元页HF―1井Ф139.7mm套管固井技术

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[摘 要]元页hf-1井是元坝地区第一口页岩气井，设计井深4920m，实际完钻4982m，生产套管为水平井固井，且使用了柴油基钻井液完井，存在套管下入难、居中难，油水基钻井液相容难等技术难题，固井需要考虑防窜、润湿性反转。根据该井基本情况和难点分析，确定固井方案，研究采用了四级隔离液模式，优选水泥浆体系，优化固井工艺参数，成功完成了元页HF-1固井作业，固井质量合格，满足了后续作业要求。

[关键词]固井技术 页岩气井 水平井 油基钻井液 元页HF-1井

中图分类号：TE256 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2014）42-0019-01

1 概况

元页HF-1井是中石化勘探南方分公司部署在川东北元坝南部低缓断褶带的一口页岩水平井，目的层为中侏罗统千佛崖组二段泥页岩油气层，储层岩性主要为灰色泥页岩、深灰-灰黑色泥页岩夹细砂岩、粉砂岩，设计井深4920m（垂深3659m），实际完钻井深4982m，：

2 固井难点分析

2.1 套管下入难、居中难

（1）水平井段对井壁的侧压力很大，由于井斜角大、水平段较长，导致下套管摩阻较大，使套管很难顺利下至预定位置， 水平井段对井壁的侧压力大，水平段较长以及井眼粘卡等井眼条件所带来的高摩阻造成套管下入困难

（2）水平井段套管所受的重力方向不再是轴向而是径向，这一重力极易导致套管偏心，甚至贴边，套管难以居中。

2.2 提高顶替效率难点

（1）套管偏心，使套管低边的钻井液驱动困难，因此水平井段更容易窜槽，形成一条通道，从而影响水钻井液的顶替效率。

（2）水平段采用了油基钻井液完钻，固井时需要恢复水润性，达到润湿反转，来提高水泥浆顶替效率及水泥和井壁胶结质量。

（3）钻进时，因水平井的钻井液性能会偏重考虑井壁稳定的因素，需提高钻井液粘度来有效清洗井眼，钻井液比重、粘度一般比较高，流动性差，固井时严重影响顶替效率。

2.3 水泥浆体系难点

（1）固井液体对于油基钻井液存在破乳、絮凝问题，存在安全隐患。

（2）油基钻井液以及其形成的油膜泥饼难以驱替干净，水泥浆胶结质量存在问题。

（3）由于油基钻井液保温性能良好，钻进时油基钻井液温度可能会高于地层温度，固井时存在安全隐患，对水泥浆性能要求较高。

（4）目的层为低孔低渗的页岩气储层，而页岩气层的开采需要采取压裂增产措施，大型压裂与分段压裂均对固井胶结质量提出了较高的要求，对水泥环的抗冲击能力要求高。在满足生产井段水泥浆胶结质量良好的前提下，还要保证水泥石的长期封固效果。

3 主要固井技术措施

3.1 足量的扶正器设计，提高套管居中

水平井段选取欠尺寸刚性扶正器，在浮鞋上接一根1m短套管，安装旋流刚性扶正器一只，确保套管“抬头”和“引鞋居中”，减少下套管摩阻。

A点（3927m）至B点（4980m）： 每2根套管下1只刚性扶正器52只（195mm欠尺寸扶正器）；

3927m至3728m：每3根套管下1只刚性扶正器；

3728m至0m，每5根套管下1只扶正器（弹刚性扶正器隔加）。

3.2 优化隔离液设计，确保高效驱油，防止油水基浆体接触破乳胶凝

隔离液设计方案：防钙抗盐先导油基钻井液+柴油+冲洗隔离液+先导水泥浆

（1）注入柴油3-4m3占环空长度100m左右，稀释油基钻井液，并防止油基钻井液遇水基浆体反向破乳胶凝。

（2）注入加有化学冲洗剂（5%）、能将亲油界面转为水润湿的水基先导钻井液25-35m3，占环空700-1000m，对界面冲洗时间为8-10min。同时水基先导钻井液中加入纤维（0.1%），以防止页岩遇水膨胀垮塌，携砂清洁井眼并扰动清除油基钻井液。

（3）注入加有高浓度的化学冲洗剂（20%）隔离液25-35m3进行冲洗隔离，密度2.05-2.10g/cm3。冲洗时间8-10min。并加入纤维（0.1%）增强扰动清洗效果。

（4）注入15-20m3的先导水泥浆，密度2.05-2.10 g/cm3，进一步清洗井壁。先导水泥浆流变性能近似紊流。冲洗时间为5-8mim。先导水泥浆中加入纤维（0.2%）提高顶替效率。

3.3 合理设计浆柱结构，提高顶替效率

（1）领浆性能在保证稳定性良好的前提下，尽量低切力以有利于压稳，封固好直井段，设计双凝界面3350m。

（2）尾浆封固水平段与大斜度井段，要求零游离液（尾浆倾斜45°）；同时在尾浆中加入纤维防止漏失，增加水泥石的韧性与抗冲击性。

（3）隔离液、水泥浆按最小的密度差梯度，在高固相含量的油基钻井液条件下，水平段能减少高低边流动差异，从而达到更好的顶替效果。

3.4 调整压稳设计方法，确保气层压稳

（1）改进的压稳计算设计：地层压力按垂深计算，水泥浆失重按斜深计算。

（2）采用预应力固井工艺，按B点处垂深3659m，领、尾浆段按斜深计算失重，进行压稳计算，替浆结束后环空加回压抵消水泥浆失重压力损耗。

4 水泥浆体系性能评价

4.5 水泥石三轴力学性能测试

将尾浆配方中是否加入“防窜剂FLOK-2+纤维ALF-1”的水泥石进行力学性能对比，实验采用高温高压三轴岩石力学测试系统进行了三轴应力测试，试验条件为三轴应力（围压30MPa，温度90℃），测试得三轴围压下的抗压强度、弹性模量和泊松比值，其结果见表13。

由三轴应力应变曲线可知，在井下温度压力条件下（围压30MPa，温度90℃），配方中加入“防窜剂FLOK-2+纤维ALF-1”的水泥石比未加“防窜剂FLOK-2与纤维ALF-1”的水泥石应变值大4～5倍，同时应力值增大17.4MPa，弹性模量降低了2倍，说明防窜剂FLOK-2和纤维ALF-1有助于增加水泥石弹塑性。针对套管139.7mm极限载荷（最大内压）下套管最大变形量3.5%左右，传递至水泥环压力为45MPa左右，因此本次水泥石能在套管变形范围内保持完整不破裂。对页岩气固井来说，能提高页岩气固井质量，保持油气井水泥环的长期完整性。

5 现场施工

元页HF-1井于2012年6月8日进行固井施工作业，注入水泥浆139m3，其中先导水泥浆15m3，领浆46m3，中间浆37m3，尾浆41m3，注水泥排量1.1-1.4m3/min，替浆排量0.9-1.8m3/min。注入水泥浆平均密度2.19g/cm3，施工过程顺利，碰压14-20MPa，返出地面水泥浆15m3，环空憋压8MPa侯凝。

6 固井质量评价

测井日期2012年6月19日02时，测量项目为声波变密度测井，测量井段12-3640m。固井质量综合评价为一界面合格，二界面不合格。

7 认识与体会

针对元页HF-1井Ф139.7mm套管油基泥浆完钻的固井技术难题，经过前期论证，优化固井施工设计，后来进行了大量的室内实验验证，从而顺利的完成了元坝地区第一口页岩气水平井固井作业，也总结出了以下几点认识，为今后同类型井固井施工作业提供了可以借鉴的经验。

7.1 优化采用了四级隔离液模式，即防钙抗盐先导油基钻井液+柴油+冲洗型隔离液+先导水泥浆。

7.2 先导浆加入化学冲洗剂（5%），能将亲油界面转为水润湿，确保了井眼清洗并顺利的完成了井壁泥饼的润湿性反转，确保了水泥与井壁二界面的胶结质量。

参考文献

[1] 孙海成.页岩气储层压裂改造技术[J].油气地质与采收率，2011，18（4）：90-93.

[2] 崔思华.页岩气钻井技术现状及难点分析[J].天然气工业.2011，31（4）：72-74.