齊奉忠，于永金，劉子帥

(中國石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院，北京 102206)

鄂爾多斯盆地大寧—吉縣地區(qū)位于山西省西部，地跨大寧縣、吉縣、蒲縣，主要含煤地層為下二疊統(tǒng)的太原組、山西組及石炭系本溪組。該地區(qū)鉆探程度較高，已有煤層氣探井鉆探結(jié)果顯示:該區(qū)煤層氣勘探潛力大，埋藏相對較淺，主力煤層大部分埋深小于1000m，工區(qū)內(nèi)煤層廣泛分布，保存完整。該地區(qū)進(jìn)行煤層氣水平井鉆井及固井的目的:一方面是增加降壓范圍，提高單井產(chǎn)量;另一方面是試驗(yàn)新技術(shù)，評價“U”形井、水平井壓裂后的產(chǎn)氣能力［1］。

國內(nèi)雖然進(jìn)行了許多煤層氣分支水平井、水平井鉆井，但是均采用裸眼方式完井，常規(guī)油氣井水平井固井技術(shù)不適合煤層氣水平井固井，目前沒有成熟的經(jīng)驗(yàn)可以借鑒。需要根據(jù)大寧—吉縣地區(qū)煤層特性、井眼狀況及井身結(jié)構(gòu)等制訂有針對性的技術(shù)方案，才能保證固井施工安全及固井質(zhì)量。

1 大寧—吉縣地區(qū)煤儲層特性

大寧—吉縣地區(qū)煤巖類型以光亮煤為主，半亮煤居中，暗淡煤最少。光亮煤以寬條帶結(jié)構(gòu)為主，縱向與半亮煤和暗淡煤呈層狀過渡，部分為無泥巖夾矸的簡單結(jié)構(gòu)，部分為含 夾矸的復(fù)雜煤體，泥巖夾矸層厚 0.1 ～1.0m［2］。

山西組5號主煤層呈近南北向展布，厚度為4.0～13.5m，含氣量為11.92～20.87m3/t;5號煤層實(shí)測壓力分布在5.75～11.5MPa之間，壓力系數(shù)為0.55～1.0。太原組8號主煤層呈近南北向和東西向兩個方向分布，厚度為2.8～9.8m，含氣量為8.9～21.52m3/t;8號煤層實(shí)測壓力分布在7.58～12.3MPa之間，壓力系數(shù)為0.67～1.03。

5號及8號煤層內(nèi)生裂隙和次生割理普遍發(fā)育，具中—低孔隙特征，滲透率變化較大。5號煤層平均厚度為9.0m，結(jié)構(gòu)復(fù)雜，有3～4層夾矸，煤夾矸明顯高于8號煤層;5號煤層煤質(zhì)相對較軟，呈粉煤狀，煤層較松散，易垮塌［2］。

2 煤層氣水平井固井特殊性及難點(diǎn)

2.1 保證套管安全下至設(shè)計(jì)位置困難

由于5號煤層煤質(zhì)相對較軟，長水平段井下條件復(fù)雜，保證套管安全下到設(shè)計(jì)位置困難。吉U2－H井套管下深要求距吉U2－V井井眼小于1.0m(井身結(jié)構(gòu)見圖1)。吉U2－H井首次對接未成功，井深為1961.91m;第二次從井深1768m處側(cè)鉆，成功和吉U2－V井對接，鉆過吉U2－V井21m后完鉆，完鉆井深為1981.5m，井下存在兩個井眼，套管下入第一個井眼的可能性大。桃－平02井 φ139.7mm套管設(shè)計(jì)下深為1961.09m，煤層水平段進(jìn)尺為815m，套管下入時受井段的局部阻力、套管與井壁摩擦阻力的影響，加上煤層穩(wěn)定性差，易垮塌，對套管的安全下入提出了嚴(yán)峻挑戰(zhàn)［3］。

圖1 “U”井和“V”井兩井連通示意圖Fig.1 Well configuration of the connection of well“U”and well“V”

2.2 “U”形水平井與直井貫通，固井時水泥漿易竄入直井中

吉U2－H井已與遠(yuǎn)端直井吉U2－V井貫通(井深為1195mm)，固井中由于“U”形管效應(yīng)，水平井中水泥漿液柱壓力大于直井中液柱 (密度為1.02g/cm3)壓力，水泥漿易竄入直井，給下步施工作業(yè)埋下隱患［4］。

2.3 提高頂替效率困難

桃－平02井φ139.7mm套管固井設(shè)計(jì)封固井段為220.00～1961.09m，實(shí)際水泥漿返出地面。5號煤層煤質(zhì)較軟，易垮塌，為保證套管順利下入，扶正器加入量偏少;由于地層承壓能力低，固井及替漿時設(shè)計(jì)排量低，在一定程度上會影響頂替效率的提高［5］。

2.4 低溫早強(qiáng)低失水水泥漿配方困難

吉U2－H井、桃－平02井井底靜止溫度約為40℃，井底循環(huán)溫度約為32℃。根據(jù)大寧—吉縣地區(qū)煤儲層的特性，水泥漿配方要求低溫早強(qiáng)低失水穩(wěn)定性好且體積不收縮，能保證對煤層段的良好膠結(jié)，且對煤儲層的傷害小，優(yōu)選達(dá)到上述性能要求的水泥漿配方困難［6］。

2.5 保證安全施工困難，對固井綜合措施要求高

桃－平02井完鉆后，下鉆通井至1540m遇阻，主要劃眼井段為1540～1616m、1836～1845m和1940～1976m，開泵時憋泵、憋?，F(xiàn)象嚴(yán)重。循環(huán)時振動篩返砂80%，掉塊50%，掉塊大小為10～100mm，其中50～80mm掉塊居多，證實(shí)下部井眼垮塌嚴(yán)重。由于井眼條件復(fù)雜，固井過程中易發(fā)生環(huán)空堵塞、水泥漿漏失等，所以對井眼準(zhǔn)備、鉆井液性能調(diào)整、扶正器安放位置及數(shù)量、隔離液體積及性能、施工排量、水泥漿配方設(shè)計(jì)等提出了較高的要求。

3 低溫早強(qiáng)低失水水泥漿配方研究

3.1 水泥漿性能要求

根據(jù)大寧—吉縣地區(qū)的水平井井身結(jié)構(gòu)、井眼狀況、井底溫度、煤層特性，以及要求的水泥漿性能，煤層段采用常規(guī)密度 (1.90g/cm3)水泥漿封固，以保證對煤層的良好膠結(jié);上部井段采用密度為1.50～1.55g/cm3綜合性能好的低密度水泥漿固井，配合適當(dāng)?shù)捻斕媾帕?，保證水泥漿返至設(shè)計(jì)位置［7］。表1為低密度及常規(guī)密度水泥漿性能要求。

表1 φ139.7mm生產(chǎn)套管固井水泥漿性能要求表Table 1 Requirements of cement slurry of φ139.7mm production casing

3.2 水泥漿體系設(shè)計(jì)

3.2.1 外摻料選擇

為了提高低溫下低密度水泥漿的綜合性能(抗壓強(qiáng)度、穩(wěn)定性、失水量等)，利用緊密堆積理論和顆粒級配理論設(shè)計(jì)低密度水泥漿配方，以緊密堆積和材料顆粒大小分布提高單位體積水泥漿中的固相［8］(圖2)。經(jīng)大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，確定采用增強(qiáng)材料DRB－1S配合漂珠來提高低密度水泥漿的綜合性能。

圖2 緊密堆積與顆粒級配示意圖Fig.2 Sketch map of close packing and particle size distribution

增強(qiáng)材料DRB－1S由多種具有活性的超細(xì)材料構(gòu)成，這些微?？梢远氯囝w粒間的空隙，減少水泥基質(zhì)的滲透率;另一個特性，其具有很大的比表面積，具有較高的凝硬活性，并能與水泥水化形成的Ca(OH)2反應(yīng)，從而進(jìn)一步減少水泥基質(zhì)的滲透率。漂珠增強(qiáng)材料組成的低密度水泥漿體系利用增強(qiáng)材料穩(wěn)定性好的特點(diǎn)來彌補(bǔ)漂珠穩(wěn)定性差、難以水化的缺陷，使水泥漿體系均勻穩(wěn)定;利用漂珠對水依賴性小的特點(diǎn)，減少增強(qiáng)材料對水的敏感性，降低水泥漿的水灰比，提高水泥漿的綜合性能。

3.2.2 降失水劑及早強(qiáng)劑選擇

根據(jù)大寧—吉縣地區(qū)的煤層特性、固井特點(diǎn)及井下條件，經(jīng)大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)確定采用降失水劑DRF－300S配合早強(qiáng)劑DRA－1S來降低水泥漿的失水量，縮短稠化時間，提高水泥石的早期強(qiáng)度(圖3)。

降失水劑DRF－300S是一種以高分子化合物為主的材料，在水泥漿中會吸附于水泥顆粒表面，相互交聯(lián)后在水泥漿體系中形成交聯(lián)網(wǎng)絡(luò)，在水泥漿與地層間的壓差作用下，在界面處形成致密的低滲透濾失膜，保證水泥漿體系的低失水。水泥水化后DRF－300S能降低水泥基質(zhì)的滲透率，改善水泥漿的膠凝特性。

圖3 降失水劑分子與交聯(lián)劑交聯(lián)的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)圖Fig.3 Network structure of fluid loss additive molecules crosslinked with crosslinking agent

早強(qiáng)劑與降失水劑是否具有良好的相容性是衡量低溫煤層氣井固井水泥漿配方的重要指標(biāo)。降失水劑DRF－300S與DRA－1S配合使用，失水量均小于50mL。隨著DRA－1S量的增加，不影響其降失水效果，不會破壞DRF－300S的成膜過程，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果證實(shí)，降失水劑DRF－300S與早強(qiáng)劑DRA－1S具有良好的相容性。

3.3 低密度及常規(guī)密度水泥漿配方及性能

根據(jù)大寧—吉縣地區(qū)煤層氣井固井對水泥漿配方及性能的要求，開發(fā)了綜合性能好的低密度高強(qiáng)度水泥漿及常規(guī)密度水泥漿配方 (表2)。

表2 低密度及常規(guī)密度水泥漿性能表Table 2 Properties of low density and normal density cement slurry

低密度水泥漿配方:G級高抗硫油井水泥+23%漂珠+32%增強(qiáng)材料DRA－1S+2%降失水劑DRF－300S+4%早強(qiáng)劑DRB－1S+0.2%分散劑DRS－1S+水+消泡劑。

常規(guī)密度水泥漿配方:G級高抗硫油井水泥+1.5%降失水劑DRF－300S+2.5%早強(qiáng)劑DRA－1S+0.1%分散劑 DRS－1S+水+消泡劑。

從圖4的稠化曲線可以看出，低密度水泥漿低溫下稠化時間短，常規(guī)密度水泥漿低溫下基本呈“直角”稠化，水泥漿過渡時間短，有利于保證固井質(zhì)量。

圖4 水泥漿稠化曲線圖Fig.4 Thickening time cure of cement slurry

4 現(xiàn)場固井施工配套技術(shù)

4.1 井眼準(zhǔn)備

(1)大寧—吉縣地區(qū)煤層穩(wěn)定性差，易垮塌，要求鉆井液具有良好的流變性能，井眼凈化能力強(qiáng)，防止巖屑床的形成，防坍塌性能、潤滑性能、井壁穩(wěn)定性能好［9］。

(2)加強(qiáng)下套管前的通井工作，短拉暢通，尤其是在遇阻、劃眼和水平井段。下套管前最后一趟通井時，采用15～20m3、黏度為80～90s的稠漿循環(huán)攜砂，徹底清潔井眼，保證裸眼段暢通無阻［10］。

(3)下套管前調(diào)整好鉆井液性能，在水平井鉆井液中加入1.5% ～2.0%的塑料小球，降低下套管的摩阻。

(4)對于“U”形井固井，在“V”形井造穴處注入沉砂，防止固井中“U”形管效應(yīng)出現(xiàn)，阻止水泥漿竄入直井中。固井前檢查直井井口閘門關(guān)閉良好后，方可進(jìn)行固井施工。

4.2 下套管

(1)入井套管必須復(fù)核，浮箍采用彈簧球式，浮鞋采用彈簧板式，浮鞋、浮箍均為強(qiáng)制復(fù)位式，以保證固井碰壓后水泥漿不倒流。

(2)根據(jù)鉆井情況、通井情況、煤層特性、鉆井液體系及性能等，對“U”形井和水平井下入扶正器的類型、數(shù)量及安放位置進(jìn)行充分優(yōu)化，設(shè)計(jì)扶正器的數(shù)量既要保證套管安全下入，又盡量保證套管居中［11］。

(3)下套管注意控制下放速度;在技術(shù)套管內(nèi)，每根套管下放時間應(yīng)控制在35s以上，套管進(jìn)入裸眼段后，每根下放時間控制在60s以上。

(4)下套管遇阻不硬壓，緩慢上下活動通過。若出現(xiàn)遇阻及超過正常摩阻5t時，應(yīng)立即停止下放，開泵充分循環(huán)洗井，下放套管摩阻正常后才可以繼續(xù)下套管。

(5)套管下到位后，先小排量頂通，待暢通后，再大排量充分循環(huán)，循環(huán)時間應(yīng)不低于兩周，循環(huán)時密切注意泵壓變化，防止環(huán)空憋堵。

4.3 固井施工

(1)水泥、外加劑、外摻料干混效果對低密度及常規(guī)密度水泥漿性能至關(guān)重要，干混工藝是依次按比例循環(huán)加入，加完后至少倒3次罐，直到混合均勻?yàn)橹埂；旌煤蟮臉悠废茸鍪覂?nèi)實(shí)驗(yàn)(失水量小于50mL)，性能符合要求才可以裝車上井。

(2)綜合采用套管居中、合理的隔離液體積及性能、適當(dāng)?shù)墓叹┕づ帕縼硖岣唔斕嫘?。設(shè)計(jì)的隔離液具有一定的黏度和切力，通過隔離液的“黏性推移”，既保證對鉆井液的充分頂替又防止環(huán)空堵塞。水平段替入清水，盡量保證套管居中。

(3)注水泥過程中要嚴(yán)格控制水泥漿的密度變化范圍，低密度水泥漿密度控制在1.50～1.55g/cm3之間，常規(guī)密度水泥漿密度控制在1.88～1.92g/cm3之間。

(4)如果固井過程中發(fā)生漏失，馬上降低泵排量至0.5m3/min左右，緩慢替漿至施工結(jié)束;如果頂替過程中環(huán)空憋堵，放回壓后再次繼續(xù)替漿，可以再適當(dāng)降低排量。

(5)替漿結(jié)束時 (壓力突升3～5MPa)，水泥車放回水，檢查回流，確認(rèn)回壓閥是否工作正常。

5 現(xiàn)場試驗(yàn)

5.1 吉U2－H井

吉U2－H井位于山西省吉縣屯里鎮(zhèn)桃園村東偏南約1500m，完鉆層位為二疊系山西組，設(shè)計(jì)井深為2025.29m，實(shí)際完鉆井深為1981.5m，井底水平位移為1013.26m，煤層段長700m(圖5)。完鉆時鉆井液密度為1.20g/cm3，黏度為50s。

圖5 吉U2－H井井身結(jié)構(gòu)示意圖Fig.5 Well configuration of Ji U2－H well

吉U2－H井第一次未與直井吉U2－V井對接上，重鉆后和直井對接成功。由于井下存在兩個井眼，為防止套管下入老井眼，對扶正器的下入數(shù)量和位置進(jìn)行了充分優(yōu)化。套管順利下至新井眼，最后一根套管下完后，套管懸重降為零，套管下深距吉U2－V井井眼0.5m。通過下套管實(shí)際情況來看，扶正器設(shè)計(jì)合理。

注入密度為1.05g/cm3的隔離液5m3，注入密度為1.55g/cm3(封固井段0～996m)的低密度水泥漿33m3，注入密度為1.87～1.90g/cm3(封固井段996～1960m)的水泥漿33m3，固井施工順利，水泥漿返出井口，72小時測井，固井質(zhì)量良好。

5.2 桃－平02井

桃－平02井是中國石油煤層氣有限責(zé)任公司部署在鄂爾多斯盆地東部晉西撓褶帶南段的一口重點(diǎn)煤層氣水平井，位于山西省吉縣屯里鎮(zhèn)桃園村，東距吉U2－H井約1km，目的層位為二疊系山西組5號煤層。該井完鉆井深為1976m，井底水平位移為1077.83m，三開水平井段長為815.00m，均為煤層井段 (圖6)。完鉆時鉆井液密度為1.28g/cm3，黏度為62s。

圖6 桃－平02井井身結(jié)構(gòu)示意圖Fig.6 Well configuration of Tao－Ping 02 well

桃－平02井鉆至完鉆井深后，循環(huán)清砂進(jìn)行短起下時，由于下部煤層段垮塌，在1540～1616m、1836～1845m、1940～1976m段反復(fù)劃眼。通過合理的通井措施及合適的扶正器安放方式，套管順利下至設(shè)計(jì)位置1961.09m。

注入密度為1.03g/cm3的隔離液4.5m3，注入密度為1.50g/cm3(封固井段220～900m)的低密度水泥漿16m3，注入密度為1.87～1.90g/cm3(封固井段900～1971m)的水泥漿38m3，固井施工順利，水泥漿返出井口，72小時測井，固井質(zhì)量合格。

6 認(rèn)識及結(jié)論

(1)煤層氣水平井固井時，要高度重視鉆井液體系及性能、套管安全下入、套管居中、水泥漿配方及性能、固井施工工藝5個方面的問題。

(2)煤層氣水平井扶正器類型、安放位置及數(shù)量要依據(jù)井眼狀況、通井、套管安全下入、套管居中等進(jìn)行充分優(yōu)化。

(3)優(yōu)選的DRF－300S水泥漿體系克服了低溫下降失水劑與早強(qiáng)劑兼容難的問題，低密度水泥漿采用緊密堆積理論進(jìn)行優(yōu)化，有效保證了其綜合性能。

(4)煤層氣水平井固井是一項(xiàng)綜合工程，應(yīng)從多個環(huán)節(jié)出發(fā)，制訂出系統(tǒng)、合理的技術(shù)措施，應(yīng)用好綜合固井技術(shù)，爭取將影響固井質(zhì)量的每項(xiàng)因素都減小到最低限度［12］。

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