长宁页岩气长水平段目的层固井技术难点及对策

滕兆健，张明辉，韩广海，王春才，雒 闯，宋海生，董政真，刘 勇

（1.中国石油海洋工程公司钻井工程研究院，天津 300450；2.塔里木油气田产能建设事业部,新疆 库尔勒 841000）

为保障国家能源安全，2018年集团公司加快了川渝页岩气开发，尤其是长宁作为中国页岩气主产区之一，成为页岩气开采战役的主战场。页岩气藏是典型的低丰度、低品位非常规天然气藏，页岩气主要分布于致密、低孔、低渗的泥页岩地层中，因此为实现商业开发，需采用“分段压裂+水平井”开发方式[1]。

长宁区块页岩气储层具有脆性强、构造裂缝及微裂缝发育等特点，页岩中富含的粘土成分，页岩水敏性、膨胀性强、容易坍塌，因此为保证井壁稳定和保护储层，采用油基钻井液进行钻进。此外长宁区块多为山地，多采用丛式水平井设计，每个平台4～8口井，井与井间距小，井眼密集。

1 固井难点及分析

页岩气藏储层特征决定了页岩气的开发方式，其开发方式带来了与其他常规固井不同的难题。

（1）页岩地层的井壁稳定性问题和储层保护问题突出，同时该区块储层存在异常高压，在页岩气储层段钻进过程中采用高密度油基钻井液。与常规水基钻井液相比，油基钻井液粘度高、附着力强，普通前置液难以清洗和驱替，严重影响一、二界面胶结，对后期储层改造极为不利。此外油基钻井液对与水泥浆之间的相容性差，与水泥浆接触后会导致其严重增稠，施工泵压高，危及固井施工安全。

（2）井眼轨迹设计采用“直—增—稳—降—稳—增—水平段”模式中靶，井眼轨迹扭曲，全角变化率大，加之钻遇地层构造多变、邻井防碰绕障作业，实际井眼轨迹比设计轨迹更为复杂；此外产层水平段长，基本在1500m以上，套管在斜井段和水平段与井壁发生长段面积的多接触，下套管摩阻较大，套管很难顺利下至预定位置。

（3）良好的固井胶结质量和水泥石性能是页岩气井长期生产寿命和水力压裂有效性的重要保证[2]。因此页岩气水平井固井不仅对水泥浆的基础性能要求较高，同时要求水泥石具有较高的强度和韧性，以保证在分段压裂增产措施下水泥环不发生破碎，在后期开采过程中具有良好的封隔完整性。

2 固井技术研究

针对以上固井难点，本研究以提高顶替效率和保证井筒完整性为核心，开展固井前置液、水泥浆体系及固井工艺设计。

2.1 高效冲洗型前置液体系

为有效驱替油基钻井液，提高固井界面胶结质量，页岩气固井前置液体系须具备以下特点：①具有良好的润湿反转能力，将地层与套管璧上的油基钻井液由亲油特性转变为亲水特性；②具有较强的剥离作用，有效清除油基钻井液，提高固井质量；③具有一定的抗污染能力，防止水泥浆与钻井液接触后浆体变稠，给固井施工带来安全风险；④为防止页岩层膨胀，须尽可能不采用冲洗液，防止页岩层膨胀，造成井壁失稳。

根据以上原则，通过表面活性剂复配技术，优化组合阴离子表面活性剂和非离子型表面活性剂设计驱油冲洗剂，利用润湿、渗透、乳化、增溶等作用，有效提高固井界面的亲水性，同时将冲洗剂直接加入隔离液中，利用隔离液的冲刷、携带作用，清除井壁和套管壁油基钻井液。

（1）冲洗型隔离液性能设计。油基钻井液是一种以油为外相，水为内相，并添加适量的乳化剂、润湿剂、亲油胶体和加重剂等所形成的稳定乳状液体系，通过调节油水比以及其他处理剂来满足不同地层的性能要求。同一配方组成隔离液对于不同油水比的油基钻井液，其润湿反转效果不同（如表1所示）。

表1 不同钻井液电导率试验评价

油基钻井液油水比越高，亲水反转越困难，因此需根据现场油基钻井液性能，有针对性地设计具有不同含量冲洗剂隔离液体系。

（2）冲洗型隔离液用量设计。以往在设计隔离液用量时，冲洗液及隔离液体积量一般占裸眼环空高度300～500m或满足接触时间7～10min的要求。本文通过润湿反转试验，将钻井液与隔离液按照体积比为1∶1混合后，测定不同时间段内混合液体的电导率，根据试验结果，冲洗时间在15min左右，电导率达到最大，表明隔离液将油基钻井液最大程度的润湿反转为亲水特性，因此在指导隔离液用量设计时，钻井液与隔离液接触时间需在15min以上，可有效将钻井液润湿反转，有利于提高顶替效率。不同冲洗时间内钻井液与隔离液混合后电导率试验结果见表2。

表2 不同冲洗时间内钻井液与隔离液混合后电导率试验结果

（3）冲洗型隔离液冲洗效率评价。选用ZNN-D6型六速旋转粘度计进行隔离液对油基钻井液的冲洗效率模拟实验，其具体评价程序为：①将油基钻井液倒入六速旋转粘度计杯中，称取粘度计杯子及钻井液重量W0；②将旋转粘度计外筒浸入油基钻井液中，在200r/min下搅拌5min，静滴3min，称取杯子及钻井液重量W1；③将配好的隔离液倒入旋转粘度计杯中，称取杯子及隔离液重量W2；④将沾满油基钻井液的旋转粘度计外筒在隔离液中冲洗15min，静滴3min，称取杯子及隔离液重量W3。

冲洗率η＝(冲掉钻井液质量/附着钻井液质量)×100%＝[(W3-W2)/(W0-W1)]×100%

试验结果表明（如表3所示），高效冲洗隔离液对油基钻井液的冲洗效率基本在95%以上，对油基钻井液的冲洗效果较好。

表3 隔离液对不同钻井液的冲洗效率

2.2 BCE-310S高强弹性水泥体系

为提高水泥石弹性，同时为保证水泥石强度，采用多种烯类单体，通过自由基共聚合制得了可明显降低水泥石杨氏模量的弹性体。该弹性体材料具有以下四个特点：①杨氏模量低、泊松比高；②具有良好的耐温性；③颗粒外观规则，多数呈圆球状（如图1所示），有利于实现紧密堆积；④颗粒表面具有适量极性基团，与水泥有一定的吸附性，不易造成相分离。

图1 弹性体扫描电镜

在此基础上，通过粒径测试和紧密堆积计算，配以一定的粒径范围的超细活性材料和其他固井外加剂，提高水泥石致密性，保证水泥石强度，形成了BCE-310S高强弹性水泥浆体系，水泥石力学性能如表4所示。

表4 BCE-310S高强弹性水泥石力学性能

长宁区块页岩气施工井口压裂一般在80～100MPa左右，套管内压最高为60MPa左右，通过水泥环完整性分析（如图2、图3所示），BCE-310S水泥石在其体积压裂过程中不会发生剪切破坏。

图2 不同套管内压下对水泥石抗压强度要求

图3 不同套管内压下对水泥石抗拉强度要求

2.3 固井工艺技术措施

（1）保证套管居中度。为保证套管居中度，同时提高顶替效率，在垂直段及造斜段采用螺旋刚性扶正器，在水平段采用滚珠刚性扶正器。螺旋刚性扶正器与常规的弹性扶正器相比，在注水泥时，螺旋刚性扶正器不仅在下套管中能减轻遇阻冲力，而且能改变水泥浆流速剖面，产生旋流，提高顶替效率。滚珠刚性扶正器摩阻系数较小，则有利于套管下入。为改善套管贴边问题，减少套管与井壁摩擦，在大斜度及水平井井段加密滚珠扶正器安放，并通过固井软件模拟，保证套管居中度达75%以上，提高固井质量。

（2）预应力固井技术。固井过程中采用清水顶替，环空中为高密度水泥浆，同时在保证套管安全的条件下，候凝期间环空憋压，管内敞压候凝，套管内外形成较大的负压差，对套管产生一个向内的挤压应力，套管在弹性变形范围内向内挤压，就形成了预应力（如图4所示）。预应力一方面可以迫使套管恢复形变来弥补水泥环收缩时留下的微裂缝，同时在压裂结束后也可以抵消一部分套管收缩，从而保持与水泥环的紧密结合。

图4 预应力固井示意图

3 现场应用及效果

宁209X-A井为长宁区块一口页岩气水平井，该井完钻井深5130m，水平段长1800m，∅139.7mm套管下深5127m，完钻油基钻井液密度2.05g/cm3。采用上述固井配套技术措施，设计注入2.07g/cm3高效冲洗隔离液23m3，2.13g/cm3高密度领浆48.5m3，1.90g/cm3常规密度弹性水泥浆尾浆48m3，压裂车进行清水顶替50m3。利用固井模拟软件进行了顶替效率分析，顶替效果较好，钻井液残留风险低。固井施工过程正常，最终产层水平段固井质量优质率达97.7%。

目前该配套固井技术在宁209H10平台共计实施4口井，水平段固井优质率平均为90%以上，后期压裂过程中，均未出现环空气窜现象，结果如表5所示。

表5 宁209X平台井组水平段固井质量

4 结论与认识

（1）以提高顶替效率为核心，通过合理设计高效冲洗型隔离液体系，固井液流变性能梯度，优选套管扶正器，保证套管居中度等技术措施，解决了油基钻井驱替问题和套管下入问题，保证了封固质量。

（2）为保证在分段压裂增产措施下水泥环不发生破碎，在后期开采过程中具有良好的封隔完整性，通过设计BCE-310S高强弹性水泥浆体系和采用预应力固井技术，减少了微裂缝和微环隙的产生，保证了页岩气井的长期安全开发。