）

本文介紹了煤層氣固井的特點及難點，根據(jù)煤層氣井的特點及煤儲層的特性，優(yōu)化了適合煤層氣井固井的低失水早強水泥漿體系，并且成功在FG-T1井應用，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)，總結(jié)出了適合煤層氣固井的水泥漿體系及工藝。

煤層氣；技術(shù)對策；固井；漏失；頂替效率

煤層氣的主要成分為甲烷，是一種非常規(guī)天然氣，在煤形成過程中逐步生成，以吸附或儲集方式存在于煤層孔隙中，通過排水降壓的作用解析出來。但由于煤層氣的產(chǎn)量比較低，大多數(shù)煤層氣井需要通過大型水力壓裂進行投產(chǎn)，所以，煤層氣井的固井質(zhì)量關(guān)系到煤層氣開發(fā)井的壽命長短。

1 神府區(qū)塊概況

1.1 地理位置

神府區(qū)塊位于陜西省東北部，隸屬于神木縣與府谷縣管轄。區(qū)塊東西寬33km，南北長65km，區(qū)塊面積為1971.36 km2。本區(qū)屬于黃土塬地貌，地形以黃土丘陵為主，地勢起伏較大。由于長期受流水切割，地形破碎，溝壑縱橫，水土流失嚴重。

1.2 地質(zhì)特征

神府區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東北部伊陜斜坡東段、晉西撓褶帶西緣，為一西傾的平緩單斜，傾角不到1°，構(gòu)造為鼻狀發(fā)育；晉西撓褶帶在鄂爾多斯盆地東緣，呈帶狀延伸。屬于中晚元古代-古生代相對隆起狀態(tài)，只在中晚寒武世、早奧陶世、晚石炭世及早二疊世有較薄的沉積。中生代侏羅紀末隆起，與華北地臺分離，形成鄂爾多斯盆地東部邊緣。晉西撓褶帶的形成屬于燕山運動，該區(qū)域構(gòu)造東翹西伏，呈階狀，也可視為伊陜斜坡東部翹起部分。該構(gòu)造帶的東緣南部屬于南北向的狹窄背斜構(gòu)造發(fā)育，構(gòu)造帶的西部多發(fā)育南西-北東向鼻狀構(gòu)造。晚石炭世-早二疊世沉積的海陸過渡相含煤層系是該區(qū)域上古生界的主力含煤地層，且本溪組和山西組均發(fā)育厚度較大，穩(wěn)定性較好的可采煤層。

2 煤層氣井固井的難點

和普通油氣井相比，煤層氣井固井的難點主要體現(xiàn)在以下：

2.1 井深淺，替漿量少，頂替效率低

煤層氣井相對普通油氣井而言，井深淺，替漿量少，注完水泥漿已有大多數(shù)水泥漿進入環(huán)空。受井內(nèi)條件限制，固井時難以實現(xiàn)紊流+塞流的頂替方式，且紊流頂替時環(huán)空返速高，摩阻大，在替漿過程中容易壓漏地層。

2.2 壓力梯度低，封固段長

煤層氣開采方式獨特，要求進行全井一次封固，封固段長一般在500-1500m之間。一次封固段長、煤層孔隙壓力梯度低，水泥漿比重比鉆井用泥漿比重高得多，若固井過程中水泥漿比重高、施工節(jié)點控制不當，很容易在固井過程中出現(xiàn)漏失現(xiàn)象，影響水泥漿封固長度及固井質(zhì)量，水泥漿滲入煤層，對煤儲層造成大面積的傷害，影響煤層氣的后期開發(fā)。

2.3 溫度低，水泥漿配方設(shè)計困難

煤層氣井井深淺，井底溫度低（如神府區(qū)塊煤層氣井井底溫度在45℃左右），遠遠小于油氣井的井底溫度，特別是上部井段溫度更低，水泥漿尤其低密度水泥漿的水化速度慢，強度發(fā)展緩慢、早期強度低，稠化時間長，為了加快水泥漿的水化速度，提高早期強度，縮短稠化時間，必須加入早強劑、促凝劑。

3 固井技術(shù)對策研究

通過認真分析煤層氣井固井難點及從相鄰區(qū)塊了解的固井施工資料后，認為要提高煤層氣井固井質(zhì)量，一是必須優(yōu)化水泥漿性能，采用合適的水泥漿體系；二是采用合適的固井技術(shù)工藝。

3.1 改善水泥漿性能

經(jīng)過多次室內(nèi)試驗，篩選出了適合煤層氣井固井的水泥漿配方及性能。低溫下漿體穩(wěn)定性好，水泥石強度發(fā)展快；水泥漿凝固后，降失水劑及漂珠能堵塞水泥基質(zhì)中的孔隙，降低水泥石的滲透率。水泥漿的稠化時間通過改變促凝劑的加量來調(diào)整，來滿足不同井深的固井要求。

3.2 采用合適的固井技術(shù)措施

煤層氣井固井要求既能保證固井質(zhì)量，且對煤儲層的傷害小，有利于保護煤儲層。經(jīng)過認真分析煤層氣固井難點后，固井時采取了以下技術(shù)措施：①采用了低失水、高早強的水泥漿體系，低密度水泥漿與常規(guī)水泥漿失水量低，穩(wěn)定性好，早期強度發(fā)展快，候凝時間短。②采用密度為1.85-1.90g/cm3常規(guī)水泥漿封固井底到煤儲層以上200m的井段，采用密度為1.40-1.50g/cm3的低密度水泥漿封固充填段。低密度水泥漿+常規(guī)密度水泥漿來降低環(huán)空的靜液柱壓力，提高固井質(zhì)量與保護煤儲層相結(jié)合。通過合理安放扶正器，確保套管居中，提高頂替效率。④全程采用層流+塞流頂替，確保不漏失，且提高固井質(zhì)量。

表1 FG-T1井煤層氣井固井水泥漿配方及性能

3 現(xiàn)場固井實踐

FG-T1井是一口預探井，位于陜西省榆林市府谷縣，設(shè)計井深1520.39m，實鉆井深1498m，完鉆時鉆井液密度1.08g/cm3，粘度48s，煤層頂界1323.7m，底界1458.2m。套管下深1496.31m，套管下到位后以30 l/min的排量循環(huán)兩周、循環(huán)壓力3MPa，組織固井施工。固井時注隔離液4m3，注平均密度1.42g/cm3的低密度水泥漿32m3，注平均密度1.83g/cm3的常規(guī)水泥漿19m3，替漿18.9m3，碰壓由12↑16MPa（在替漿至12m3時井口返漿變小，有漏失現(xiàn)象），放回水斷流，開井候凝，48h后測井，經(jīng)過綜合評價，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)。該井水泥漿性能及曲線見表1、圖1、圖2。

圖1 尾漿稠化曲線

圖2 領(lǐng)漿稠化曲線

5 結(jié)語

（1）從FG-T1井固井情況來看，盡管固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)，但在固井后期發(fā)生漏失，因此替漿過程尤其是后期盡量減小排量，做好防漏工作，是煤層氣固井的重點。

（2）低失水、高早強的水泥漿體系不但能提高固井質(zhì)量，而且能降低對煤儲層的傷害。

（3）低密度+常規(guī)密度水泥漿既可以降低環(huán)空的靜液柱壓力，也可以將提高固井質(zhì)量與保護煤儲層相結(jié)合。

（4）采用層流+塞流復合頂替，可以確保固井不漏失、提高固井質(zhì)量。

［1］計勇，郭大立，趙金洲等.影響煤層氣井壓后產(chǎn)量的因素分析.煤田地質(zhì)與勘探，2012，10-12.

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表3 兩種除硫劑與緩蝕阻垢劑的配伍性

綜上所述，本研究采用FeCl3/PAC作為蟠龍采油廠注入水的除硫劑，F(xiàn)eCl3/PAC中的FeCl3與PAC濃度為105mg/L和15mg/L時，可以使剩余硫化物含量達到出水標準。

2.3 殺菌劑的篩選

為去除水中細菌，進行了多種殺菌劑的篩選，并對篩選出的殺菌劑進行了復配，綜合性能及成本考慮，采用戊二醛/1227作為油田注入水殺菌劑。

3 效果評價

根據(jù)前面室內(nèi)研究及結(jié)果分析，在蟠龍采油廠四個區(qū)塊均使用投加緩蝕阻垢劑PAPE/HEDP/PAA（質(zhì)量比2.5：5：1）濃度85mg/L，除硫劑FeCl3/PAC濃度120mg/L（其中FeCl3與PAC濃度分別為105mg/L和15mg/L），戊二醛/1227（質(zhì)量比1：2）25mg/L時，緩蝕率、阻垢率、殺菌率分別為92.72%、98.21%、100%，剩余硫化物濃度為1.84mg/L，均達到油田行業(yè)水質(zhì)標準。

4 結(jié)語

（1）通過調(diào)查分析與室內(nèi)研究，確定了蟠龍采油廠注入水中礦化度高、含硫、細菌及成垢離子是導致注水井管道、井筒腐蝕結(jié)垢的主要原因。

（2）根據(jù)緩蝕阻垢劑、除硫劑及殺菌劑的試驗研究表明，三種藥劑均可使蟠龍采油廠注水井的腐蝕結(jié)垢得到有效控制，但是三種藥劑復配時效果更好。

參考文獻：

［1］李國明，贠玉平，王亞雄，安思彤，唐組友.延長油田永寧采油廠雙河西區(qū)回注水腐蝕結(jié)垢控制研究.石油工程建設(shè)，2013，12：50-52.

謝海濤，現(xiàn)任華北石油工程有限公司井下作業(yè)分公司HB-1401固井隊副隊長，工程師，長期從事石油天然氣固井技術(shù)管理工作。