抗高交变载荷水泥浆的研制及其在涪陵页岩气井的应用

针对页岩气井普遍存在的套管环空带压问题,从提高固井水泥环长久密封完整性角度出发,研制了具有钢筋混凝土力学性能的絮状弹韧性材料DeForm,并以其为基础配制了一种适应页岩气井大型分段压裂的抗高交变载荷水泥浆。室内性能评价试验结果表明,该水泥浆具有优良的弹韧性和耐久性,可有效提高水泥环的抗交变载荷能力,实现水泥环与套管的同步形变,保证井筒的长久密封完整性。该水泥浆在涪陵页岩气田9口井进行了现场应用,固井优质率达到88.9%,套管环空带压率为0,效果非常显著,为预防页岩气井套管环空带压提供了新的技术途径。      

页岩气井压裂交变载荷水泥环密封能力研究

页岩气井压裂后的环空带压问题严重影响页岩气安全高效开发,且低弹性模量水泥浆体系及环空加压固井工艺有效降低页岩气井环空带压力的力学机理尚未明确。为此,针对页岩气井水平段和垂直段井筒结构差异,考虑水泥石残余应变,建立了环空加压固井提高水泥环界面径向应力与密封能力的计算方法,分析了环空加压压力和残余应变对界面径向应力的影响规律。研究结果表明：页岩气井压裂过程中套管内压周期变化将导致水泥环内外界面产生较大的径向循环载荷,进而引起水泥环残余应变和界面微环隙,最终造成水泥环密封完整性失效;针对不同水泥环残余应变值需控制环空加压压力下限以满足界面密封能力要求,环空加压固井增强垂直段水泥环密封能力的效果显著大于水平段的效果。现场应用效果显示,提供的模型计算结果与现场实际相符,可为该技术工程推广及应用提供理论支持。     

四川盆地页岩气水平井B环空带压原因分析与对策

四川盆地页岩气井环空带压井比例较高,对气藏高效开发和气井井筒完整性带来了挑战。通过对国内页岩气开发区块环空带压实际情况的具体分析,运用同位分析方法确定气体来源,采用物理模拟试验方法开展页岩气井环空带压机理研究,明确了不同水泥浆体系下压裂过程中水泥环密封失效规律,形成了改善水泥环密封性能、缓解分段压裂井环空带压现象的关键技术:在浆柱结构完全满足密封要求的基础上,利用相间填充技术和降低水泥石孔隙度方法,开发出低孔隙度低弹性模量水泥浆体系,弹性模量低至4.2 GPa,相比常规水泥石35%的孔隙度,孔隙度降低27.1%,水泥石弹性变形能力大幅提升。现场5口井的应用实践证明,固井质量优质率达到100%,且未发生环空带压现象,对环空带压的控制具有良好的借鉴作用。     

自密封水泥浆技术研究与应用

涪陵焦石页岩气田是我国第一个投入商业化开发的国家级页岩气示范区。一期工程已投入生产的166口井中表层或技套一层环空带压或两层环空均带压井为145口,占总井数的87.35%;井口环空带压的主要原因是固井水泥环密封失效造成。涪陵页岩气井地质构造特殊,浅表层普遍存在有浅层气问题,另一方面页岩气井普遍采用大型体积压裂技术完井,水泥环的完整性极易在压裂施工中受到破坏,这些都是导致水泥环密封失效的原因。井口带压问题不仅影响着后期的施工作业,也增大了完井风险。因此,提高水泥环的整体密封性,防止环空气窜是改善页岩气井井口带压问题的关键。笔者通过对水泥环密封失效的原因分析,提出了自密封水泥浆体系的设计原理和思路,通过实验评价和现场应用发现自密封水泥浆具有良好的封堵性,针对页岩气、天然气井具有明显的封固和密封作用。     

利用预应力固井方法预防水泥环微环隙研究

深层页岩气水平井环空带压问题较为普遍,套管-水泥环界面处微环隙是导致环空带压的主要原因。针对该问题,运用力学实验手段和数值模拟方法,分析了预应力固井条件下微环隙的产生与发展,明确了不同预应力条件下水泥环耐受压裂段数。结果表明:套管内压越小,水泥环保证密封完整性时可承受的循环载荷次数越多;循环载荷作用下微环隙宽度为30.89μm是发生气窜的临界值。预应力固井显著降低了初次塑性变形量,增大了塑性变形增量;考虑预应力作用下套管产生的径向预应变,预应力固井技术显著降低了微环隙的宽度,增加了多级压裂过程中水泥环密封完整性的耐受压裂段数。预应力值越高,微环隙出现前的耐受压裂段数越多;压裂段数相同的情况下,预应力越大水泥环微环隙越小。现场应用结果表明,采用预应力固井技术及低弹性模量水泥浆,可以有效缓解深层页岩气水平井套管环空带压现象。研究结果可为页岩气水平井固井提供技术支持。     

井内压力变化对水泥环密封完整性的影响及对策

川渝气区的部分井因井内压力大幅度改变,导致水泥环密封完整性失效而发生气窜,引起环空带压。为此,考虑水泥环初始应力状态及井内压力变化特点,建立了水泥环力学模型,论述了页岩气井管柱试压和大型体积压裂、川中高压气井固井后大幅度降低钻井液密度、地下储气库井周期性注采作业等典型工况下水泥环密封完整性可能破坏的形式。研究结果表明:试压和压裂可能导致水泥环周向拉伸破坏,形成径向裂缝;井内压力大幅度降低,使套管壁处水泥环承受的径向拉应力超过抗拉强度,破坏界面胶结,形成微环隙;周期性交变载荷可能引起水泥环疲劳破坏。相应的针对性技术对策为:根据后期作业井内压力变化,选用力学性能匹配的弹性水泥浆或柔性自应力水泥浆;常规套管固井在碰压后立即进行管柱试压;固井后井内压力大幅度下降的井,应用径向预应力固井技术和封隔器防止气窜。     

涪陵页岩气田井筒完整性实践与认识

为了确保涪陵页岩气田页岩气水平井的安全开发,开展了页岩气水平井生产套管井筒完整性技术探索研究。基于管柱力学理论及套管设计+水泥浆固井+大型压裂的一体化理念,提出了页岩气水平井生产套管有效外载荷计算方法和生产套管柱优化设计方案,并对生产套管气密封螺纹进行特殊设计,完善了下套管现场操作保障措施和现场氦气密封检测工艺,形成了基于射孔与大型压裂的水平段弹韧性水泥浆固井配套技术,研发了针对页岩气生产套管螺纹密封失效的柔性化学堵漏技术。一期产建期间共完成了189口水平井的压裂投产,其中,仅有2口井井筒密封失效,采用柔性化学堵漏技术,使井筒密封失效的井得到了很好的治理。形成的生产套管井筒完整性系列技术基本满足了涪陵页岩气井安全正常生产的需求,为国内类似页岩气开发井井筒完整性工作提供了有益借鉴。     

利用分段固井方法提高页岩气井筒完整性

我国目前页岩气开发中,出现了严重的井筒完整性问题,部分区块的套管变形比例甚至达到了40%,导致分段压裂改造失效,已经严重制约了我国页岩气开发进程。文章在分析页岩气井筒完整性失效原因的基础上,针对分段压裂过程中套管承受严重非均匀载荷的难题,提出了分段固井方法,即针对容易产生井筒完整性失效的井段,其环空不固井,而是注入一段流体,在其相邻井段则进行正常固井作业。其优势是将分段压裂过程中可能产生的极端非均匀外挤载荷转化为均匀外挤载荷,从而达到防止套管变形,提高井筒完整性的目的。针对该方法的可行性及其对分段压裂与缝网体形成的影响等进行了讨论,认为总体上利大于弊。该方法有助于解决我国页岩气开发中面临的井筒完整性失效瓶颈问题。     

页岩气井环空带压防治难点分析及对策

页岩气开发越来越受到重视,国内页岩气已投产井环空带压现象严重,影响了页岩气井安全高效开采。根据气井环空带压形成原因,结合页岩气井施工工艺,分析了页岩气井环空带压防治难点,主要包括套管密封失效处理难度大、长水平段油基钻井液钻进固井质量难保证、固井后施工作业对水泥环和套管外加载荷复杂。由于页岩气井开发工艺的特殊性,若页岩气井采用常规油气井环空带压预防和控制技术,其不足之处主要是套管密封失效处理后承压能力不高、常规清洗液对油基钻井液清洗效率低、水泥石韧性不能满足压裂要求。针对页岩气井环空带压防治难点和常规防治方法在页岩气井的适用性,提出从套管密封失效修复、提高油基钻井液钻进水平井封固质量、水泥环完整性破坏后修复三个方面对环空带压进行防治,并提出了相应的技术措施和建议,为页岩气井环空带压的防治提供技术参考与指导。     

页岩气井水泥环完整性研究

四川盆地内的几个国家级页岩气示范区气井环空带压、套管变形等问题较为突出。为此,通过分析页岩气钻完井过程井筒内压力变化的条件,建立了计算井筒压力变化全过程的应力—应变状态下的套管—水泥环—围岩体系弹塑性力学模型,应用该模型分析了变内压下第一界面、第二界面微环隙的产生和发展,进而结合实际现场数据进行计算。结果表明:(1)加载过程不会产生微环隙,但加载内压的大小决定了水泥环塑性变形的程度;(2)卸载时内压的降低将导致界面受拉,从而产生微环隙,破坏水泥环的完整性;(3)可以通过优选水泥浆配方,提高水泥环力学性能,结合施工工艺措施优化来保障页岩气井水泥环完整性。13口井的现场试验应用结果表明,水平段固井质量平均优质率达92.67%,其中已投产的11口井均未出现环空带压,有效地改善了页岩气示范区的气井环空带压问题。该项研究成果可为同类区块固井水泥环完整性管理提供帮助。     

强交变热载荷下页岩气井水泥环完整性测试

页岩气井大规模水力压裂过程中,因井筒内的温度、压力波动及持续变化、循环加卸载引发的水泥环完整性问题将威胁到井筒的完整性。为了弄清强交变热载荷下水泥环完整性失效机理、避免页岩气水平井大规模压裂过程中水泥环屏障失效,基于自主研发的实验装置对全尺寸实物"生产套管—水泥环—技术套管"组合体在强交变热载荷作用下的密封完整性和力学完整性进行了测试及评价,获得了2种全尺寸水泥环(普通水泥环和高强度水泥环)在3种强交变热载荷作用下(出现间断CO_2气泡的循环次数分别为4次和14次,出现连续气泡的循环次数分别为5次和15次,交变热载荷分别为30～120℃和30～150℃)的完整性实验结果。研究结果表明:①交变热载荷对水泥环完整性具有显著的负面影响,并且随着交变温度及温差的增大,表征水泥环密封完整性的热循环次数急剧减少;②表征水泥环与套管间的剪切力、轴向与径向结合强度等界面力学性能指标均随交变温度增加而下降;③水泥环微环隙主要是由套管与水泥环材料之间的不协调变形所致,而交变热载荷诱导的水泥石自身力学性能衰退及损伤在一定程度上加剧了水泥环密封完整性失效。结论认为,该研究成果可以为深部页岩气水平井大规模压裂施工设计提供参考     

页岩气长水平井段防气窜固井技术

页岩气开发的核心技术为水平井配合大型水力压裂,而固井质量不佳已成为页岩气完井和实施储层改造的主要瓶颈问题。为此,以四川盆地页岩气开发区块为例,探索了水力压裂作用下保持水泥环力学完整性的方法及其配套工艺技术措施。研究结果表明:(1)采用模拟套管刚度的近钻头三扶正器通井钻具组合,可以降低长水平段页岩气井套管下放难度,提高下套管时效和安全度;(2)研制的高效洗油冲洗隔离液体系在常温至120℃下的冲洗效率均大于90%,能够保证水泥浆对油基钻井液的顶替效率和井壁的有效胶结;(3)确定了该区长水平段固井韧性防窜水泥浆凝固后的性能——水泥石弹性模量应小于7 GPa、三轴强度最好大于40 MPa,以减轻和避免压裂时的水泥环破坏;(4)形成的钻井液调整、预应力固井、地面高压泵注工艺等配套技术提高了页岩气井固井质量。2015—2016年期间运用上述系列固井技术在四川盆地开展了85口井固井作业,平均井深4 832 m,平均水平段长1 560 m,固井质量优质率达89.58%;水平井固井后候凝期间无环空带压,钻完井及试油期间环空气窜得到明显改善。结论认为,该配套技术可以保证并提高长水平段页岩气井的固井质量。     

JY页岩气田水平井预防环空带压固井技术

随着页岩气大规模开发,针对提高页岩气水平井固井质量的研究逐渐增多,但同期页岩气井环空带压情况并未缓解,对页岩气田的安全生产提出了严峻挑战。为解决页岩气井环空带压难题,建立了水泥环密封完整性评价装置,针对JY页岩气田开展了水泥环密封完整性影响因素分析,并相应形成了预防环空带压固井技术。研究认为水泥石胶结差和体积收缩导致早期环空带压,而分段压裂及生产参数变化对水泥石胶结和本体的破坏是页岩气井环空带压的最主要原因。预防环空带压固井技术在JY页岩气田进行了推广应用,压裂投产后带压井比例下降了82%,有效解决了页岩气井环空带压难题,提高了页岩气井水泥环长期密封完整性,保障了页岩气田安全开发。     

页岩气水平井井筒完整性问题及对策

在四川盆地西南部长宁—威远国家级页岩气示范区,部分页岩气井井筒完整性出现了一些问题,直接影响了页岩气水平井单井产量的提高。为此,在统计分析该区页岩气水平井出现的套管损坏、套管下入困难、水泥环密封性难保证等井筒完整性问题的基础上,建立了多因素耦合套管应力计算评价模型,研究了温度效应、套管弯曲、轴向压力等多因素耦合对套管损坏的影响机理;利用自主莫尔—库伦准则,分析了页岩层滑移机理及与套管剪切变形的关系;利用自主开发的下套管钩载预测及摩阻分析软件,对影响套管摩阻的主控因素进行了反演分析。最后,针对页岩气水平井的特点,以提高钻井质量(DQ)为核心,从设计、施工工艺等方面提出了井筒完整性控制对策:①修订页岩气井套管设计计算方法和校核标准;②优化井身结构和全井眼轨迹设计;③提高钻井质量;④优化水泥石性能并校核压裂过程中水泥石的密封完整性等。该研究成果对于指导未来页岩气井井筒完整性设计和管理具有重要意义。     

页岩气水平井固井质量对套管损坏的影响

四川盆地西南部长宁—威远国家级页岩气示范区采用水平井方式开发页岩气藏,部分井由于套管损坏导致压裂过程中不能顺利下入桥塞、连续油管不能顺利钻磨桥塞等问题,甚至部分井段被迫放弃压裂作业,直接影响了气井产量的提高。为此,以WH1井为例,在分析该井压裂过程中套管损坏问题的基础上,认识到固井质量差是该井套管损坏的主要原因。然后,应用ABAQUS有限元软件,结合现场实际参数建立模型,对水泥环窜槽缺失、套管偏心和井径变化等3种固井质量差的形式,进行了数值计算,得出了固井质量对套管应力的影响规律:①水泥环缺失时会在套管内壁上产生较严重的应力集中,且套管应力随缺失角度的增加而增加;②套管偏心和水泥环缺失同时作用会极大增加套管应力,甚至达到套管屈服值;③井径变化对套管应力影响较小。该研究成果可对今后页岩气开发提供有益的指导作用。     

威远区块页岩气水平井固井技术难点及其对策

针对四川盆地威远一长宁国家级页岩示范区威远区块页岩气水平井固井中所面临的油基钻井液与水泥浆不相容、高密度油基钻井液驱替困难、水泥环在大型体积压裂条件下易破坏等问题,有针对性地开展了水泥环密封力学参数理论依据、保证界面胶结的驱油前置液、满足压裂条件的韧性水泥石和有利于井筒密封的固井工艺技术等研究,取得了如下成果:①建立了考虑水泥环塑性特征及界面胶结强度的水泥环密封完整性理论模型,可指导页岩气水平井水泥石力学性能设计,减小微间隙的发生;②开发了驱油前置液,其对油基钻井液的冲洗效率超过90%且与油基钻井液及水泥浆相容性好;③根据水泥环密封完整性理论模型所开发的韧性水泥石,在保证相对较高抗压强度的同时杨氏模量降低30%;④确定了清水顶替等适用于页岩气井的固井技术,有利于保证井筒的密封性能。该研究成果应用于现场的12口井,水平段平均固井优质率达到92%,后期压裂效果良好,有效地保证了井筒的密封完整性,为页岩气高效开发提供了技术支撑。     

循环载荷对水泥环密封性影响试验与数值研究

为准确量化循环载荷对井筒水泥环密封性的影响,基于页岩气井多级压裂过程中套管内压多次升高和降低的实际情况,开展了高温三轴循环载荷作用下水泥石岩心应力-应变试验,建立了套管-水泥环-地层组合体数值模型,基于Mohr-Coulomb准则和损伤理论,计算了多级压裂过程中循环载荷作用下水泥环内边界处等效塑性应变量。分析结果表明:循环载荷作用下水泥石累积塑性应变显著,初始塑性应变量最大,后续呈线性增加;多级压裂过程中,水泥环、套管胶结面处易出现累积塑性应变,初始塑性应变量最大,后续呈线性增加,与试验结果具有较好的对应性;降低水泥石弹性模量,增大泊松比、黏聚力和内摩擦角有利于降低累积塑性应变量,保护水泥环密封的完整性。研究结果可为页岩气井压裂过程中水泥环密封完整性设计和控制提供参考。