馮大鵬，崔 璟，童勝寶

（中國(guó)石化華東分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇 南京 210031）

南頁1HF井是一口預(yù)探頁巖氣水平井，其目的層位為上奧陶統(tǒng)五峰組及志留系下統(tǒng)龍馬溪組，以評(píng)價(jià)川東南構(gòu)造帶南川斷鼻龍馬溪組頁巖氣單井產(chǎn)能為鉆探目的。該井預(yù)計(jì)目地層段地層壓力系數(shù)為1.5～1.52，實(shí)際水平段鉆進(jìn)過程中鉆井液密度為1.55 g/cm3，未發(fā)生嚴(yán)重掉塊及漏失情況。南頁1HF井完鉆井深5 820m，水平段長(zhǎng)1 103m，水平段井斜79°～86°，水平段采用油基（柴油）鉆井液，保證了頁巖層的安全鉆進(jìn)。為提高南頁1HF井固井質(zhì)量采用了驅(qū)油前置液體系、彈性水泥漿體系及配套施工工藝，順利完成固井施工，滿足了后期大型壓裂的需求，取得良好的應(yīng)用效果。

1 固井技術(shù)難點(diǎn)分析

南頁1HF井為南頁1井基礎(chǔ)上側(cè)鉆的一口頁巖氣水平井，目的層主要為深灰色頁巖、黑色硅質(zhì)頁巖及黑色炭質(zhì)頁巖。該井固井技術(shù)難點(diǎn)主要包括以下5個(gè)方面：

1）南頁1HF井完鉆井深5 820m，垂深4 626.9m，溫度梯度2.42℃/100m，計(jì)算井底靜止溫度為128℃，循環(huán)溫度為120℃，須做溫度為128℃的高點(diǎn)試驗(yàn)，保證水泥漿的稠化時(shí)間滿足施工要求。

2）南頁1HF井三開裸眼段長(zhǎng)3 210m，其中水平段長(zhǎng)1 103m，且2 970～3 050m為填井側(cè)鉆井段，狗腿較大，增加了套管下入風(fēng)險(xiǎn)。

3）水平井段采用了柴油基鉆井液，密度1.55 g/cm3，黏度60 s，油基鉆井液的使用造成井壁及套管清洗困難，并影響膠結(jié)質(zhì)量。固井時(shí)需用足量的表面活性沖洗劑來恢復(fù)水潤(rùn)性，達(dá)到潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)，同時(shí)降低油基鉆井液密度及黏度，提高水泥漿頂替效率。

4）水平井段井身質(zhì)量較好，全角變化率1.5°～2.5°/30m，平均井徑擴(kuò)大率為4.6%，為滿足后期壓裂施工需要，須保證水泥環(huán)均勻等厚，同時(shí)提高頂替效率，防止替漿時(shí)發(fā)生竄槽，保證固井質(zhì)量，要求全井段套管居中度達(dá)到67%，對(duì)扶正器選型及間距設(shè)計(jì)提出較高的要求。

5）目的層段對(duì)水泥漿性能提出更高要求。頁巖氣水平井采用的分段壓裂技術(shù)會(huì)對(duì)水泥石產(chǎn)生較大的破壞作用，動(dòng)態(tài)的沖擊載荷會(huì)對(duì)水泥石產(chǎn)生較大的內(nèi)壓力及沖擊力，引起水泥石的徑向斷裂，因此，在滿足水平段水泥漿具有良好性能的前提下，還需具有抗沖擊能力及耐久性。

2 套管選型及套管下入

頁巖氣水平井需采用大型分段壓裂技術(shù)開發(fā)，對(duì)生產(chǎn)套管選型提出了更高的要求，其中關(guān)鍵的性能指標(biāo)為套管的抗內(nèi)壓強(qiáng)度。由臨井情況推斷南頁1HF井水平段的壓裂施工壓力在100 MPa左右，所選生產(chǎn)套管必須具有較高的抗內(nèi)壓強(qiáng)度，此外，水平井的大型壓裂施工也對(duì)生產(chǎn)套管串的密封性能提出更高的要求。根據(jù)上述要求優(yōu)選了鋼級(jí)TP140V、扣型TP-CQ的生產(chǎn)套管，該套管的性能如表1所示。

該型生產(chǎn)套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度為127.5 MPa，滿足壓裂施工的需要。所選用的TP-CQ扣型也滿足對(duì)套管密封性能的要求，TP-CQ扣型接頭由螺紋和錐形密封面組成，螺紋齒形是API偏梯形螺紋的改進(jìn)型，實(shí)現(xiàn)金屬面與金屬面的密封，提供良好的氣密封性能。

南頁1HF井生產(chǎn)套管下入前進(jìn)行一次通井，通井過程中采用“三扶”通井，三個(gè)扶正器的外徑均為?212 mm，通井過程中在2 970～3 050m為填井側(cè)鉆井段遇阻，進(jìn)行多次劃眼，保證了通井的順利進(jìn)行。

生產(chǎn)套管串結(jié)構(gòu)為：浮鞋+套管×1根+浮箍（1）+套管×2根+浮箍（2）+套管串+變扣短節(jié)+水泥頭，該套管串結(jié)構(gòu)在第一根套管距離公扣3m處安放了一個(gè)整體式半剛性扶正器，保證了套管下入過程中浮鞋“抬頭”，有利于套管串的順利下入。

為保證套管居中度，需優(yōu)化扶正器類型及安放位置，提高水泥漿的頂替效率。鑒于南頁1HF水平井水平段相對(duì)較長(zhǎng)，水平段采用了整體式半剛性扶正器，外徑?213 mm，該扶正器采用一體化設(shè)計(jì)，結(jié)構(gòu)強(qiáng)，承受力強(qiáng)，可上提下放，由于采用整體式結(jié)構(gòu)，在下入過程中不容易損壞，對(duì)井壁和自身均能起到有效的保護(hù)。相比于剛性旋流扶正器，該型扶正器具有居中程度更高、過流面積更大、活動(dòng)阻力更小等特點(diǎn)，在保證居中效果的同時(shí)大大降低了下入過程中遇阻的風(fēng)險(xiǎn)[1]。結(jié)合實(shí)鉆井眼軌跡，利用固井分析軟件進(jìn)行套管居中度及套管下入摩阻的模擬計(jì)算，在保證套管串順利下入的同時(shí)，盡量提高套管居中度在67%以上，為提高水泥漿頂替效率及固井質(zhì)量創(chuàng)造條件。經(jīng)軟件模擬計(jì)算優(yōu)化扶正器安放間距如表2所示。

圖1所示全井段套管居中度基本在67%以上，水平段段居中度接近90%，圖2所示套管下入摩阻及大鉤載荷情況，套管能夠順利下入。

3 驅(qū)油前置液技術(shù)

南頁1HF井目的層段在鉆井過程中采用的是油基鉆井液體系，會(huì)在固井前井壁上黏附一層油膜，導(dǎo)致水泥膠結(jié)質(zhì)量差，常規(guī)沖洗液及隔離液難以對(duì)油膜、油漿進(jìn)行有效的清洗，因此，要求采用高效的驅(qū)油隔離液和沖洗液。南頁1HF井固井施工時(shí)采用了稀釋液、SCW加重沖洗型隔離液。

表1 生產(chǎn)套管性能參數(shù)Table 1 Performance parameters of production casing

表2 扶正器選擇與安放Table 2 Centering device selection and settlement

稀釋液主要成分是柴油，柴油的使用降低了固井施工過程中的液柱密度當(dāng)量，減小了固井施工過程中漏失風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)還隔離了油基鉆井液與潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)液，保證潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)隔離液濃度及表面活性。

SCW加重沖洗型隔離液配方中加入了一定量的重晶石，其主要目的首先在于可以形成與柴油之間良好的密度分層，其次調(diào)高密度可以防止大段水基隔離液沖洗造成井壁失穩(wěn)。SCW驅(qū)油型隔離液的配方為：

水+10%SCW-D+2.5%SCW-A+0.5%SCW-H+0.5%SD52+100%重晶石

該前置液體系實(shí)現(xiàn)了對(duì)油基泥漿的有效驅(qū)替和油—水潤(rùn)濕界面的翻轉(zhuǎn)，優(yōu)化了漿柱結(jié)構(gòu)，保證了固井質(zhì)量，在現(xiàn)場(chǎng)取得了良好的應(yīng)用效果。

4 水泥漿配方及性能

南頁1HF井一次封固段長(zhǎng)，共5 810m，其中裸眼段長(zhǎng)3 210m。為保證固井質(zhì)量，保證后期壓裂，尾漿返到A靶點(diǎn)以上500m，采用彈韌性水泥漿體系，密度1.90 g/cm3，封固層位4 200～5 810m。領(lǐng)漿采用低密度水泥漿體系密度1.62 g/cm3，井口返出量保證5m3以上。

領(lǐng)漿配方為：嘉華G級(jí)水泥+90%粉煤灰+3%微硅+2%膨脹劑+14%降失水劑+1.8%高溫緩凝劑+2.5%穩(wěn)定劑+145%現(xiàn)場(chǎng)水。該水泥漿體系水泥漿主要性能表現(xiàn)為易潤(rùn)濕、易混合、高強(qiáng)度、穩(wěn)定性好等特點(diǎn)。實(shí)驗(yàn)證明，該水泥漿體系近直角稠化，侯凝48 h水泥石強(qiáng)度為14.7 MPa。表3為南頁1HF井低密度水泥漿的性能指標(biāo)。

頁巖氣水平井后期采用分段壓裂技術(shù)，而大型分段壓裂對(duì)水泥石易造成嚴(yán)重的破壞作用，主要集中在兩個(gè)方面：一是水泥石與套管存在力學(xué)性能差異，壓裂過程中套管內(nèi)壁承受高內(nèi)擠壓力及沖擊力，套管發(fā)生變形對(duì)水泥石產(chǎn)生擠壓，使水泥石產(chǎn)生周向拉應(yīng)力，由于水泥石為脆性材料，抗拉強(qiáng)度遠(yuǎn)低于抗壓強(qiáng)度，當(dāng)水泥石所受周向拉伸力大于其抗拉強(qiáng)度時(shí)，水泥石產(chǎn)生斷裂；二是壓裂的沖擊作用大于水泥石破碎吸收能時(shí)，水泥石會(huì)破碎[2]。因此,要求水泥石具有較低的彈性模量，較好的韌性和較高的抗壓強(qiáng)度。南頁1HF井在水平段采用了SFP彈性水泥漿體系，該彈性水泥漿體系的彈性模量為8 GPa（圖3），而常規(guī)水泥石彈性模量，彈性模量為14 GPa（圖4），將彈性模量降低了40%，提高了水泥石的可塑性形變能力，保證了水平段的固井質(zhì)量，為后期壓裂提供了保障。

為降低分段壓裂過程中水泥石發(fā)生多點(diǎn)開裂、水泥石破碎的現(xiàn)象，SFP水泥漿體系加入了不同長(zhǎng)度的聚丙烯纖維作為增韌材料。聚丙烯纖維的加入如同在水泥石中增加了“鋼筋”使水泥水化物緊密地粘結(jié)起來，由此傳遞應(yīng)力負(fù)荷、改善水泥石力形變能力，解決了水泥漿固化后的脆性問題[3]，提高水泥石抗內(nèi)壓強(qiáng)度、抗拉強(qiáng)度以及減少射孔時(shí)微裂紋的數(shù)量。

尾漿配方為：嘉華G級(jí)水泥+30%硅粉+5%微硅+5%彈性粒子+4.5%降失水劑+1.2%緩凝劑+40%現(xiàn)場(chǎng)水。表4為南頁1HF井SFP水泥漿的性能指標(biāo)。

表3 低密度水泥漿性能Table 3 Performance list of low density slurry

表4 SFP水泥漿性能Table 4 Performance list of SFP slurry

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

南頁1-HF井于2014年2月19日05∶30下套管至目的層位，制定的施工程序如下：

以30 L/s的排量循環(huán)6 h；固井管線試壓30 MPa；注入稀釋液4m3、隔離液41m3，排量1m3/min；注領(lǐng)漿101m3、尾漿52m3；釋放膠塞；注壓塞液 13m3；泥漿泵替漿45m3固井車替清水6m3，碰壓14 MPa升至17.5 MPa，領(lǐng)漿返出地面。

測(cè)井第一膠結(jié)面用CBL解釋，第二交界面由VDL解釋，水平段固井質(zhì)量?jī)?yōu)良率達(dá)到80%以上，滿足后期壓裂需要。由于采用了低密度水泥漿封固上部井段，導(dǎo)致上部井段固井質(zhì)量較差，出現(xiàn)了氣竄現(xiàn)象。

6 結(jié)論及建議

1）SCW驅(qū)油前置液體系能有效地滿足油基鉆井液井壁潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)、提高頂替效率、提高固井膠結(jié)質(zhì)量的要求。

2）SFP水泥漿體系充分考慮了分段壓裂條件下水泥石彈塑性和抗壓強(qiáng)度，流動(dòng)性好、直角稠化等特點(diǎn)保證了水平段的固井質(zhì)量。

3）上部低密度水泥漿體系固井質(zhì)量較差，防氣竄性能較差。

4）由于南頁1HF井三開鉆進(jìn)過程中未出現(xiàn)漏失情況，可增大整體漿柱的密度當(dāng)量，建議優(yōu)化水泥漿漿柱結(jié)構(gòu)，采用常規(guī)密度防氣竄水泥漿體系封固氣竄點(diǎn)，防止氣竄的再次發(fā)生。

[1]閆聯(lián)國(guó)，周玉倉.彭頁HF-1井頁巖氣井水平段固井技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù)，2012，40（4）：48-49.

[2]譚春勤，劉偉.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）：53-54.

[3]張穎，陳大鈞.塑性低密度水泥漿體系的室內(nèi)研究[J].鉆井液與完井液，2011，28（2）：63-64.