沈煒

(中國石化華東石油工程有限公司固井分公司，江蘇 揚(yáng)州 225101）

彭水頁巖氣勘探區(qū)塊為中國石化的頁巖氣示范區(qū)，位于重慶市彭水苗族土家族自治縣內(nèi)，區(qū)內(nèi)地層層系發(fā)育較全，基底為前震旦系板溪群淺變質(zhì)巖，上覆蓋層除局部缺失泥盆系，全區(qū)缺失石炭系、白堊系、第三系外，從震旦系至侏羅系其它沉積地層總厚度近萬米。區(qū)內(nèi)下寒武統(tǒng)水井沱組和上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組發(fā)育厚層黑色頁巖，富含筆石等生物，有機(jī)質(zhì)豐度高，頁巖氣富集條件好，是頁巖氣勘探的主要目的層。

目前在該地區(qū)部署水平井4口，由于目的層為奧陶系五峰組—志留系龍馬溪組頁巖，為保證井眼及井壁的穩(wěn)定性，順利實(shí)施水平井鉆進(jìn)，直井段及造斜段采用水基泥漿鉆進(jìn)，從入窗點(diǎn)開始采用油基泥漿鉆進(jìn)。因此，為了保證固井質(zhì)量，實(shí)現(xiàn)有效的界面潤濕反轉(zhuǎn)，均采用了有效的驅(qū)油沖洗液及配套的沖洗工藝技術(shù)。同時(shí)為滿足該區(qū)塊水平井分段壓裂增產(chǎn)措施的要求，固井采用了彈塑性水泥漿，保證了壓裂過程井筒良好的密封完整性。

1 彭水區(qū)塊頁巖氣固井技術(shù)特點(diǎn)分析

彭水區(qū)塊目的層段泥巖中頁理和微裂縫發(fā)育，其自身發(fā)育的微裂縫有利于儲(chǔ)存更多的游離氣。同時(shí)，彭頁1井下志留統(tǒng)龍馬溪組—上奧陶統(tǒng)五峰組泥頁巖黏土礦物含量28.5%，石英含量44.5%，方解石含量5.18%。巖石學(xué)特征表明：黏土、脆性礦物含量適中，有利于壓裂改造形成網(wǎng)狀裂縫。然而，頁巖氣因其儲(chǔ)層滲透率超低、氣體賦存狀態(tài)多樣等特點(diǎn)，采用常規(guī)壓裂形成單一裂縫的增產(chǎn)改造技術(shù)已不能適應(yīng)頁巖氣藏的改造。多級(jí)壓裂的特點(diǎn)是在同一口井中對不同的產(chǎn)層進(jìn)行單獨(dú)壓裂。多級(jí)壓裂增產(chǎn)效率高、技術(shù)成熟，適用于產(chǎn)層較多、水平井段較長的井。頁巖儲(chǔ)層不同層位含氣性差異大，多級(jí)壓裂能夠充分利用儲(chǔ)層的含氣性特點(diǎn)使壓裂層位最優(yōu)化。

華東分公司首口頁巖氣水平井彭頁HF-1井采用套管完井，選用分段壓裂工藝，共分12段。第1段采用油管射孔后壓裂，第2段至第12段采用電纜射孔與橋塞壓裂聯(lián)作技術(shù)，逐層進(jìn)行封堵、射孔、壓裂作業(yè)，共用壓裂液近16 200m3，加砂1 330t左右，壓裂施工圓滿完成，創(chuàng)中國石化頁巖氣水平井壓裂規(guī)模最大、施工分段層數(shù)最多、加砂量最大、施工用時(shí)最短紀(jì)錄，為華東分公司頁巖氣水平井儲(chǔ)層評(píng)價(jià)、壓裂工藝、壓裂設(shè)備和大型壓裂施工現(xiàn)場組織管理以及相關(guān)配套措施積累了寶貴經(jīng)驗(yàn)，對下一步頁巖氣開發(fā)具有重要指導(dǎo)意義。

頁巖氣的大規(guī)模開發(fā)伴隨著分段壓裂技術(shù)的進(jìn)步，分段壓裂技術(shù)使原本低產(chǎn)能井具有工業(yè)氣流的能力，尤其是水平井分段壓裂技術(shù)的不斷成熟，使頁巖氣井產(chǎn)生了更高的經(jīng)濟(jì)效益。然而，水平井分段壓裂技術(shù)的引入，對水泥石力學(xué)性能提出了更高的要求，對固井技術(shù)提出了新的要求和挑戰(zhàn)。

彭水區(qū)塊目的層為海相地層，由于裂縫發(fā)育，鉆進(jìn)過程存在嚴(yán)重漏失。因此，該區(qū)塊固井特點(diǎn)主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：

1）確保壓裂前的密封完整性，保證壓裂或小型壓裂過程不漏不竄。固井施工過程中必須保證高效的頂替效率，候凝過程不產(chǎn)生氣竄，水化收縮不產(chǎn)生微間隙和裂紋，同時(shí)一、二界面膠結(jié)良好才能有效的保證環(huán)空的密封完整性，滿足壓裂成功實(shí)施的基本條件。

2）保證壓裂過程中的密封完整性，避免壓裂過程中水泥環(huán)密封失效，影響壓裂效果。由于實(shí)施套管固井分段壓裂或射孔壓裂聯(lián)作，水泥環(huán)自身將承受較大的徑向壓應(yīng)力和周向拉應(yīng)力，容易導(dǎo)致水泥環(huán)產(chǎn)生裂紋或破壞，導(dǎo)致環(huán)空密封失效。

3）滿足環(huán)空長期密封完整性，保證各層位間不發(fā)生流竄現(xiàn)象，實(shí)現(xiàn)有效封隔，保證開發(fā)效果。

4）彭水區(qū)塊頁巖氣水平井水平段長度為1 000～1 200m，如何優(yōu)選扶正器，提高水平段套管居中度，是保證固井質(zhì)量的關(guān)鍵。

5）控制地層漏失，保證水泥返高，保證有效的固井質(zhì)量。針對分段壓裂需求，結(jié)合彭水區(qū)塊頁巖氣固井技術(shù)特點(diǎn)，為了充分保證分段壓裂技術(shù)的有效開展，對彭水區(qū)塊當(dāng)前頁巖氣固井技術(shù)開展分析和研究，滿足非常規(guī)油氣開發(fā)對固井質(zhì)量的需求。

2 彭水區(qū)塊頁巖氣井水泥漿體系選擇

圖1 壓裂過程地層—水泥環(huán)—套管受力曲線Fig.1 stratum-cement sheath-casing loaded curves during fracturing

圖2 不同彈性模量水泥環(huán)受力曲線Fig.2 Cement sheath loaded curves under different elasticity modulus

水泥漿形成C-H-S膠凝體后，壓裂過程中在較高施工壓力條件下，水泥環(huán)將承受徑向壓應(yīng)力和周向拉應(yīng)力，容易導(dǎo)致水泥環(huán)密封失效。通過數(shù)學(xué)建模（圖1），開展數(shù)值模擬分析水泥環(huán)在施工壓裂過程中受力大?。▓D2）可知：在施工壓裂過程中隨著施工壓力的增加，水泥環(huán)自身受到壓應(yīng)力明顯增加。通過研究發(fā)現(xiàn)當(dāng)有效降低水泥石彈性模量時(shí)，能夠降低在壓裂過程中水泥石內(nèi)應(yīng)力，增強(qiáng)水泥石自身保護(hù)。因此，研究和開發(fā)能夠增加水泥石抗拉強(qiáng)度并能有效降低水泥石彈性模量的水泥漿體系，對頁巖氣固井具有重要的意義。

通過添加彈性材料和增韌材料，改變水泥石的硬脆性以增加水泥石彈性，降低同等壓力條件下水泥環(huán)內(nèi)應(yīng)力，使內(nèi)部拉應(yīng)力和壓應(yīng)力達(dá)不到水泥石的破壞條件，起到增韌阻裂的效果，優(yōu)選SFP-1和SFP-2兩種彈性材料[1,2]，借以改變水泥石硬脆特性，具體性能見表1。由表1可知，開發(fā)的水泥石與常規(guī)水泥石相比（3#）彈性模量降低50%，抗拉強(qiáng)度提高50%，明顯改善水泥石硬特性，達(dá)到增韌止裂效果，且過渡時(shí)間短、零析水，滿足水平井氣層固井技術(shù)要求。

3 前置液體系的選擇

目前該地區(qū)4口井均采用柴油基泥漿鉆進(jìn)，固井施工前置液采用了驅(qū)油型前置液和漿柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。其中彭頁HF-1采用高效驅(qū)油隔離液Tuned spacerⅢ,潤濕恢復(fù)能力＞25%，前置液注入順序?yàn)椋簺_洗液+隔離液+先導(dǎo)漿。彭頁2-HF、彭頁3-HF、彭頁4-HF采用了SCW高效驅(qū)油沖洗液和隔離液，潤濕恢復(fù)能力＞35%，并采用了4級(jí)沖洗液結(jié)構(gòu)，見表2，前置液注入順序?yàn)椋夯?清洗隔離液+驅(qū)油沖洗液+先導(dǎo)漿，保證有效的驅(qū)替效果，實(shí)現(xiàn)有效的潤濕反轉(zhuǎn)，保證了固井質(zhì)量。

4 扶正器的選擇與安放位置優(yōu)化

通常扶正器包括鋼性扶正器、彈性扶正器和樹脂扶正器，在水平井段為了提高固井質(zhì)量通常采用旋流型的鋼性扶正器或樹脂扶正器，部分井為了降低套管下入難度采用滾輪鋼性扶正器。鋼性扶正器由于受現(xiàn)場井況限制，增加了套管下入風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)外徑較小，在水平段使用居中度不夠理想。通過大量地面試驗(yàn)和現(xiàn)場應(yīng)用，針對215.9 mm井眼下入139.7 mm套管扶正器開展了優(yōu)選，選擇恢復(fù)力大于4 000 N,且結(jié)構(gòu)合理的雙弓彈性扶正器能較好地滿足施工要求。通過對比不同扶正器安放方案（表3），針對215.9 mm井眼采用一根套管安裝一只扶正器方案，能夠滿足水平井固井居中度要求。全井居中度設(shè)計(jì)見圖3所示，套管中部居中度達(dá)到67%以上，套管底端部居中度超過80%，滿足了套管居中要求，下入過程未明顯增加摩阻。

表1 彈塑性水泥漿體系性能（試驗(yàn)條件85℃）Table 1 Elastoplastic cement slurry system performance(test condition:85℃)

表2 彭水區(qū)塊前置液的選擇與使用Table 2 Selection and use of pad fluid in Pengshui block

圖3 PY3-HF井套管居中度設(shè)計(jì)Fig.3 Casing centering degree design of well PY3-HF

5 現(xiàn)場應(yīng)用

彭水地區(qū)4口已完鉆井139.7 mm套管固井質(zhì)量情況如表4所示，水平段固井質(zhì)量均達(dá)到預(yù)期效果，固井質(zhì)量達(dá)到良好及以上，壓裂過程中未出現(xiàn)層間竄現(xiàn)象，為壓裂施工提供良好的封固條件。由于4口已完鉆井在鉆進(jìn)過程中均發(fā)生了不同程度的漏失，影響了固井施工，主要表現(xiàn)在：1）采用超低密度領(lǐng)漿，導(dǎo)致直井段固井質(zhì)量相對較差（表5）；2）施工過程中，為了防漏，施工排量均較低，對沖洗效果有一定的影響；3）固井施工過程中有3口井發(fā)生漏失，導(dǎo)致水泥漿返高不夠；4）彭頁2-HF、彭頁3-HF、彭頁4-HF采用的水泥漿體系、前置液及固井方案更優(yōu)于彭頁HF-1井。

目前彭頁HF-1井和彭頁3-HF已經(jīng)完成分段壓裂，實(shí)現(xiàn)了23段分段壓裂，經(jīng)受了65 MPa及以上壓裂施工的考驗(yàn)，施工過程中無層間竄漏現(xiàn)象。目前彭頁HF-1井單井日產(chǎn)量2×104m3以上，取得了初步的勘探效果。

表3 扶正器安放方案模擬分析Table 3 Simulation analysis of elastic centralizer installation schemes

表4 彭頁水平井水平段固井質(zhì)量統(tǒng)計(jì)Table 4 Horizontal section cementing quality statistics of Pengye horizontal wells

表5 彭頁水平井直井段固井質(zhì)量統(tǒng)計(jì)Table 5 Vertical section cementing quality statistics of Pengye horizontal wells

6 結(jié)論與建議

1）形成了適合該區(qū)塊水平井固井的4級(jí)前置液體系及沖洗工藝技術(shù)，能夠有效滿足當(dāng)前油基泥漿固井改善潤濕界面，提高頂替效率，提高固井質(zhì)量的要求。

2）形成的水泥漿體系滿足彭水地區(qū)固井施工要求，有效的封固效果和彈塑性力學(xué)性能，滿足分段壓裂要求，保證了壓裂施工過程中不發(fā)生竄漏。

3）提高固井質(zhì)量配套工藝技術(shù)措施能夠有效的滿足當(dāng)前固井技術(shù)要求，保證固井質(zhì)量，包括：優(yōu)選大復(fù)位力雙弓彈性扶正器、水平段采用一根套管安放一只扶正器的加密方案及井眼準(zhǔn)備、通井技術(shù)措施、套管下入技術(shù)措施等。

4）建議繼續(xù)深入地開展超低密度水泥漿體系研究，在保證井眼穩(wěn)定和施工安全的基礎(chǔ)上，有效的降低施工過程中漏失風(fēng)險(xiǎn)，提高固井質(zhì)量。

[1]譚春勤，劉偉，丁士東，等.SFP彈韌性水泥漿體系在頁巖氣井中的應(yīng)用[J].石油鉆探技術(shù)，2011，39（3）：53-56.

[2]閆聯(lián)國，周玉倉.彭頁HF-1頁巖氣井水平段固井技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù)，2012，40（4）：54-51.