鄧紅濤

中國石油遼河油田分公司鉆采工藝研究院 （遼寧 盤錦 124010）

我國頁巖氣藏資源量豐富，據(jù)有關專家估計四川盆地僅寒武系九老洞組和志留系龍馬溪組的頁巖氣資源就可以與四川盆地的常規(guī)天然氣資源總量相媲美[1]。頁巖氣藏屬于典型的低孔、低滲、低產油氣藏，需要采用大型分段加砂壓裂來提高單井天然氣產能，要求水泥環(huán)有好的層間密封性能，對中完和完井固井質量的標準要求較高。

昭通頁巖氣示范區(qū)是浙江油田承建的中石油頁巖氣示范區(qū)，其橫跨滇黔川三省，與北美地區(qū)頁巖氣開發(fā)相比，地層熱演化程度高、構造復雜，地理環(huán)境極其惡劣，勘探難度屬于世界級。黃金壩區(qū)塊是示范區(qū)的重要區(qū)塊。為確保頁巖氣的有效開發(fā)，在固井施工中需要攻克一系列的技術難題。

1 井身結構

龍馬溪組巖性主要為灰色-黑色頁巖。黑色頁巖巖心樣品的礦物成分分析表明脆性礦物含量較高。建武向斜黃金壩地區(qū)龍馬溪組頁巖層具有一定的孔滲條件。龍馬溪組優(yōu)質頁巖的測井平均有效孔隙度約為3%。綜合利用已鉆井的聲波、密度和電阻率曲線，得到了孔隙壓力、破裂壓力和坍塌壓力的大致趨勢。韓家店組石牛欄組壓力系數(shù)約為1.6，龍馬溪組壓力系數(shù)約為2.03。該區(qū)塊水平井的龍馬溪組局部存在異常高壓。根據(jù)壓力情況確定該區(qū)塊井身結構如圖1所示。

圖1 井身結構示意圖

2 固井技術難點

1）井眼清潔凈化難：長水平段、井壁應力穩(wěn)定性差，容易沉砂掉塊堵塞環(huán)空，巖屑在水平井段因自重作用容易形成巖屑床，因此如何保證井眼穩(wěn)定，防止坍塌、清潔凈化井眼沉砂、掉塊，為后期作業(yè)提供穩(wěn)定、暢通的井眼通道是關鍵。

2）下套管難：①水平井下套管，套管在水平段貼邊嚴重，致使下套管摩阻大；②井眼軌跡不規(guī)則，水平段長，套管下到位難度比較大。

3）固井質量難以保證：①套管在大斜度井段、水平段居中度低；②鉆井液比重高、黏切高，頂替中竄槽幾率大；③高比重鉆井液、水泥漿之間相容性差，接觸污染流體變稠，流變性變差，不利于頂替；④長水平段，碰壓膠塞容易貼底邊，而且水泥塞體積少，容易引起替空。頁巖氣開發(fā)需要對儲層進行大型壓裂改造，固井質量直接影響分段壓裂效果及井筒的完整性，對水泥環(huán)的密封性及水泥石力學性能要求高[2]。

3 技術對策

3.1 通井技術

3.1.1 通井鉆具組合

結合頁巖氣平臺井通井以及實際井眼軌跡，為保證套管順利下入，采取以下鉆具組合進行通井作業(yè)，通過模擬套管串剛性，保證套管的下入。

第一次通井鉆具組合：Φ215.9 mm鉆頭+雙母回凡+Φ213.0 mm扶正器+Φ165.1 mm鉆鋌1根+原鉆具組合。

第二次通井鉆具組合：Φ215.9 mm鉆頭+雙母回凡+Φ213.0 mm扶正器+Φ165.1 mm鉆鋌1根+Φ210.0 mm扶正器+Φ165.1 mm鉆鋌1根+原鉆具組合。

3.1.2 通井技術措施及下套管要求

1）為保證套管順利下入，按相關規(guī)定進行通井，防止事故發(fā)生，要求能在套管不轉動的情況下下放到底。

2）通井鉆具組合原則上采取由易到難的通井方式進行，在裸眼井段遇阻，應首先轉動劃眼消除井壁微臺階，再上下拉劃通過。

重點措施：由于該區(qū)塊裸眼水平段平均長達1 700 m，為更好地消除井壁微臺階及盡可能減小水平段井眼摩阻，要求通井除遇阻應劃眼通過外，在造斜點以下300 m、A點以后無論遇阻與否均應采取全部劃眼方式通過，并對劃眼井段采取短起下鉆驗證，以確保套管下至設計井深。

3）通井到底后，應將存在掛卡、遇阻井段進行短起、反復拉劃通井；重點在井眼沉砂多、掉塊多井段、通阻卡嚴重井段,通井到底后要求不低于1.5 m3/min的排量洗井，循環(huán)洗井至少2個循環(huán)周。

4）油層套管為氣密封套管，要求清洗干凈套管扣，均勻涂抹專用密封脂，上扣扭矩在最大扭矩與最佳扭矩之間，確保管串密封。

3.2 提高頂替效率的技術措施

3.2.1 套管柱居中及旋流頂替技術

旋流頂替技術是利用旋流扶正器實現(xiàn)的。室內模擬實驗表明，旋流扶正器可以在很低的排量下使流體產生旋轉，并且隨著排量增長,有效旋流長度維持的距離也越長。流體通過旋流扶正器之后流態(tài)發(fā)生變化，旋轉向上的液體具有一定的離心力，對管邊和大肚子井眼滯留泥漿的頂替效率有顯著提高。

以某井為例，利用軟件模擬，對套管扶正器的安裝間距進行了計算和優(yōu)化，最終確定在0～1 448 m重合井段每5根套管安放1只Φ210.0 mm普通剛性扶正器，在1 448.00～1 820.00 m井段每3根套管安放1只Φ205.0 mm螺旋剛性扶正器；在1 820.00～2 160.00 m井段每2根套管安放1只Φ205.0 mm螺旋剛性扶正器；在 2 160.00～4 197.00 m井段每1根套管安放1只Φ205.0 mm滾珠剛性扶正器（表1）。套管平均居中度33%，水平段居中度35%（圖2）。如圖2所示，由于在不同井段，安放扶正器的間距不同，加之井眼軌跡的變化，套管居中度會有波動。

3.2.2 頂替效率優(yōu)化設計技術

優(yōu)化注替排量設計，按照環(huán)空返速0.9～1.1 m/s設計注替排量。

應用模擬軟件分別對頂替排量20 L/s和25 L/s做了分析（圖3、圖4），分析表明在25 L/s情況下，頂替效率在89.92%，為下步施工提供參考依據(jù)。

3.2.3 鉆井液性能調整

下完套管后調整鉆井液性能，要求進出口泥漿密度差小于0.02 g/cm3，屈服值應小于15 Pa，塑性黏度應在40～70 mPa·s之間。

表1 扶正器安放方案

圖2 套管居中度設計（33%）

圖3 排量20 L/s的頂替效率（88.69%）

3.3 提高界面膠結強度措施

篩選多種表面活性劑，對它們進行復配，發(fā)揮每一種表面活性劑的協(xié)同作用，通過開展一系列不同配比的實驗，最終形成最佳配比的沖洗劑[3-5]。將鋼片與巖心浸泡白油基鉆井液24 h后，用加6%沖洗劑的水基沖洗隔離液沖洗10 min，采用SL200C型全自動動靜態(tài)接觸角分析儀測試沖洗前后水滴的接觸角（表 2）。

水泥漿、沖洗液與油基鉆井液以不同比例混合后漿體的流動度測試結果表明（表3），水泥漿與鉆井液混合后稠度增大，無法流動，而沖洗液能夠有效改善水泥漿和鉆井液的流變性，無論在低溫還是高溫下都具有良好的相容性，流動度均在18 cm以上。隨著溫度的升高，混合液流動度增加，有效解決了水泥漿與鉆井液接觸的污染問題，確保了施工安全性。

性能要求：密度2.04～2.06 g/cm3，動切力小于15 Pa，塑性黏度應在40～70 mPa·s之間，沉降穩(wěn)定性好。同時頂替液全部采用清潔無雜質水源，實行預應力固井技術，提高第一、第二膠結面膠結強度。

圖4 排量25 L/s的頂替效率（89.92%）

表2 潤濕角測定結果

3.4 侯凝方式

替漿碰壓后，泄壓檢查回流，若浮箍關閉正常，則關水泥頭，環(huán)空蹩壓候凝?？旄伤酀{初凝時打開水泥頭，敞井侯凝；施工結束泄壓發(fā)現(xiàn)浮箍失效時，立即頂替相同的回吐量，壓力控制在靜壓差附加2.0 MPa，并關水泥頭侯凝至快干水泥凝結時間附加8 h，方可泄壓卸水泥頭；若中途套管內壓力達到50.0 MPa時可泄壓至靜壓差附加2.0 MPa。

此外，為提高井的固井質量，還采用了固井設計軟件進行輔助計算，保證井內壓力平衡，優(yōu)選施工參數(shù)，確保施工安全[6]。

4 現(xiàn)場應用及效果

截至2016年，此系列技術對策在黃家壩區(qū)塊共開展了8口井固井實踐，固井質量合格率平均在95%以上，優(yōu)質率86%以上?？梢钥闯?，固井優(yōu)質率相比以往有了明顯提升，施工過程及后期環(huán)空均無竄氣、套管變形的發(fā)生，驗證了水泥環(huán)的密封完整性。

5 結論及建議

1）頁巖氣長水平段固井存在井眼清潔凈化、套管下入和固井質量難以保證3個困難，確保固井質量合格是頁巖氣示范區(qū)高效開發(fā)的關鍵。

2）通過在通井技術、提高頂替效率技術、提高界面膠結強度措施及侯凝方式等方面的研究，結合固井實踐，逐步形成了一套適合于黃金壩區(qū)塊頁巖氣長水平段固井的系列技術和對策。

3）下步還需要根據(jù)頁巖氣地層的巖石特性，優(yōu)化水泥石力學性能。同時需加強套管下入能力的分析和技術研究，深入開展提高水平段固井質量及密封性的研究，為頁巖氣開發(fā)提供技術保障。