页岩气水平井固井技术难点分析

随着我国社会经济的不断发展,对我国的石油行业也起到了非常重要的促进作用。目前,我国的油气勘探开发技术在不断的完善,油气勘探开发领域也在不断的扩大。当前我国的页岩油气资源的开发利用中,页岩气水平固井技术地不断发展和完善,在我国的经济发展中起到了十分重要的意义和国际战略价值。     

页岩气水平井固井技术难点与对策浅析

有效封固页岩产层,避免气体窜漏和稳定气井产量,是页岩气水平井固井的难题。在分析总结页岩地层特征、钻井施工条件及后期完井工艺特点的基础上,指出页岩气水平井固井技术难点主要集中在井壁的稳定性较差、套管安全下入难度大、套管居中度不高、油基钻井液驱替及界面清洗困难、顶替效率不高、后期大型压裂对水泥石性能要求高等方面。针对这些难点,从有效通井、扶正器合理安放保证套管居中、高效前置液技术、采用塑性水泥浆体系等几个方面提出了提高页岩气水平井固井质量的技术对策,为今后页岩气水平井固井提供借鉴。现场应用表明,该配套技术提高了水泥环的封固质量。     

页岩气水平井固井技术难点分析与对策

页岩气储层多为低孔低渗,需要采取压裂等增产措施沟通天然裂缝,所以对固井质量的要求很高。对页岩气水平井固井面临的套管下入与居中度、油基钻井液有效驱替和大型压裂对固井胶结质量的影响等技术难题进行深入分析,从有效通井、套管居中、套管漂浮固井技术、高效洗油冲洗液、采用弹韧性水泥浆体系等几个方面提出了提高页岩气水平井固井质量的技术对策,为今后页岩气水平井固井提供借鉴。中图分类号:文献标识码:A     

长宁-威远页岩气示范区水平井固井技术

四川盆地长宁-威远页岩气示范区油层套管固井时,由于井眼不规则,水平段长,水泥浆与油基钻井液兼容性差,钻井液密度高、黏切大,难以实现高效顶替,而且后期大型改造易造成套管变形、环空气窜等现象。针对以上难点,通过室内与现场试验探索,形成了一套页岩气水平井固井技术,从而提高了页岩气水平井的顶替效率和体积压裂下的井筒密封性,为下一步页岩气水平井固井提供了有益的借鉴。     

丁山区块深层页岩气水平井固井技术

丁山区块页岩层埋藏深,温度、地层压力和破裂压力高,为了满足分段压裂和长期开采的要求,需要对深层页岩气水平井固井技术进行深入研究.在分析深部页岩地层固井难点的基础上,利用数值模拟分析了分段压裂对水泥石力学性能的要求;针对高温高压的地层特点及分段压裂要求,研制开发了高强度弹性水泥浆体系,同时优化前置液,以增强前置液耐温及润湿反转能力,提高固井质量.室内评价试验表明,弹性水泥浆体系耐温140 ℃以上,最低弹性模量达4.5 GPa,水泥石渗透率0.07 mD,前置液140 ℃热滚后7 min内的冲洗效率达100%.弹性水泥浆体系及配套工艺技术在丁页2-HF井进行了现场试验,固井质量优质,其中一界面优质井段达到96%以上,满足地面压裂施工压力105 MPa对水泥环完整性的要求.应用效果表明,弹性水泥浆体系、前置液体系及配套工艺能满足丁山区块深层页岩气水平井固井要求,确保了页岩气水平井压裂改造措施的顺利实施.      

威远页岩气水平井高密度防窜水泥浆固井技术

威远地区页岩气井固井存在地层压力高、水泥封固段长、顶底温差大、后期需要进行高能射孔完井和多级压裂作业等特点,这些都对水泥浆性能提出了较高的要求。针对这些问题,采用降失水剂DRF-120L、高温缓凝剂DRH-200L、高温稳定剂DRK-3S、胶乳防窜剂DRT-100L和精铁粉研究出了密度范围为2.20~2.40 g/cm3的高密度防窜水泥浆体系。研究结果表明,该水泥浆体系具有稳定性好(上下密度差为0)、流动性好、无游离液、失水量低(小于50 mL)、弹性模量低(小于7 GPa)、抗压强度适中和防窜能力强(过渡时间均小于10 min,SPN值均为1.47~1.80)等特点,其各项性能指标达到了川南地区页岩气井的固井要求。截至2015年3月底,该体系已在威远地区应用了13口井,截至2015年6月底,在已进行电测的6口井中,4口井优质,2口井合格,固井质量均较好。      

页岩气水平井固井技术难点与措施

有效封固页岩产层、避免漏风、稳定气井产量是水平井改造中的难点问题。通过指出水平井加固的主要技术难点是对水泥环的破坏性较大、水平段下套管难度较大、顶替效率难以有效提升、射孔、压裂对水泥环的破坏等等。针对这些困难,提出了提高页岩气水平井质量的技术措施,如水平井套管下入、水泥浆和水泥石性能设计、顶替效率提升技术、水泥浆性能提升等。为今后页岩气水平井的开发提供参考。     

威远—长宁区块页岩气藏水平井固井技术

四川盆地蜀南地区长宁—威远区块是国家级页岩气先导试验区,它的顺利建设将促进我国页岩气开发核心技术的形成和规模效益开发管理体系的完善,为我国页岩气产业的发展发挥重要的推动作用。但该区块地应力和地质构造复杂,水平井油层套管固井时存在井下垮塌掉块严重、井眼不规则、高密度油基钻井液清除难度大、套管下至设计位置困难、顶替效率难以提高、界面胶结强度难以保证等难点。据此,提出采用高密度高黏钻井液清洁井壁掉块、进行套管可入性分析、优质高效隔离液、旋流顶替、纤维微膨胀水泥浆、预应力等固井技术来保障固井质量。通过上述技术的运用,有效地解决了固井过程中下套管难、顶替效率差、水泥环分布不均等问题,为下一步页岩气水平固井提供了有益的借鉴。     

威远区块深层页岩气水平井水基钻井液技术

为解决威远区块深层页岩气水平井长水平段井眼失稳的问题,研制了具有强抑制性、强封堵能力的水基钻井液。分析了威远区块页岩储层矿物组分、储层物性和页岩地层井眼失稳机理,认为在该地层钻进水平段时,所用钻井液应具有较强的抑制性、封堵能力和一定的润滑性。在优选抑制剂、封堵剂和润滑剂的基础上,配制了深层页岩气水平井水基钻井液SM–ShaleMud,并对其性能进行了室内评价。室内试验结果表明:该钻井液流变性能好,高温高压滤失量低,润滑系数小;可抗温140 ℃,能有效抑制黏土水化和裂缝的产生、扩展;封堵能力和抗污染能力强。SM–ShaleMud水基钻井液在威远区块威页23平台3口井进行了应用,结果表明具有良好的综合性能,特别是井眼浸泡67 d后仍保持稳定,说明其具有强抑制性和强封堵能力。研究表明,SM–ShaleMud水基钻井液能够解决威远区块深层页岩气水平井长水平段井眼失稳问题,现场应用效果显著。      

页岩气水平井固井技术研究进展

页岩气勘探开发在中国刚起步,目前中国研究多集中在地质和钻井技术,对固井技术涉及较少.为促进页岩气水平井固井技术的研究和发展,在分析总结页岩气储层特征和钻完井工艺特点的基础上,分析指出了页岩气水平井固井技术难点主要集中在油基钻井液置换及界面清洗困难、顶替效率不高、管串安全下入难度大、固井过程中的井漏、固井后早期气窜、对水泥浆和水泥石性能要求高等方面,综述了国内外油基钻井液用前置液技术、页岩气水平井固井水泥浆体系、页岩气水平井固井工艺的研究现状,探讨了目前研究存在的不足.提出了以高效井筒清洗技术、提高套管居中度技术、套管安全下入技术、水泥浆和水泥石性能设计、固井防漏技术、固井压裂一体化设计技术为核心的页岩气水平井固井技术对策.     

长宁—威远页岩气示范区套管变形机理及对策

针对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区开发过程中出现的套管变形问题,分析了套管变形与地质特征和水力压裂施工的相关性,结果表明断层裂缝和层理(以下用裂缝代替断层裂缝和层理)发育是套管变形的内因,水力压裂是套管变形的外因。在此基础上,厘清了套管变形的机理:压裂液沿着某条通道进入天然裂缝,使裂缝内孔隙压力提高,当达到临界值时,激发天然裂缝滑动,进而造成套管变形。流体的通道可能有3条:①水力裂缝通道;②水力压裂过程中沿着井眼轴向形成的轴向裂缝;③反复压裂致使水泥环形成的微环隙。最后,提出了有针对性的预防措施:①在裂缝层理井段安装封隔器;②优化水泥浆性能,避免水泥环产生微环隙;③选择避免套管承受反复高压的压裂工艺。该研究成果可为解决页岩气套管变形问题提供指导。     

用于页岩气水平井的防塌水基钻井液体系的优选与评价——以长宁—威远国家级页岩气示范区为例

页岩气水平井钻进中常采用油基钻井液体系来解决页岩井壁失稳问题,但却面临废弃油基钻井液和油基后期岩屑处置的环保问题,因而迫切需要研制一种能防止页岩垮塌的水基钻井液来替代油基钻井液。为此,在分析四川盆地长宁—威远地区页岩矿物组分和微观结构的基础上,对构成防塌水基钻井液体系的关键处理剂,如封堵剂、抑制剂、润滑剂等进行了评价和优选,并确定了加量范围;然后通过室内配伍实验和复核,研制出防塌水基钻井液体系并对其性能进行了评价。结果表明,该钻井液的封堵性、抑制性、润滑性等性能均优于该区使用的聚磺钻井液、聚合物钻井液,接近或达到油基钻井液的水平。在长宁—威远国家级页岩气示范区进行的水平井钻进现场试验结果表明,该钻井液体系密度可达到2.31 g/cm~3,抗温能力达到130℃,在造斜段和水平段表现出良好的封堵能力和抑制能力,具有很好地防塌效果。该钻井液体系对实现该区页岩气的清洁生产与效益开发将发挥重要作用。     

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。     

页岩气水平井卡钻主要原因及预防对策

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区目前已经实现了埋深3 500 m以浅海相页岩气的规模化、效益化开发,但随着该区页岩气水平井段长度的延伸,管柱下入过程中摩擦阻力、扭矩增大,易造成频繁遇阻、卡钻等现象。为此,在分析卡钻原因的基础上,从预防钻井过程中井眼力学变形的角度出发,以提高页岩长水平井井段的钻井液封堵性能为重点,协同优化影响井眼轨迹和井眼环空岩屑浓度的钻具组合与钻井参数,通过优化井身结构、井眼轨迹、钻井液性能等技术措施,配套降摩减阻及提速配套工具,制订了页岩气水平井防卡钻技术措施,并进行了现场应用。研究及应用结果表明：①对于水基钻井液采用加入适量复合盐抑制剂的方式并配合固控设备的应用,可有效控制钻井液中的有害固相含量,而对于油基钻井液则采用提高油水比、增加乳化剂等方式以增强其稳定性;②井眼轨道设计优化为三维轨道二维化后,钻柱最大摩阻较之于优化前降低了20%;③高效随钻震击器的钻具组合,配合以合理的钻井参数控制机械钻速,可以达到满足井眼环空携岩要求的岩屑浓度,减少岩屑床的厚度;④现场12井次的应用效果表明,水平井段阻、卡等复杂事故时率由2.3%降低至0.92%。结论认为,该研究成果为解决页岩气长水平段卡钻难题提供了有效的技术途径。     

页岩气井强化封堵全油基钻井液体系——以长宁—威远国家级页岩气示范区威远区块为例

为了破解四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区威远区块钻井过程中井壁失稳引起的复杂事故频发难题,在分析测定该区下志留统龙马溪组页岩的矿物组成、孔缝构造、表面润湿性和岩样吸液率的基础上,分析了井壁失稳的机理,通过对基础配方的深度优化,以及多种类、多级配复合封堵剂的优选,形成了一套密度介于1.80～2.40 g/cm³、抗温150℃以上的强化封堵全油基钻井液体系。室内性能评价结果表明:①该钻井液体系具有良好的高温高压流变性、沉降稳定性和电稳定性;②该钻井液体系抗污染能力较强,在含页岩岩屑20%、含水10%时的综合性能依然保持稳定;③对龙马溪组页岩岩屑的一次回收率和二次回收率分别为100.00%和99.98%;④添加封堵剂的全油基钻井液能有效地封堵400mD渗滤砂盘、快速地阻缓流体压力在页岩内部的传递,具有更好的井壁稳定效果。结论认为,该钻井液体系能够满足该区页岩气钻井施工的技术需求,为降低复杂事故发生率、提高页岩气资源开发效率提供了技术思路和解决路径。     

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。     

四川盆地威荣区块深层页岩气水平井压裂改造工艺

四川盆地南部威荣区块由于地质条件复杂、最大水平主应力和垂向主应力差异小、水平应力差值大、施工泵压高、敏感砂比低等原因,页岩气水平井的压裂施工面临诸多难题。为此,通过剖析该区深层页岩气水平井的工程地质特征及压裂改造难点,借鉴国内外页岩气水平井体积压裂的技术思路,确定了对该区页岩气水平井实施压裂改造的主体思路及技术对策,并在后续页岩气水平井的压裂改造中加以应用。研究结果表明:(1)威荣区块页岩气水平井采用常规压裂工艺形成的裂缝复杂程度低、整体改造体积偏小,射孔簇有效性难以保证,加砂强度低导致压裂后气井的稳产能力较差,并且难以应对套管变形井的压裂改造;(2)针对该区深层页岩气水平井的压裂改造难点,形成了"超高压、大排量、大液量、缝内暂堵转向、变排量"工艺、"分段多簇射孔优化+大排量"及"缝口暂堵转向"技术、"大排量、高黏度、低砂比、低密度、小粒径连续加砂"工艺和"连续油管快速处理+小直径桥塞、射孔枪分体泵送"的套管变形井压裂改造技术;(3)将所形成的压裂工艺应用于该区块5口页岩气水平井,压裂后获得的页岩气无阻流量平均值为26.11×104 m3/d,改造效果较好。结论认为,该研究成果可以为深层页岩气水平井的压裂施工作业提供借鉴。     

页岩气水平井穿行层位优选

通过多年的勘探开发实践,我国在四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组实现了页岩气商业开发,认识到页岩气藏具有自生自储、低孔特低渗特征,属于“人工气藏”,其高产是由地质和工程两类因素共同控制。地质因素决定页岩气是否富集,工程因素则是决定页岩气是否高产的重要条件。准确识别“甜点层”,优选确定水平井穿行层位,是页岩气能否获得高产的关键。对涪陵页岩气田焦石坝区块水平井穿行层位优选实例的剖析表明,精细研究是准确优选水平井穿行层位的基础,地质、工程一体化紧密结合是准确优选水平井穿行层位的关键。根据各个地区具体地质条件,将地质、工程结合,优选水平井穿行层位,是页岩气勘探开发最终获得成功的重要保障。     

四川盆地页岩气水平井高产的地质主控因素

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区目前已转入大规模开发阶段,在考虑同等工程技术因素的前提下,寻找影响该区页岩气水平井高产的主控地质因素便成了研究的重点。为此,从分析该示范区目的层下志留统龙马溪组的沉积背景入手,结合区内三维地震资料、取心井地质及测井资料,开展水平井小层划分与对比,筛选影响页岩气井产能的储层关键参数,进行储层分类综合评价。结果表明,Ⅰ类储层钻遇率的高低直接影响着气井高产与否,具体到长宁—威远示范区的海相页岩气藏而言,靶体位置及龙一_1~1小层钻遇长度是决定气井是否高产的主控地质因素。基于上述研究成果,提出了该区页岩气高产水平井的地质模式,有效地指导了钻井作业,提高了页岩气水平井的产量,推动了页岩气规模效益开发。     

页岩气水平井大型体积压裂套损预测和控制方法

大规模体积压裂导致的页岩气水平井套管损坏(简称套损)或套管变形(简称套变)在现场施工过程中一直都存在,极大地影响了现场施工效率和开发项目的经济效益。为了解决上述问题,通过分析四川盆地威远页岩气区块100余口水平井的压裂资料,探讨了该区页岩气水平井套损或套变的原因和规律,并据分析结果提出了预测和控制的方法。研究结果表明:①发生套变的主要地质因素为储层地质特点、地应力和压裂规模;②对于岩石物性非均质性特别强、甜点区厚度小、压裂时储层难以吸收大规模体积压裂的"能量"的上奥陶统五峰组水平井段、A靶点附近井段、钻遇井漏的天然裂缝带井段等容易套损井段可依据录井和测井解释来预测套变;③产量受水平段轨迹所控制的页岩气水平井应提高水平井段钻进时的导向水平,让水平井段的轨迹都落在地质气藏工程精确刻画的甜点区;④对于水平井段非均质性强的储层,宜采用"分段完井、分段固井"、优化井网井距、适当降低压裂规模等工程技术措施。