延川南煤层气井固井漏失分析及防漏技术探讨

李全双，彭金龙，闫联国，李晓黎

（中国石化华东石油工程有限公司固井分公司，江苏扬州225000）

延川南煤层气井固井漏失分析及防漏技术探讨

李全双，彭金龙，闫联国，李晓黎

（中国石化华东石油工程有限公司固井分公司，江苏扬州225000）

煤层气作为我国一种新型的非常规能源，备受国内石油行业的重视，但我国煤层气具有“高储低渗”的特点，在煤层气完井方式上随地区不同而不同。山西延川南区块煤层气井以丛式定向井为主，完井方式采用套管完井，故此区块的煤层气开发需要环空注水泥封固后，采用分段压裂方式进行增产改造。介绍了延川南煤层气井固井过程中发生漏失的情况及其原因分析，提出针对该区块煤储层条件固井防漏技术措施，研究一套能够降低固井漏失风险的固井工艺。

煤层气井；固井漏失；固井工艺；顶替效率；水泥浆体系

1 延川南区块煤层气井特征及漏失情况

延川南区块煤层气所在构造属于鄂尔多斯盆地东南缘万宝山构造带，隶属于渭北隆起和晋西扰褶带交汇区。此区块的煤储层特性同其他区块煤储层一样，具有“高储低渗”、低压、煤层呈割理发育[1]，易受压缩，非均质性强，机械强度低，力学稳定性差，杨氏模量小（2.1～6.8）×103MPa[2]，泊松比通常在0.2～0.3，在外力作用下极易破碎等特点。

本区块煤层气井井深在600～1 600 m，主要地层自上而下依次为新生界第四系，中生界三叠系（二马营组、和尚沟组、刘家沟组），古生界二叠系（石千峰组、上石盒子组、下石盒子组、山西组），石炭系（太原组、本溪组）和奥陶系（马家沟组）。采用平台丛式井井网方式进行定向井开发，钻探目的是整体开发延川南煤层气田，探索致密砂岩气。煤层气井钻井完钻原则是钻穿山西组2号煤层以下40 m，采用套管完井方式，后期采用套管射孔分段水力压裂方式来增产开发。二叠系下统山西组和石炭系上统太原组为本区块主要含煤地层，山西组发育2号煤层是目前本区块的主力开发层。

1.1 固井封固要求

延川南煤层气井采用二开制井身结构及套管完井方式，其井身结构及封固要求见表1。一开以钻穿基岩层20 m完钻，二开则钻穿2号煤层以下40 m完钻，为保证后期开发，需要进行固井作业对套管与井壁间的环空进行注水泥封固，并保证封固质量，以满足分段压裂要求。

二开生产套管固井主要要求封固致密砂岩气顶层以上150 m至井底位置。

1.2 固井漏失情况

通过2013年至2014年500多口井的固井统计，并结合封固段长，固井过程发生井下漏失情况统计。

表1 井身结构及封固要求Table 1Bore frame and cementing requirements

表2 延川南区块煤层气井固井漏失情况统计Table 2Leakage statistics in the process of cementing of coalbed methane wells in south Yanchuan

从表2所统计的数据可以看出，随着延川南煤层气井不断开发，工区内井网加密，2014年固井过程发生漏失情况越来越严重，导致水泥低返现象也相应增加，影响了固井质量，固井漏失率从去年的6.5%上升到今年上半年的19.5%，今年上半年水泥低返井口数相比去年全年增加了1倍，固井漏失对固井质量的影响极大。

2 固井发生漏失的原因分析

通过延川南工区2013年至2014年上半年固井过程发生井下漏失情况的统计分析得出：发生的漏失井越多，导致水泥浆低返现象就越多，固井质量无法保证，尤其是上部致密砂岩气层封固质量不佳，加大腐蚀性气体对套管的侵蚀，影响后期煤层气的排采。下面针对固井过程发生漏失的原因进行初步分析。

固井过程发生井漏的原因有多种类型，延川南工区煤层气井固井漏失以渗透性和裂缝性漏失为主，主要表现在固井施工过程中水泥浆进入环空后，开始进行替浆或替浆过程期间发生井口返浆量变小或失返。延川南工区固井漏失的原因分析主要从以下几点展开。

2.1 地质条件特殊性

延川南区块煤层气井目的层及上部地层属于低压地层，尤其是三叠系下统刘家沟组、二叠系上统石千峰组和上石盒子组，是漏失发生最频繁最严重的层位，其地层主要岩性组成包括砂质泥岩、砂砾岩、泥岩细砂岩及粉砂岩互层等，既属于破裂压力低的地层，同时还是微裂缝比较发育的地层。

部分井在钻井过程中打开地层裂缝系统，发生钻井液漏失，钻井队的堵漏材料进行堵漏，只能在一定程度上满足继续钻进的要求，而不能满足密度远大于钻井液密度的水泥浆在环空流动时动液柱压力条件下的承压要求[3]。

2号煤层属于高阶煤层，具低渗、低孔、低压、非均质性强、脆性强及煤层破裂压力差异性大等特点，在固井施工过程中也同样因环空静液柱压力较大而发生渗漏甚至是直接漏失[4]。

2.2 钻井液性能不满足要求

延川南煤层气井钻井所用的钻井液对井壁稳定性和井下漏失产生很大影响。主要表现在几个方面：①部分井队直接用近乎清水的钻井液钻进，对井壁侵泡得非常严重，清水进入上部疏松地层或微裂缝发育地层导致局部地层水化，引起井壁坍塌甚至是将微裂缝转变成裂缝，从而引起地层漏失；②为控制成本，钻井液所用外掺材料不合格，钻井液性能不满足钻进需要，无法形成有效的泥饼来保护井壁稳定，同时也满足不了充分携砂清洗井筒的要求，导致井筒不畅通，循环摩阻加大；③钻井液性能不满足要求，无法充分携岩及清洗井筒，故部分井队则盲目提高循环排量，增大循环摩阻，导致钻井液液柱动压力大于地层裂缝垂向应力，从而打开裂缝系统，导致漏失。

2.3 水泥浆密度高

目前国内煤层气井固井水泥浆体系已经脱离出常规井固井所用的体系，各地区已经初步形成合适的水泥浆体系，但为保证固井质量，水泥浆体系的优选还有待进一步深入研究，优选更适合煤层气井低压特征的低密度水泥浆体系。

延川南工区煤层气井固井所用水泥浆体系采用双密度—双凝体系，其中领浆低密度采用1.65 g/cm3，尾浆采用1.85 g/cm3，总体来说，水泥浆密度远大于钻井液密度，对地层产生的静液柱压力大大增加，很容易引起地层渗漏甚至是漏失[5]。

以W118-1平台延6-38-38井为例：

完钻井深：1 586 m，煤层位置：1 542.4～1 547 m，油气层顶：1 201.4m，设计水泥浆返高：1 050 m，钻头×套管直径：215.9 mm×139.7 mm，井径扩大率：4.1%。根据固井设计要求，尾浆封固1 386～1 586 m（段长200 m），领浆封固1 050～1 386 m（段长336 m），泥浆密度1.08 g/cm3。

复杂情况：本井在钻进至S点（1 372 m）时发生井下漏失，在固井过程中，开始替浆时井口失返，井下发生漏失，最终碰压前压力为2.5 MPa，根据对S点位置进行理论压力计算。

固井前静液柱压力：Ps1=ρmgHs=1.08×9.81×10-3× 1 372=14.54 MPa。

固井后静液柱压力：Ps2=ρmgHs1+ρsgHs2=（1.08× 1 000+1.65×372）×9.81×10-3=16.62 MPa。

其中，Ps1为环空流动液体全部为钻井液时S点的静液柱压力，MPa；Ps2为固井后，环空流动液体由钻井液和水泥浆两部分组成时S点的静液柱压力，MPa；ρm，ρs分别为钻井液密度和水泥浆密度，g/cm3；Hs为S点环空钻井液液柱长度，m；Hs1，Hs2分别为环空内钻井液和水泥浆液柱长度，m；g为重力加速度。

可见，在不考虑环空摩阻的前提下，Ps2＞Ps1，S点位置固井时容易发生漏失，经固井后碰压前压力（2.5 MPa）反推以及CBL声幅测井结果显示，水泥浆低返，地层发生漏失。

由此可见，钻井过程中发生漏失的井，若堵漏措施不到位，由于水泥浆密度远大于钻井液密度，在固井作业时发生漏失的机率很高，造成水泥浆低返，影响固井质量。

2.4 固井工艺过程的控制不当

通过上述分析，延川南煤层气井地层对压力敏感性很强，在固井过程中由于水泥浆流变性能不合理或注替过程中压力波动较大，可能会增加环空摩阻和形成瞬时激动压力，造成压力薄弱地层的破裂或微裂缝的打开，从而引起地层漏失。

3 延川南煤层气固井防漏技术探讨

针对延川南工区煤层气井固井发生漏失影响固井质量的复杂情况，通过分析漏失发生的原因，进行技术探讨。

3.1 固井前做好漏层堵漏

钻井过程中发生漏失时，要求钻井队能够准确查找漏点，优选堵漏材料和钻井液性能，及时进行堵漏措施，在固井前循环钻井液过程中能够形成稳定的井壁，并充分大排量清洗井筒，提高井筒动态承压能力，确保为固井作业提供稳定的井眼条件[6]。

3.2 优选水泥浆体系

水泥浆体系的应用在固井防漏技术中起着至关重要的作用，既要保证固井过程尽可能的降低固井漏失风险，同时还要保证固井质量，所以延川南煤层气井固井防漏技术，通过以下几个方面对水泥浆进行优化。

3.2.1 水泥浆流变性能优化

领浆低密度采用低温早强水泥浆体系，由于煤层埋深较浅，井底温度及环空水泥封固段顶部温度均较低（静止温度30℃～40℃），对水泥浆外加剂的选用和用量都有较高的要求，外加剂用量多，尤其是降失水剂和早强剂的使用，影响了水泥浆的流变性能和流动性[7]，导致水泥浆在环空内流动时阻力增大，引起环空动液柱压力变大，从而引起地层漏失。

通过室内试验调整，加入分散剂，降低水泥浆的流变参数，提高流动度，从而减小水泥浆在环空流动阻力。

根据表3所示，领浆采用紊流顶替模式，即替浆初期采用大排量顶替，可达到紊流顶替，尾浆采用塞流顶替模式，既可以降低替浆后期的环空磨阻，降低漏失风险，也可以提高顶替效率。

表3 调整流变参数后的临界顶替排量对比Table 3Interface displacement comparison before and after rheological parameters adjustment

3.2.2 水泥浆体系调整

根据完井要求，调整水泥浆在环空内的分布，其中减少尾浆设计量，设计尾浆封固煤层以上50～100 m；领浆则封固上部设计封固段，同时增加前置液的量。通过上述水泥浆领尾浆设计量的调整，降低环空静液柱压差，从而降低固井漏失风险。

在满足固井正常施工的前提下，适当缩短水泥浆稠化时间[8]，减少水泥浆在环空内的水化时间，降低水泥浆失水对地层的侵害和失重对水泥石胶结质量的影响[9]。

3.3 优化前置液体系

前置液密度低于钻井液密度，故增加前置液设计量可以适当降低环空静液柱压力，同时控制前置液失水量和提高流动性，降低环空摩阻。

3.4 优化固井工艺

1）对于井下情况正常的井：通过数据模拟，选用合理的顶替排量，采用紊流顶替模式，提高顶替效率。

2）对于钻井过程中出现复杂情况的井：针对钻井过程中出现的漏点进行模拟计算，优化漏失井的固井设计，调整水泥浆体系和顶替排量，适当降低顶替排量，可采用塞流顶替模式进行。

3）固井注替作业过程中，操作要平稳，更换操作档位时，要缓慢降低排量，确保施工压力变化幅度在一定程度内，防止固井设备紧急停泵、开泵等情况下形成激动压力压漏地层。

4 结论

结合延川南工区固井发生漏失情况的原因分析和现场应用，初步形成了该工区降低固井漏失风险的固井工艺措施。

1）钻井过程中对漏失层要准确把握，做好堵漏工作，为固井设计的优化调整提供参数。

2）通过调整水泥浆体系以及前置液的设计用量和流变参数，来降低环空静液柱压力和流动摩阻，从而降低环空流体动压力，降低漏失风险，目前在工区内已经进行相关应用，并取得一定效果。

3）优化固井工艺，针对不同情况的井，采用合理的顶替排量，平稳操作固井注替过程，防止产生激动压力。

4）可通过室内实验研究，优选出更适合延川南工区煤层气井密度更低、性能更好的水泥浆体系，从根本上降低环空静液柱压力，降低漏失风险。

[1]齐凤中，刘爱平.煤层气井固井技术研究与实践[J].天然气工业，2001，21（1）:75-78.

[2]李景明，巢海燕，李小军，等.中国煤层气资源特点及开发对策[J].天然气工业，2009，29（4）:9-13.

[3]石林，蒋宏伟，郭庆丰.易漏地层的漏失压力分析[J].石油钻采工艺，2010，32（3）：40-44.

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[5]陈道元，罗廷才，姚平军，等.快凝早强油井水泥在煤层气固井中的应用[J].石油钻采工艺，2004，26（4）：27-29.

[6]姚晓，邓敏，唐明述.油井水泥浆流变模型研究进展[J].南京化工大学学报（自然科学版），1999，21（4）：73-78.

[7]宋岩，张新民，柳少波，等.中国煤层气地质与开发基础理论[M].北京：科学出版社，2012.

[8]Robert Pollard,Jeff Hibbeler.New cement additive improves slurry properties and save cost[J].SPE 28773.

[9]Han Dehua,Nur A,Morgan Dale.Effects of porosity and clay content on wave velocities in sandstones[J].Geophysics,1986, 51（11）:2093-2107.

（编辑：尹淑容）

Cementing leakage analysis and leak protection technology discussion of coalbed methane wells in South Yanchuan block

Li Quanshuang,Peng Jinlong,Yan Lianguo and Li Xiaoli
(The Cementing branch,East China Petroleum Engineering Co.,Ltd.,Yangzhou,Jiangsu 225000,China)

As a new unconventional energy,coalbed methane(CBM)receives much attention of domestic petroleum industry.Chang⁃ing with different regions,high storage and low permeability are the present characteristics of CBM in south Yanchuan block.CBM wells are dominated by cluster directional drilling holes,so that casing completion method was adopt.After annulus cementing, staged fracturing are adopted to increase production.This paper introduced leakage situation and its cause analysis in the process of cementing process,proposed cementing and leak protection measures and corresponding technology to reduce the risks.

coalbed methane(CBM)well,leakage in the process of cementing,cementing technology,displacement efficiency,ce⁃ment slurry system

TE256

A

2014-08-11。

李全双（1988—），男，助理工程师，固井技术研究。