彭水区块页岩气水平井固井技术研究与应用

为了提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂需求,结合彭水区块固井技术特点,对水泥浆体系和固井工艺进行了研究。针对页岩气压裂需求,研究固井技术对策,并开展数值模拟,分析了压裂过程水泥石受力状态,形成降低弹性模量和提高水泥石抗拉强度的改性要求。利用力学分析结论,优选SFP弹塑性水泥浆体系,弹性模量降低50%,抗拉强度提高50%,满足分段压裂水泥石力学性能要求。为提高顶替效率,优选弹性扶正器及安放方案,利用高效溶剂型冲洗液体系和冲洗技术,以提高固井质量。水泥浆体系和工艺技术在彭水区块4口井开展应用,目的层固井质量胶结中等达到96%以上,压裂施工过程未见层间窜现象。     

南页1HF页岩气水平井固井技术

页岩气藏具有储层物性差、孔隙度和渗透率低等特点,为提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂要求,对南川地区页岩气水平井固井技术进行了研究。针对南页1HF井固井技术难点,开展了水平井套管下入数值模拟分析,扶正器类型优选及安放间距优化,应用了SCW驱油前置液体系、SFP弹性水泥浆体系等技术,为今后提高页岩气水平井固井质量积累了经验。     

彭水页岩气水平井固井工艺技术

页岩气藏具有储层物性差、孔隙度低和渗透率低等特点,一般采用水平井配合后期大型分段压裂技术才能获得产能,这就对页岩气水平井固井质量提出很高的要求。为提高彭水页岩气水平井固井质量,在彭页2HF、彭页3HF、彭页4HF井,应用了SCW驱油前置液体系、SFP弹性水泥浆体系、提高套管居中度等工艺技术,为今后彭水区块提高页岩气水平井固井质量积累了经验。     

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。     

延长油田中西部水平井固井水泥浆配方优化研究

延长油田中西部区块水平井需要压裂完井后投产,对固井水泥浆性能提出了更高的要求。结合水平井固井技术需求,通过室内试验优选水泥石脆性材料,对水泥浆体系外掺料及外加剂优选,确定了该区块水平井固井弹塑性水泥浆体系。室内评价结果表明,该体系具有API失水小于50 m L,自由液0 m L,流性指数n值大于0.7等性能。吴平1井等多口水平井油层固井中的成功应用表明,该体系可以满足后期压裂投产施工要求。     

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.     

DY2HF深层页岩气水平井分段压裂技术

DY2HF井是位于川东南丁山构造、目的层为龙马溪组海相页岩气的重点探井,具有高温、超高应力的特点。为解决该井压裂作业存在的施工压力高和加砂困难等难题,开展了深层页岩气水平井分段压裂技术研究。根据丁山页岩特征和地应力状态,进行了井口施工压力预测和排量优化,建立了水平井段多裂缝覆盖率计算模型,并结合诱导应力场计算结果进行了段簇优化。根据页岩气网络压裂技术的特点及该井的具体情况,确定采用高减阻低伤害滑溜水和活性胶液进行混合压裂,采用低密度高强度覆膜支撑剂进行组合加砂,并对压裂参数进行了模拟优化。DY2HF井分段压裂井口限压95 MPa,施工总液量29 516 m3,总砂量319 m3,最高排量13.6 m3/min,滑溜水减阻率达78%,胶液完全水化,压裂后获得高产工业气流,实现了深层页岩气水平井压裂技术突破。该井分段压裂结果表明,丁山等深层页岩气已经具备了有效勘探开发的技术基础。      

准噶尔盆地吉木萨尔致密油水平井固井技术探讨

通过从完井管柱下入、水平井固井水泥浆及配套固井技术等几方面开展软件模拟分析,配方优化研究,配套固井技术优选等致力于解决吉木萨尔致密油区水平井固井的主要技术难题,经现场应用验证,形成适用于该区块的水平井固井技术。下套管前充分循环洗井并最终采用三扶正器通井保证井眼稳定、顺畅、平滑;造斜段、水平段套管串合理安放刚性扶正器特别是滚轮扶正器有利于有效提高套管居中度及降低套管下入摩阻;通过优化固井施工参数,采用变排量注水泥及替浆,改善注替流态,辅助采用除油前置液及套管漂浮技术有利于提高顶替效率;弹性颗粒加入水泥浆配方进一步增加水泥石弹性韧性,有利于在保证强度要求下降低水泥石弹性模量,适应大型压裂对水泥石强度及韧性要求。     

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。      

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。     

陆相页岩气水平井固井技术——以延长石油延安国家级陆相页岩气示范区为例

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的上三叠统延长组及下二叠统山西组具有良好的页岩气成藏条件,陕西延长石油(集团)有限责任公司采用水平井分段压裂技术对该区页岩气进行开发。针对水平井固井过程中存在的油基钻井液清洗困难、长水平段套管难以居中、固井过程中易发生漏失、水平井及分段压裂对水泥环要求高、长封固段固井附件易失效等技术难题,开展了相关技术研究,获得了解决上述问题的技术措施:1在该示范区通过采用清油型前置液多级冲洗工艺,有效地冲洗界面残留油膜,提高油基钻井液冲洗效率;2新研制的水平井专用扶正器能有效降低管柱下入摩擦阻力,保证套管的居中度;3通过提高地层承压能力、优化浆柱结构实现平衡压力固井;4优选韧性材料提高水泥环的耐冲击能力,较好地满足了页岩气水平井分段压裂工艺对水泥石性能的要求;5研制的高性能固井附件,保证了长封固段水平井施工安全。所获成果已在该示范区的4口页岩气水平井中进行了应用,固井一次成功率达100%,固井质量优良率达100%,取得了良好的固井效果。     

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。     

四川盆地页岩气井水平井段的固井实践

页岩气藏水平井固井要求水泥环不仅要有很高的强度,还要有较好的韧性,使之能满足大型分段加砂压裂增产作业对水泥环层间密封的要求。为此,针对性地开展了增韧材料的优选和高效冲洗剂的研制,先导性试验的3口井均采用了以下主要措施：①应用自主开发的增韧材料,配制出密度达1.95 g/cm³的增韧水泥浆,实验结果表明,该水泥石抗冲击韧性超过常规水泥石20%、抗折强度提高了10%～15%、弹性模量则下降了约20%,显示出良好的增韧性能;②自主开发的油基介质下高效冲洗液,能在短时间内改变套管及井壁的润湿性,室内试验结果表明,该冲洗液对界面冲洗效果超过90%,达到了有效清除套管及井壁残留油泥、隔离油基钻井液与水泥浆的效果;③集成应用川渝地区旋流刚性扶正器、漂浮顶替等成熟固井技术实现水平井段有效顶替。纳入试验的3口井固井质量均满足了后期增产作业的技术要求,为页岩气藏水平井固井提供了技术支撑。     

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     

油基钻井液条件下页岩气侧钻水平井固井技术

DYS4侧钻水平井完钻井深5587 m,垂深4186.34 m,水平位移1607.72 m,具有油基钻井液固相含量高、井壁和套管壁清洗困难、封固段长(5584.49 m)、顶底部温差大(110℃)、顶替效率难以保证等诸多固井难点.通过优化固井方案,优选了双凝双密度水泥浆体系和驱油型隔离液体系,且采用了油基泥饼固化剂,制...     

彭页HF-1页岩气井水平段固井技术

为了提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂需求,对彭水地区海相页岩气水平井固井技术进行了研究。针对彭页HF-1井固井技术难点,开展了以通井数据为基础的水平井套管下入数值模拟分析,优选了扶正器类型和扶正器安放间距, 针对该井部分井段地层漏失特性,采用"应力笼"理论开展承压堵漏作业,并优选合适的高效驱油冲洗液和隔离液及水泥浆,满足界面润湿反转和驱油要求。通过数值模拟分析,设计的弹性水泥浆弹性模量6.5~8.5 GPa,扶正器端面居中度达到67%,水平段固井质量能够满足压裂的需求。CBL测井结果表明,彭页HF-1井水平段固井优良率78.4%,质量合格,压裂过程未发现层间窜现象。该技术对海相页岩气井固井有一定的借鉴意义,但需要进一步研究其适应性。