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陆相页岩气水平井固井技术——以延长石油延安国家级陆

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基金项目:国家高技术研究发展计划(863计划)项目“页岩气钻完井及储层评价与产能预测技术研究”(编号:2013陕西省科技统筹创新工程计划课题“陆相页岩气水平井钻完井工艺技术攻关”(编号:2012作者简介:李伟,1970年生,高级工程师,硕士;主要从事钻井液、固井方面的研究工作。地址:(710075)陕西省西安市高新区科技二路75号。电话:(029)88899567,13484550898。—以延长石油延安国家级陆相页岩气示范区为例李伟1 王涛1 王秀玲2 李社坤2 周战云2 团)有限责任公司研究院 —014,34(12): 鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的上三叠统延长组及下二叠统山西组具有良好的页岩气成藏条件,陕西延长石油(集团)有限责任公司采用水平井分段压裂技术对该区页岩气进行开发。针对水平井固井过程中存在的油基钻井液清洗困难、长水平段套管难以居中、固井过程中易发生漏失、水平井及分段压裂对水泥环要求高、长封固段固井附件易失效等技术难题,开展了相关技术研究,获得了解决上述问题的技术措施:①在该示范区通过采用清油型前置液多级冲洗工艺,有效地冲洗界面残留油膜,提高油基钻井液冲洗效率;②新研制的水平井专用扶正器能有效降低管柱下入摩擦阻力,保证套管的居中度;③通过提高地层承压能力、优化浆柱结构实现平衡压力固井;④优选韧性材料提高水泥环的耐冲击能力,较好地满足了页岩气水平井分段压裂工艺对水泥石性能的要求;⑤研制的高性能固井附件,保证了长封固段水平井施工安全。所获成果已在该示范区的4口页岩气水平井中进行了应用,固井一次成功率达100%,固井质量优良率达100%,取得了良好的固井效果。关键词 页岩气 水平井固井 冲洗液 增韧水泥浆 具附件 鄂尔多斯盆地 晚三叠世 早二叠世Xi'2/25/2014.(o.,1)2)3)4)5)·第34卷第12期 钻 井 工 程 鄂尔多斯盆地中南部伊陕斜坡三叠系延长组长7段和长9段由厚层泥页岩或碳质泥岩与泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、粉—细砂岩的薄互层、韵律层组成,裂缝及页理发育,累计厚度大、分布范围广、生烃能力强,盆地东部二叠系山西组三角洲水下分流间及浅湖相泥页岩发育,它们均具有很好的页岩气成藏条件[1陕西延长石油(集团)有限公司(以下简称延长石油)在国家级陆相页岩气示范区内已完钻页岩气水平井4口,目的层在延长组及山西组,完钻井深2300~3850m,垂深1500~2500m,水平段长600~1500m。页岩气水平井开发采用的油基钻井液钻井、套管射孔完井、分段缝网压裂增产等工艺措施,对固井质量提出了很高的要求[3与海相页岩气相比,陆相页岩气储层泥质含量较高、水敏性较强、孔隙度更低,对水泥浆滤失量、析水量及防颗粒入侵等要求更高,其水平井使用的全油基钻井液清洗难度也更大。为此,开展了以下研究。1 固井难点延长石油页岩气示范区内地层自上而下依次为新生界第四系,中生界上三叠统延长组、中三叠统纸坊组、下三叠统和尚沟组、刘家沟组,上古生界上二叠统石千峰组、中二叠统石盒子组、下二叠统山西组、太原组,上石炭统本溪组,下古生界下奥陶统马家沟组。页岩气水平井开发主要采取三开井身结构,技术套管封固储层以上地层,油层套管采用一次性上返井口工艺固井。以完钻层位为山西组1段的云页平1井为例,其井身结构如表1所示,该井水平段长1000m,第三次开钻井段采用全油基钻井液钻进。表1 云页平1井井身结构表井眼尺寸井径/°)套管外径/区域页岩气水平井固井主要存在以下难点:①储层垂直裂缝发育、水敏性强,固井过程中易发生漏失,候凝过程中产生的滤失及游离液会导致储层吸水反应强烈;②水平段长,摩阻大,套管安全下入及居中困难;③对于油基钻井液,普通冲洗液难以驱替,井壁及套管壁残留的油膜与水泥浆无法形成一个固化体,界面形成空隙通道,严重影响界面胶结质量;④采用一次注水泥全封固固井工艺,封固段长,套管内外压差大,浮箍浮鞋等固井附件易失效,发生水泥浆倒流、留水泥塞现象;⑤水泥石属高脆性水硬性材料,反复受力下会发生破裂,失去密封性,同时水泥浆在水平段易形成高边水带,形成气窜通道,影响压裂的效果,甚至造成分段压裂的失败。2 基钻井液高效冲洗技术为解决油基钻井液清洗困难进而影响顶替效率的难题,研发了一种界面清油剂。同时,根据储层泥页岩易坍塌破碎的特点,采用多级冲洗工艺,以提高清洗效率,回避环空堵塞风险。界面清油剂饼渗透剂、悬浮剂、消泡剂等构成,当接触界面油膜及泥饼时,泥饼渗透剂能够降低黏土间的黏聚力,使泥饼易于被冲蚀;润湿反转剂通过润湿、反转增溶作用使界面由亲油变为亲水,将油从水润湿表面顶替下来,形成水包油油珠;悬浮剂使其均匀分散悬浮在冲洗液中携带出井筒,套管壁及井壁油性表面反相转化为亲水表面,从而提高了水泥环与两个界面的胶结质量。加量在15%~20%时即可达到95%的清洗效率。根据延长油田页岩气水平井的实际情况,将15%~20%的成清油型冲洗液,可有效驱替油基钻井液,清除界面残留油膜,为水泥环的胶结创造良好环境,同时与钻井液及水泥浆相容性良好。多级冲洗工艺:两段清油型冲洗液+悬浮型隔离液+前置水泥浆。一段冲洗液为膨润土浆加入15%~20%的段冲洗液为清水加入15%~20%的要用于将钻井液稀释,并将残留在井壁和套管壁油膜进行润湿、乳化剥离;悬浮型隔离液将剩余油膜进一步清洗,并有效携带出井筒;用前置水泥浆高冲刷效果以及较强的悬浮能力做最后一级的清洗,最终达到高效清油的目的。模拟示意图见图1。管居中技术套管在井眼中必须保证67%以上的居中度,顶替效率才有保障[7]。因此,必须下入扶正器,但常规扶正器存在摩阻大、变形能力差的缺点,对于水平段及扩眼、缩径井段适应能力差[8]。因此,为降低扶正器的摩·2· 天 然 气 工 业 2014年12月图1 多级冲洗示意图阻、增加变形能力,研制和优选水平井专用扶正器,利用软件模拟居中度,确保套管居中。适应套管刚性滚轮扶正器该扶正器由箍环和均布在箍环四周的5条扶正棱组成(图2),最低的直条扶正棱两侧对称分布两条左旋扶正棱和右旋扶正棱,最高的两条棱上各装有3个由滚珠轴承制成的滚轮。其优点主要有:①下套管过程中可自动调整角度,直到使高度最高、旋向相反的两条扶正棱转于套管下方,可在一定的井径下达到较高的居中度;②摩阻极小,较普通扶正器的摩阻减小了90%;③外径较小(190与井壁之间的间隙较常规刚性扶正器大3倍以上,更易通过缩径井段。其综合性能远高于其他各类刚性扶正器,因此优选此扶正器用于大斜度井段及水平段。卡阻弹性扶正器普通弹性扶正器遇缩径井段受挤压后会产生径向图2 自适应套管刚性滚轮扶正器图增大变形,发生卡阻,为此设计防卡阻弹性扶正器,将弓形弹簧片一端固定在刚性扶正条上,另一端位于扶正条的滑槽内,受力时可在滑槽内滑动,使其弓高降低,遇缩径井段可顺利通过,而其刚性扶正条还保证了环空最小间隙满足最低设计要求,工具的起动力、下放力、复位力均高于标准的要求,其性能实验数据如表2所示,结构如图3所示。件设计扶正器下入利用西南石油大学云页平1井为例(表1),该井技术套管下至2446m,⌀2 防卡阻弹性扶正器性能试验表序号井眼尺寸/标准要求测试结果下放力/标准要求测试结果备注1232162001902758>2758>2758≥15000≥16700>20000近似刚性扶正·3·第34卷第12期 钻 井 工 程 图3 防卡阻弹性扶正器图图4 云页平1井井径曲线图对各井段设计不同扶正器下入方式,最终选择直井段每5根套管1只弹性扶正器;造斜段每2根1只,自适应刚性与弹性交替下入;水平段每1根1只,自适应刚性与弹性交替下入,可保证全井67%以上的居中度,水平段居中度可达93%,有效保证了顶替效率,设计结果如图5所示。用随钻堵漏+集中封堵工艺封堵易漏地层对于易漏的刘家沟组及延长组,采用一次封堵工艺,减少封堵次数,提高成功率。在钻井液中加入堵漏剂,小排量间歇性挤入,井口初始压力一般在0~3挤入量的增加,井口压力逐渐升高,最终的井口压力一般稳定在5~9入量保证10证封堵效果,提高承压能力。井下套管前进行地层静态承压试验通过进行地层静态承压试验获得地层实际承压能力,为浆柱结构设计提供依据。承压试验采用目前钻井液静态井口憋压5下无漏失为合格。据承压试验结果设计浆柱结构包括水泥浆密度及封固长度。采用双密度水泥浆固井,提高浆体防漏能力。至地面;至气顶以上200~图5 云页平1井套管居中情况图·4· 天 然 气 工 业 2014年12月300m,保证目的层封固质量;利用固井软件计算施工压力,保证在地层孔隙压力及破裂压力之间,实现平衡压力固井。强低密度水泥浆体系页岩气井固井对上部低密度水泥浆性能要求严格,要求有很好的稳定性、快速发展的强度(特别是顶部强度)、易调的稠化时间及较低的失水。嘉华到紧密堆积的目的,加入丙酮甲醛类分散剂性体无氯早强剂成高强低密度水泥浆体系,各项性能如表3所示。表3 高强低密度水泥浆体系性能表试验温度/℃稠化时间/护48护72g·强低密度水泥浆稠化过渡时间短、沉降稳定性好、自由水含量低、失水少、低温强度发展迅速,能够满足页岩气固井对低密度水泥浆的要求。韧水泥浆体系页岩气开发采用的大型压裂措施要求水泥环具有较好的韧性和耐冲击性,而水泥石为高强度高脆性的水硬性材料,具有先天的缺陷,为此,需加入增韧材料,改善脆性[9优选新型弹性增韧材料匀充填在水泥石中以增强水泥石的韧性,同时加入经喷雾干燥的高分子聚合物加内部凝结力,提高胶结力。水平井水平段固井需要水泥浆具有优异的稳定性,极低的失水,防止形成高边水带及引发储层吸水反应,为此加入液体降失水剂定浆体,控制滤失量;另外加入分散剂氯早强剂机酸类中温缓凝剂节流变及稠化时间,保证强度。其常规性能如表4所示。表4 增韧水泥浆体系常规性能表试验温度/℃稠化时间/斜下游离液/g·21别采用氏模量以及渗透率进行测试,测试结果如表5所示。表5 水泥石韧性测试结果表体系抗压强度/6 增韧剂加入前后水泥石破型对比图·5·第34卷第12期 钻 井 工 程 可以看出,增韧水泥浆体系各项性能良好,稠化过渡时间短,浆体稳定性极好,滤失量控制在20压强度高,水泥石破型后依然保持完整,韧性良好,能够满足页岩气水平井大型压裂的需要。簧胶木球式浮箍浮鞋水平井使用的是强制关闭的弹簧式浮箍浮鞋,但其阀芯的密封面固定不变,长期冲刷下易损坏失去密封性,弹簧也易发生疲劳损坏而使密封失效[12]。为此,研制了弹簧胶木球式浮箍浮鞋,结构见图7。该装置集成弹簧式浮箍及浮球式浮箍的优点,以胶木外裹耐高温的氟橡胶制成阀球,耐温达200℃以上,在流体的冲刷下可任意转动,密封面不易被冲蚀损坏,依靠弹簧弹力可强制座封,即使弹簧意外损坏,阀球依然能够在反向流体的带动下完成座封,具有复位力强、座封可靠、耐冲刷、抗冲击、抗高温等特点,功能可靠性大大提高。图7 压关井阀为进一步提高水平井固井施工的成功率,降低因水泥浆倒流入套管造成留水泥塞的概率,研制了固井碰压阀,由壳体、滑套、阀套、阀座、剪销、锥形密封垫等构成,如图8所示。滑套与阀套之间由剪销固定,滑套中心孔及阀座上的8个分流孔可确保液流顺利通过;该装置在使用时安装于浮箍之上,在完成注水泥及压塞作业后进行替浆作业时,固井胶塞在套管内下移,最后固井胶塞碰触滑套并憋压剪断剪销,滑套下移后插入阀座永久关闭液流通道,由此完成碰压关井过程。图8 碰压关井阀图3 现场应用将以上固井综合技术在延长石油页岩气水平井延页平1、延页平2、延页平3、云页平1井进行了现场应用,固井一次成功率达100%,2口优质,2口良好,固井质量优良率达100%。延页平2井位于陕西省延安市甘泉县下寺湾镇柳洛峪地区,是延长石油为了探索页岩气产能、落实资源储量而部署在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造上的一口非常规页岩气水平井,目的层位为延长组长7段,气层顶部深度为1496m,气层底部深度为1540m,完钻井深为2756m,垂深为1514m,造斜点在1502m,水平位移为1254m。压试验由井口加压7井下入⌀用一次注水泥工艺,双密度水泥浆固井,低密度水泥浆(至地面,高密度水泥浆(至1052m,经计算,于破裂压力,于地层压力,达到平衡压力固井。下套管过程中下入弹簧胶木球式浮箍浮鞋及碰压关井阀。扶正器设计采用直井段每3根1只弹性扶正器,造斜点至平段每1根1只,自适应套管刚性滚轮扶正器及防卡阻弹性扶正器交替下入,保证套管居中度大于67%。该井施工过程中使用清油型冲洗液20离液6车·6· 天 然 气 工 业 2014年12月注水泥,塞后双车顶替清水28用紊流顶替,s,s;施工过程中压力由0升至14压19压后压力未降,泄压回水断流,开井候凝。48 结论1)高效清油型冲洗液能有效冲洗界面残留油膜,提高胶结质量。2)自适应套管滚轮刚性扶正器及防卡阻弹性扶正器有效降低下入摩阻,增加了变形能力,提高了套管居中度。3)增韧水泥浆体系改善了水泥石固有的脆性,综合性能良好,能够满足页岩气水平井分段压裂对水泥石性能的要求。4)弹簧胶木球式浮箍浮鞋、碰压阀的应用确保了长封固段水平井的施工安全,避免了水泥浆倒返入套管留水泥塞现象。参 考 文 献[1]周进松,王念喜,赵谦平,]014,34(2):]014,34(2):342]姜呈馥,程玉群,范柏江,—以延长探区上三叠统延长组长7段页岩为例[J]014,34(2):]014,34(2):273]辜涛,李明,魏周胜,]013,30(4):]013,30(4):754]武治强,周建良,靳勇,]012,34(增刊1):]012,34(265]崔思华,班凡生,]011,31(4):72]011,31(4):7229.[6]陈安明,张辉,]012,34(11):]012,34(11):987]杨广国,陶谦,刘伟,]012,40(10):]012,40(10):268]韩烈祥,]007,27(12):]007,27(12):869]陶谦,丁士东,刘伟,]011,39(增刊1):]011,39(1710]谭春勤,刘伟,丁士东,]011,39(3):]011,39(3):5311]闫联国,]012,40(4):]012,40(4):4712]朱和明,吴晋霞,郭朝辉,]013,42(8):]013,42(8):66修改回稿日期 2014辑 凌 忠)·7·第34卷第12期 钻 井 工 程
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