川南区块页岩气井压稳防漏固井技术研究.pdf

第 50卷第 5期2023年 9月Vol.50 No.5Sep.2023：153-158钻探工程Drilling Engineering川南区块页岩气井压稳防漏固井技术研究杨伟（中石化华北石油工程有限公司井下作业分公司，河南 郑州 450007）摘要：川南区块深层页岩气井技术套管井深在 26002900 m，通过前期 11井次的技术套管固井施工，发现该区块技术套管固井主要难题为发育多套气层，浅层气活跃，同时茅口组易漏失，固井过程中压稳与防漏矛盾突出。本文系统分析了川南区块页岩气技术套管固井面临的主要难题，通过开展易漏地层堵漏后承压能力研究，水泥浆及浆柱结构设计，注替排量设计，压稳辅助技术研究，形成了一套适合川南区块页岩气技术套管多套气层固井压稳防漏的工艺技术，现场应用效果显著。关键词：页岩气井；压稳防漏；固井技术；承压能力；川南区块中图分类号：TE256 文献标识码：A 文章编号：2096-9686（2023）05-0153-06Research on pressure stabilization and antileakage cementing technology of shale gas in Southern Sichuan BlockYANG Wei(Downhole Operation Branch of Sinopec Huabei Oilfield Service Corporation,Zhengzhou Henan 450007,China)Abstract：The technical casing depth of shale gas wells in Southern Sichuan Block is 26002900 m.Through the previous 11 times of technical casing cementing construction，it is found that the main problems of technical casing cementing in this block are the development of multiple gas layers with active shallow gas，and the Maokou Formation is easy to leak.In the process of cementing，the contradiction between pressure stabilization and antileakage is prominent.This paper systematically analyzes the main problems encountered in the process of technical casing cementing of shale gas in Southern Sichuan Block.Through the research on the pressure bearing capacity after plugging in easytoleak formations and the design of cement slurry，slurry column structure，displacement，and the auxiliary technology for pressure stabilization，a set of process technology suitable for the cementing of shale gas technical casing cementing in Southern Sichuan Block is formed，and the effect of field application is remarkable.Key words：shale gas well;pressure stabilization and antileakage;cementing technology;pressure bearing capacity;Southern Sichuan Block0引言川南是中国页岩气资源最丰富、最具有开发价值的地区，主要包括长宁区块、威远区块和泸州区块。川南区块三开钻进钻遇主要气层为须家河组、嘉陵江组、飞仙关组、龙潭组、茅口组，同时茅口组易漏失，钻井中极易出现由漏转喷的井控问题，处理难度大。目前钻井压稳措施主要依靠提高钻井液密度，防漏堵漏措施主要为桥浆堵漏和水泥浆堵漏。固井主要依靠优化水泥浆性能、水泥浆浆柱结构及注替排量等措施来达到压稳防漏的目的，但是存在水泥浆性能、浆柱结构设计不合理，缺少对地层的承压能力及压稳当量密度的理论计算分析等收稿日期：2022-10-26；修回日期：2023-06-16 DOI：10.12143/j.ztgc.2023.05.022作者简介：杨伟，男，汉族，1989年生，主管师，工程师，石油工程专业，长期从事固井工艺技术研究工作，河南省郑州中原区中原西路 188号郑煤大厦东塔，。引用格式：杨伟.川南区块页岩气井压稳防漏固井技术研究 J.钻探工程，2023，50（5）：153-158.YANG Wei.Research on pressure stabilization and antileakage cementing technology of shale gas in Southern Sichuan Block J.Drilling Engineering，2023，50（5）：153-158.2023年 9月钻探工程问题，技术套管固井依然存在漏失频发，环空带压等问题。1页岩气技术套管固井施工技术难点分析1.1浅层气活跃，易发生气窜川南区块上部发育多套浅层气地层，结合该区块前期打钻异常情况，发现该区块浅层气活跃，固井候凝过程中易发生气窜，导致环空带压。前期有 4口井技术套管固井结束后发生环空带压（如表 1所示）。1.2茅口组易漏失，压稳与防漏矛盾突出川南区块技术套管钻进过程中漏失主要集中在茅口组，茅口组岩性特征主要为灰岩夹杂灰黑色碳质泥页岩，地震剖面显示裂缝发育，漏失类型主要为裂缝性漏失（见表 2）。同时漏失地层气层发育，极易出现由漏转喷，处理难度大1。如何保证在压稳前提下防漏是一个主要难题。1.3钻井液密度高，顶替效率低川南区块在进入飞仙关组后，为了压稳浅层气，钻井液密度提高至 2.05 g/cm左右，固井水泥浆密度高达 2.15 g/cm，且裸眼段环容较大，受排量影响，环空返速较低，水泥浆易污染、易窜槽，影响顶替效率和胶结质量2。2易漏地层堵漏后承压能力研究川南区块技术套管钻进漏失主要集中在茅口组，漏失类型主要为裂缝性漏失。结合钻井资料，茅口组漏失当量密度可能1.55 g/cm。为了压稳，进入茅口组后钻井液密度提高至 2.05 g/cm左右，固井水泥浆密度为 2.102.15 g/cm，单独研究茅口组地层漏失压力对指导固井没有意义，应分析茅口组在经过漏失堵漏后的地层承压能力，为固井防漏提供依据和参考。本文以固井前地层漏失压力动态测试方法为指导，通过计算经过堵漏后漏失地层的承压能力和固井施工过程中作用在漏层的最大动液柱压力，分析固井过程中是否存在漏失的可能性，以此指导注替排量的设计3-6。2.1循环摩阻计算为了便于研究，做如下假设：（1）环空通畅，不存在明显憋堵井段；（2）钻井液满足宾汉流变模式；（3）充分循环后，井内钻井液性能一致；（4）套管串上的浮箍、浮鞋水眼直径较大，节流效应较小，井口立压主要是套管、环空的循环摩阻叠加。固井前循环钻井液，充分降粘切，逐步提高排量，钻井液在环空内的流态变为紊流。套管和环空流动摩阻计算公式如下7-11：套管内流体平均流速：V=40Q/（Di2）（1）环空内流体平均流速：V=40Q/(Dw2-De2)（2）套管内雷诺数：NRe=10VDi/p（3）环空雷诺数:NRe=10V(Dw-De)/p（4）紊流时的范宁摩阻系数：f=0.57/NRe0.2（5）塞流与层流时环空范宁摩阻系数：f=24/NRe（6）套管内摩阻：Pf=0.2fLV2/Di（7）环空内摩阻：Pf=0.2fLV2/(Dw-De)（8）式中：p钻井液塑性粘度，mPa s；Di套管内径，mm；Dw井眼内径，mm；De套管外径，mm；钻井液密度，g/cm；Q循环排量，L/s；L井深，m。2.2易漏地层堵漏后承压能力计算根据摩阻“线性分布”和“可叠加”特征，计算不同层位处承受的动摩阻，进而计算此排量循环时的表 1技术套管固井环空带压情况统计Table 1Statistics of annular pressure in technical casing cementing process序号1234井号阳 101H3-8泸 203H59-1泸 203H59-2泸 203H59-4井深/m2656298028502991带压值/MPa54124表 2川南区块页岩气井钻井漏失统计Table 2Statistics of drilling loss of shale gas wells in Southern Sichuan Block序号12345井号泸 205泸 203H56-3泸 203H59-2泸 203H59-3泸 203H59-4漏失井段/m2883.172515.732830.282761.302537.80层位茅口组茅口组茅口组茅口组龙潭组漏失量/m29.9144.0020.01535.00188.40154第 50卷第 5期杨伟：川南区块页岩气井压稳防漏固井技术研究动液柱压力12。以泸 203H59-4井 244.5 mm 套管固井为例。固井前钻井液密度 2.05 g/cm，动切力14 Pa，塑性粘度 36 mPas。固井前最大循环排量43 L/s，井口压力为 11 MPa。环空不同井段承受的动液柱压力见表 3。环空分 2 段，套管分 1 段，技术套管平均直径为 342.3 mm，计算得出环空摩阻和套管内的总摩阻分别为 7.509 MPa和 2.364 MPa，二者之和为 9.873 MPa，和井口压力相差 1.127 MPa，满足相对误差15%的要求，考虑浮箍、浮鞋及扶正器的节流效应，理论计算结果偏小，符合实际情况。根据式（8）和线性叠加原理，可得作用在漏层位置 2537.8 m 处的循环摩阻为 6.803 MPa，换算成动液柱当量密度为 2.323 g/cm。即漏层处经过堵漏后的地层承压能力2.323 g/cm。3技术套管水泥浆性能及浆柱结构设计3.1水泥浆体系性能设计川南区块技术套管固井压稳与防漏矛盾突出，要求水泥浆具有良好的防窜性能和良好的流动性。根据这一现状，研发了一套单密多凝防气窜水泥浆体系13-15，该体系配方组成为：100%嘉华 G 级水泥（JHG）+25%铁 矿 粉（Fe3O4）+0.4%分 散 剂+2.0%降失水剂+1.5%防窜剂+0.5%1.1%缓凝剂+42%水。其性能参数见表 4。该体系水泥浆防气窜性能良好，流动性适中，且具有一定的微膨胀性能，能够弥补水泥浆在稠化过程中的体积收缩，避免 胶 结 面 产 生 微 间 隙。图 1、图 2 为 水 泥 浆 稠 化曲线。由图 1、图 2可知，该体系水泥浆稠化曲线平稳，过渡时间短，具有直角稠化的特性，一旦水泥浆开始稠化立刻就能形成较强的胶凝结构，增强了抗窜阻力，有助于防窜。3.2浆柱结构优化设计优化前浆柱结构为领浆+尾浆，尾浆封固井底飞仙关组底井段，领浆封固飞仙关组底井口井段。该区块飞仙关组全烃值大，气层活跃，领浆稠化过程中逐渐失重，无法压稳浅层气，且领浆稠化时间较长，不利于防气窜，易发生环空带压。根据前期固井情况，本文从浆柱结构、浆体密度两方面进行优化，将原先的单密两凝水泥浆体系改成单密三凝水表 4水泥浆体系性能参数Table 4Parameters of cement slurry system项 目领浆中浆尾浆密度/（gcm-）2.102.102.10流动度/mm225225225失水量/mL（6.9MPa）-30min353526水泥浆沉降稳定性/(gcm-)0.020.020.02自由液/%00048 h抗压强度/MPa18.518.518.3初始稠度/Bc12.013.515100Bc稠化时间/min249207161表 3根据井口压力计算的环空及套管内摩阻Table 3Calculation of annular and casing internal friction based on wellhead pressure环空摩阻套管内摩阻长度/m112618652991井径/mm317.32342.30套管直径/mm244.5（外径）244.5（外径）220.52（内径）摩阻系数0.40450.40810.3353摩阻/MPa4.6052.9042.3640%FLK0$03D$图 2尾浆稠化曲线Fig.2Tail slurry thickening curve0%FLK0$03D$图 1领浆稠化曲线Fig.1Collar slurry thickening curve1552023年 9月钻探工程泥浆体系，尾浆封固井底最上部主力气层以上200 m 井段，中浆封固尾浆顶表套鞋井段，领浆封固中浆顶井口井段。同时缩短中浆的稠化时间，稠化时间在尾浆基础上附加 30 min 左右，对承压实验满足要求的井适当提高水泥浆密度至 2.13 g/cm。优化后的固井浆柱结构以入井顺序依次为前置液（冲洗液+隔离液）、领浆、中浆和尾浆。隔离液作用是分隔钻井液与保证顶替界面稳态，用量设计为：占环空高度 300 m；密度设计为：钻井 液 隔 离 液(0/)钻井液或100隔离液(浆)100钻井液。优化后的浆柱结构尾浆封固所有主力气层，中浆封固气测异常层，将原来的领浆替换为中浆，中浆稠化时上部领浆还未稠化，依然能保证压稳。同时尾浆稠化时间控制在施工结束后 30 min，中浆稠化时间控制在施工结束后 60 min，既能满足施工需要，又能达到“以快制气”的目的。4注替排量设计相比于层流顶替与塞流顶替，紊流顶替效率最大。根据式（9）、式（10）计算出技术套管固井隔离液达到紊流所需排量为 98 L/s，根据软件模拟出隔离液达到紊流所需排量为 101.7 L/s，该排量明显在现场无法实施，故需要重新设计注替排量。Rec=3470-1370n（9）Qc=0.01(Dw2-de2)400.83 RecKi12-n8n+4n(Dw-De)n2-n（10）式 中：Dw 井 径，cm；De 套 管 外 径，cm；Qc环空紊流临界排量，L/s；Qw环空塞流临界排量，L/s；Rec浆体紊流临界雷诺数；K稠度系数，Pas；n流性指数。以泸 203H59-4 井为例，该井技术套管固井隔离液密度为 2.08 g/cm，水泥浆密度为 2.10 g/cm，根据承压实验结果，结合环空摩阻计算方法反推施工最大排量。假设隔离液全部返出后仍然以最大排量替浆，此时环空均为密度 2.1 g/cm的水泥浆，最大值假设有助于为施工预留安全空间。此时要求作用在漏层2537.8 m 处的最大摩阻5.64 MPa，结合式（4）、（6）、（8）（此时环空为层流）反推出流速的计算公式为：V=50Pf(Dw-De)224Lp(11)式中：p水泥浆塑性粘度，mPas；Pf环空摩阻，MPa；Dw井眼内径，mm；De套管外径，mm；L井深，m。水泥浆塑性粘度为 52 mPa.s，计算出 V=0.84 m/s，利用式（2）计算出 Q=37.86 L/s，本井替浆过程中最大排量37.86 L/s。5压稳辅助技术研究区块浅层气发育，固井候凝过程中容易发生气窜，造成环空带压，针对这一情况，固井结束后采取环空加压的方式17-18。具体加压值计算过程如下（以 2423和 2991 m处为例）。2423 m 处循环时最大动液柱压力当量密度为2.329 g/cm，此时进出口密度一致，说明该循环排量下的动液柱压力能压稳气层，固井结束后该处的静液柱压力当量密度为 2.10 g/cm，需要加压值为5.45 MPa；2991 m 循环时最大动液柱压力当量密度为 2.306 g/cm，尾 浆 失 重 前 需 要 加 压 值 为 6.05 MPa，尾浆失重后需要加压值为 10.83 MPa。7 个浅层气最为活跃的点的计算结果见表 5。由表 5 可以得出所需环空加压值随井深增加而增大，考虑到防漏的需要，采取阶梯式加压的方式，首先加压 12 MPa，停泵，观察压力变化，若 5 min 后压力基本稳定不降，则继续加压，每次加压值为 12 MPa，直至加压至井底压稳所需压力；若压力下降较快，则 30 min 后再进行加压，重复上述步骤，直至加 压 至 设 计 值，泸 203H59-4 井 最 终 加 压 值 为 11 MPa。通过优化浆柱结构和科学的环空加压，截止2022年底，川南区块共进行 13井次的技术套管固井施工，环空带压率由 50%降低至 10%。6现场应用情况泸 203H56-4 井技术套管井深为 2616 m，采用常规单级固井，使用单密多凝微膨胀防气窜水泥浆体系，密度为 2.10 g/cm的领浆封固 0960 m 井段，中浆封固 9602000 m 井段，尾浆封固 20002616 m 井段；采用密度为 2.05 g/cm的泥浆替浆+环空预应力固井。本井共注入密度 2.08 g/cm隔离液 15 m，密度 1.02 g/cm冲洗液 5 m，密度 2.10 g/cm领156第 50卷第 5期杨伟：川南区块页岩气井压稳防漏固井技术研究浆 30 m，密度 2.10 g/cm中浆 48 m，密度 2.10 g/cm尾浆 31 m，替密度 1.02 g/cm压塞液 4 m，替密度 2.05 g/cm钻井液 96 m。施工结束后立刻组织进行环空加压，环空加压采用阶梯式加压，最终加压至 12 MPa，加压持续时间为 12 h，固井质量如表 6所示。7结论及建议（1）川南区块深层页岩气技术套管易漏地层为茅口组和龙潭组，主要漏失层位为茅口组，可以通过地层漏失压力动态测试方法求出漏层经过堵漏后的承压能力，根据易漏地层承压能力反推注替最大排量，保障固井过程中不发生漏失。（2）经过优化后技术套管固井浆柱结构为：尾浆封固井段为井底最上部主力气层以上 200 m 井段，中浆封固井段为尾浆顶表层套管鞋井段，领浆封固井段为中浆顶井口，同时缩短水泥浆稠化时间，实现“以快制气”。（3）技术套管固井结束后采取环空加压，保证压稳，加压过程采取阶梯式加压，防止加压过快压漏地层。（4）应进一步加强川南区块井筒承压能力，为提高水泥浆密度，增加环空加压值等提升环空压稳系数等技术措施提供可行条件，进一步降低环空带压情况的发生。参考文献（References）：1 焦建芳，姚勇，舒秋贵.川西南高压页岩气井固井技术 J.钻采工艺，2015，17（2）：111-115.JIAO Jianfang，YAO Yong，SHU Qiugui.Cementing technology for highpressure shale gas wells in southwest SichuanJ.Drilling&Production Technology，2015，17（2）：111-115.2 周福新，王晓亮，宋建建，等.高温高密度页岩气固井技术研究及应用 J.石油钻探技术：2017，40（2）：55-58.ZHOU Fuxin，WANG Xiao，SONG Jianjian，et al.Research and application of high temperature and high density shale gas cementing technologyJ.Petroleum Drilling Techniques，2017，40（2）：55-58.3 李大齐，康毅力，刘修善，等.基于漏失机理的碳酸盐岩地层漏失压力模型 J.石油学报，2011，32（5）：900-904.LI Daqi，KANG Yili，LIU Xiushan，et al.The lost circulation pressure of carbonate formation on the basis of leakage mechanism J.Acta Petrolei Sinica，2011，32（5）：900-904.4 邹德永，赵健，郭玉龙，等.渗透性砂岩地层漏失压力预测模型J.石油钻探技术，2014，42（1）：33-36.ZOU Deyong，ZHAO Jian，GUO Yulong，et al.A model for predicting 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