页岩气井环空带压防治难点研究

随着我国对能源需求量的增加,相关领域越来越关注页岩气的开发技术.但是国内现有的页岩气开采工作中经常会发生气井的套管环空处带有压力的问题,导致页岩气开采工作的安全性以及开采效率降低.另外,页岩气与其他它开采项目相比较,其对开采技术的要求非常严格,因此本文主要从套管密封、钻进固井质量、水泥环和套管受到的外加载荷这三方面的问...     

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。     

渝东地区常压页岩气水平井充氮泡沫水泥浆固井技术

为了解决渝东地区常压页岩气水平井用生产套管固井时易漏及分段压裂后环空带压的技术难点,研究了机械充氮泡沫水泥浆固井技术。通过优选发泡剂、稳泡剂,设计了泡沫低密度水泥浆;基于高压气体状态方程,进行了泡沫水泥浆全过程平衡压力及浆柱结构设计,建立了井筒压力条件下的泡沫水泥浆密度计算模型,形成了机械充氮泡沫水泥浆固井技术。泡沫低密度水泥浆的密度调整范围为0.80～1.55 kg/L,水泥浆中泡沫的半衰周期为33.8 h,泡沫水泥石的弹性模量为4.6 GPa。泡沫水泥石在循环载荷测试条件下的残余应变为0.21%,具有良好的力学性能;采用全过程平衡压力固井技术和分段注气泡沫低密度水泥浆注结构设计方法,能满足固井防漏要求。渝东地区20口常压页岩气水平井应用了机械充氮泡沫水泥浆固井技术,固井过程中未发生漏失,固井质量优良率100%,且压裂后未出现环空带压现象。研究和现场应用表明,采用机械充氮泡沫水泥浆固井技术可以解决渝东地区常压页岩气水平井生产套管固井时的漏失问题,且泡沫水泥石具有良好的弹性变形性能,能够防止压裂后环空带压。      

川西首口页岩气水平井固井技术

目前页岩气水平井的固井面临着套管难以下入、居中度低、顶替效率低、水泥环弹韧性差等技术难题.基于川西地区地质条件和钻井状况的认知,分析了川西首口页岩气水平井XYHF-1井的固井难点,总结了有效通井、优化扶正器安装、滑套固井技术、优选水泥浆体系等提高该并固井质量的技术措施,对固井质量进行了分析总结并认为SCW冲洗液、三级冲洗工艺、弹韧性水泥浆体系的应用是提高页岩气水平并固井质量的有效措施.图1表2参5     

库车山前构造高温高压储层环空密封固井技术

塔里木油田库车山前构造白垩系储层埋藏深,温度压力高,地层复杂,裂缝发育,安全固井密度窗口窄,油气活跃,整体固井质量较差,固完井后环空易气窜,严重影响后期安全生产。文中在分析库车山前构造白垩系储层固井难点的基础上,针对性地提出了提高库车山前高温高压储层环空密封能力固井技术,从变排量注替设计、防漏堵漏水泥浆体系、环空辅助密封工具应用3个方面综合提高固井后的环空密封能力,并在KS地区某井进行了配套技术的现场应用。现场应用表明:提高库车山前构造高温高压储层环空密封能力的固井技术,能够有效解决该地区储层固井易漏失、固井质量差、环空气窜等固井难题,为类似复杂易漏深井储层尾管固井提供了宝贵的经验。     

高温高压高酸性气田环空带压井风险级别判别模式

气井环空带压是高温高压高酸性气田的普遍问题,环空异常带压将严重威胁气井安全生产,亟待进行完整性评价,判别风险级别,提出应对措施。基于环空带压的原因分析,以失效发生的可能性、危害性及当前状态为参数,依据相关行业标准,结合现场经验,提出影响气井完整性的30项因素,并逐一进行分级、评分、权重调整,建立了气井风险等级判别模式,可把气井的风险等级由低到高分为3类,Ⅲ类井需立即采取紧急处理措施。研究表明:气井生产工况和工艺措施决定完整性失效发生的可能性和危害性,当前状态是判别气井完整性最重要的参数,环空压力和泄漏速率可作为“一票否决”的参数。     

页岩气水平井固井碰压关井阀的研制及应用

针对目前页岩气水平井固井中套管浮箍浮鞋可靠性低、关井不严、磨塞困难等问题,研制了固井碰压关井阀。其工作原理是,利用固井胶塞作为驱动部件,固井碰压时的压力作为驱动力,移动滑套永久关闭井底液流通道。室内试验及现场应用结果表明：碰压阀关闭压力为14 MPa,并可根据销钉直径来调节关闭压力;正向和反向均可承压25 MPa以上。该工具操作简便,易于安装,可靠性高,可与浮箍浮鞋配合使用,能够有效提高水平井固井作业后的井下关井成功率,降低水平井磨塞风险,防止因水泥浆倒流造成的水平段窜槽和微环隙的产生,对提高页岩气水平井固井质量具有积极的意义。     

HW703水平井固井技术

新疆第一口水平井固井顺利完成及采取的一些施工措施如扶正器的安放，管外封隔器的使用，下入摩阻计算及现场施工经验，为油田今后固井提供了重要的可借鉴的经验。本文较详细地介绍了ＨＷ７０３水平井固井前的研究内容及现场施工所应采用的措施。     

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。     

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。     

有效提高页岩气井固井质量的泥饼固化防窜固井技术

X2井是湖北某盆地的一口重点页岩气评价井。为解决该区域存在的φ139.7 mm生产套管固井前钻井井漏严重、井径极其不规则、固井质量难以保证后续储层体积压裂作业等问题,在室内评价实验的基础上,决定使用泥饼固化(MCS,Mud Cake Solidification)防窜固井技术。该项技术的机理是把泥饼固化剂放在先导水泥浆之前注入,通过其与井壁泥饼接触并进行一系列化学反应,形成的胶凝物质对泥饼中的各物质进行填充和黏接,相互胶结形成致密的固结体,进而实现固井二界面泥饼固化。X2井的现场应用效果表明:声波一变密度测井(CBL/VDL)解释结果第一界面固井质量胶结好的占91.4%,胶结中等的占8.3%,胶结差的占0.3%;第二界面固井质量胶结好的占29.4%,胶结中等的占70.6%,胶结差的占比为0,综合评价为优质,较邻井(X1井)固井质量大幅度提高;X2井经初步压裂,测试获得页岩气产量900 m~3/d。充分说明了MCS技术不但可显著提高复杂井界面胶结质量和层间封隔效果,满足页岩气体积压裂的需要,而且还能避免因顶替效率低、界面胶结质量差而导致的测井质量差和潜伏的环空气窜问题。     

页岩气水平井钻井的随钻地质导向方法

四川盆地川南地区页岩气开发的主力目标层位为厚约6 m的下志留统龙马溪组海相页岩,具有靶窗较小、构造复杂、地层倾角变化大等特点,实钻井眼轨迹存在脱靶和出层的风险。为此,以该盆地威远区块页岩气水平井为例,通过分析该区水平井地质导向过程中出现的技术难点及其原因,从入靶导向和水平段地质导向等关键环节入手寻找出解决上述难点的办法:1应用随钻自然伽马依次测量地层剖面上的高伽马页岩标志层,配合地质录井确定轨迹精确入靶点,保证井眼轨道按设计井斜角姿势入靶,避免了提前入靶和推迟入靶;2应用随钻自然伽马测量优质页岩储层低值层段特征,配合地震深度剖面判断地层大致视倾角以及微构造的发育情况,实现实钻轨迹在钻进箱体中位置的正确确认,确保了储层的钻遇率。2年的现场应用效果表明,该区块已完钻27口水平井,平均深度为5 043 m,平均水平段长度为1 428.96 m,优质页岩箱体钻遇率达95.75%。结论认为,优质页岩箱体地质导向方法配合地质、三维地震、气测全烃含量等多种方式,可实现箱体的准确着陆及水平段的精准穿行。     

老井侧钻水平井开发技术在苏里格气田的应用

老井侧钻水平井是挖掘油气田剩余可采储量潜力,提高油气藏采收率的有效方法之一。目前该技术已成为国内各老油田开发后期有效的增产稳产手段,不仅避免了钻新井或加密井的重复建设投资,而且能有效降低开发成本,完善开发井网,提高单井产量和储量动用程度,具有广阔的应用前景。通过对老井侧钻水平井开发技术的研究,结合苏里格气田致密砂岩气藏地质特征、开发现状以及剩余气分布,论述了该技术在苏里格气田开发的应用情况及效果,对今后老井侧钻水平井技术在苏里格气田的规模应用起到一定的指导作用。     

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。     

水平井连续油管环空加砂压裂增产改造技术研究

水平井是解决低渗透薄油层多井低产、实现高效开发的重要手段,但这些水平井几乎都需要压裂改造。经过近几年的攻关,水平井压裂工艺技术由最初的全井笼统限流法压裂发展为双封单卡分段压裂、机械桥塞分段压裂、段内限流多段压裂、水力喷砂压裂、胶塞压裂等。这些工艺技术对提高水平井开发效果起到了明显的促进作用,但仍满足不了低-特低渗透储层高排量、大规模压裂的要求。为此,试验了连续油管水力喷射环空加砂压裂工艺,取得了较好的压裂增产效果。     

黄202井深层页岩水平井分段压裂技术

深层页岩气具有高温、超高应力的特点。黄202井位于重庆市永川区,是中石油西南油气田分公司在永川区域布置的一口页岩气评价井,采用了密切割+高强度加砂的先进压裂技术,获得了22.37×104m~3/d的高产工业气流效果,对以后深层页岩气的压裂改造具有良好的借鉴意义。     

大牛地气田水平井动态产能预测方法

大牛地气田为低孔、低渗、致密砂岩气田,目前最主要的开发手段是水平井分段压裂。由于裂缝与裂缝之间、裂缝与井筒之间和水平井筒渗流的影响,渗流场十分复杂,用常规的解析公式难以得到准确的二项式产能方程。因此本文通过拟合大牛地气田水平井生产历史曲线得到井筒和储层相关参数,进而求取该井的初始及目前的二项式产能方程。通过与修正等时试井求取的产能方程进行对比准确性较高,因此具有很强的适用性和可操作性,有效的指导了大牛地气田水平井产能评价。     

页岩气长水平井套管安全下入风险评估技术

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区长宁区块页岩气丛式水平井段长度介于1 200～2 800 m，优质储层横向分布不均匀，水平段轨迹调整频繁，目的层井壁稳定性差，井漏、缩径、垮塌严重，水平井套管下入困难的井占比高达80%～90%，甚至部分井水平井套管无法下至预定井深，经济损失较大。为此，基于该区块页岩气水平井套管下入现场的实测数据，综合利用修正三维软杆管柱摩阻计算模型和数据统计分析法，对扶正器、井眼曲率、井斜、井径、摩阻系数等关键因素进行分析，提出了一套长水平段套管下入风险综合评估的新方法。研究结果表明：①累计井眼曲率较井眼曲率能更加直观地反映套管下入摩阻影响程度，当累计井眼曲率大于170°/m，套管下入摩阻开始快速增加，因而对于井眼曲率较大的水平井，需要避免井眼轨迹频繁调整，降低套管下入难度；②井径变异系数能够精确描述井径沿水平井眼方向上的变化幅度，对于地质条件复杂，井眼缩径、垮塌严重的水平井，通过统计分析井径变异系数来评估套管下入摩阻的影响能够有效提高预测精度，井径变异系数小于2%，套管下入摩阻影响较小，井径变异系数大于等于2%，套管下入摩阻影响较大。结论认为，应用于5口井的效果表明，评估结果与现场施工实测数据基本一致，证明该方法能够准确评估复杂地层条件下长水平井套管下入的风险。