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。     

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。     

页岩气田套管环空带压原因及保护对策

随着页岩气田的生产和开发力度加大,压裂及投产中的气井相继出现了页岩气井表层套管、技术套管环空带压现象。套管环空带压一方面增大气井管理难度,另一方面也存在一定安全风险。针对页岩气田气井套管环空带压的现状,从气井套管环空带压时间、套管环空带压机理、气井的固井质量对套管环空带压的影响、气井在生产过程中套管环空压力的变化情况等方面开展理论研究,并根据现场实际情况对套管环空压力变化特征进行分析,为日后页岩气井安全生产提供参考依据。     

页岩气井井筒完整性若干研究进展

在页岩气开发工程中遭遇了井筒完整性问题，主要包括页岩气井水泥环密封失效引起的环空带压问题和页岩气井压裂过程中的套管变形问题。基于目前已有的相关研究成果，总结分析了页岩气井井筒完整性失效问题的相关研究进展情况。随着国内外学者对页岩气井压裂过程中套管变形研究的逐渐深入，认为页岩气井套管变形的主要影响因素包括压裂过程中的温度应力、储层非对称压裂、固井质量差及断层或裂缝滑动等。其中，压裂过程中断层或裂缝滑动造成的页岩气井套管剪切变形机理已经受到越来越多的研究人员关注，并提出可以通过提高套管强度和固井质量、避开断层或裂缝滑动区域来有效降低套管变形的技术对策。页岩气井水泥环密封失效主要由套管内压变化和套管偏心引起的水泥环屈服破坏、界面裂缝引起的窜流等问题造成的，通过采用膨胀水泥、柔性水泥及环空预应力等技术措施可有效减小水泥环密封失效的风险。通过优化设计页岩气井的特殊水泥浆体系，对于有效提高页岩气井水泥环密封完整性具有重要意义。考虑到水泥浆固井密封能力的局限性，还可以附加考虑在井眼环空局部采用机械密封方法达到密封完整性要求。关于页岩气井井筒完整性的研究结果，对于通过体积压裂完井的其它非常规油气井工程相关设计控制也具有重要的参考意义。     

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。      

气井水泥环封隔完整性失效原因及对策

随着勘探开发向地层深部发展和页岩气、致密气等非常规油气资源的开发,气井固井面临的井下地质条件越来越恶化,固井后水泥环封隔完整性失效问题越来越突出。而环空带压（或气窜）是川渝地区高温、高压、高酸性气井及非常规气井（页岩气、储气库、煤层气等）开发中面临的一个重要难题。在结合水泥环自身特性及外界条件导致水泥环封隔完整性失效的原因和危害分析基础上,提出了采用金属密封扣套管和气密封检测技术,合理设计水泥浆（石）性能,确保水泥石力学性能在井下温度、压力、应力变化条件下稳定,提高顶替效率,切实做好“三压稳”平衡压力固井,提高界面整体胶结质量,引进或开发先进的水泥浆体系,采用井下封隔器等技术措施能有效确保水泥环的长期封隔完整性。     

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。     

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。     

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。     

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。      

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。     

套管外防气窜装置的研制

为了预防页岩气井在大型压裂时套管变形对水泥环造成破坏,阻断气窜通道,防止井口环空带压,在分析页岩气井产生气窜通道原因的基础上,研制了一种套管外防气窜装置。通过数值模拟试验、承压变形试验及承压密封性试验,分析了套管及套管外防气窜装置的承压变形规律,验证了套管外防气窜装置的承压密封性能。套管外防气窜装置在70 MP内压条件下,其外部径向变形仅有0.007 mm,不会形成气窜通道,且其在压缩胀封情况下可承受35 MPa的压差,防气窜性能较强。套管外防气窜装置在焦页88-2HF井和焦页93-2HF井产层固井中进行了现场试验,压裂后均未出现井口环空带压现象。性能试验和现场试验表明,套管外防气窜装置能减轻套管变形对水泥环的破坏,防止水泥环因大型压裂出现微间隙,达到防气窜的目的,可为页岩气井防气窜提供一种新的技术手段。