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     

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。     

韧性胶乳水泥浆在试验评价及其水平井固井作业中的应用

长水平段大位移水平井钻井是页岩气开采和提高开采效益的关键,钻进中,因为井浅、水平段长,固井质量往往难以保证。为提高页岩气水平井固井质量,研究开发了一套韧性胶乳水泥浆体系,室内对该水泥浆体系的性能进行了评价研究。结果表明,该水泥浆不仅具有良好的稳定性和自由水控制能力,同时具有快速的静胶凝强度发展速度和较强的流体阻隔能力,表现出较强的防窜效果;另外,通过模拟射孔试验发现,该水泥浆具有较高的抗冲击韧性,这对于保证射孔压裂完井下水泥环的完整性具有重要的意义。该水泥浆体系在建页2井生产套管长水平井固井中进行了应用,封固水平段长达1050m,48h变密度测井检测结果显示,建页2井页岩气长水平段的固井质量为全优质。     

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。     

螺旋流顶替技术在川西水平井固井中的应用

川西沙溪庙组气藏储量丰富,因气藏为致密砂岩,直井采收率低.为此,针对前期水平井固井质量较差这一难题展开了专项研究.通过分析,提出了水平段使用双弓弹性扶正器和旋流扶正器交替组合来提高套管居中度,并在平衡地层压力的前提下尽可能地提高排量循环洗井,实现螺旋流顶替,提高旋流扶正器的导流效果;合理使用固井液浆柱结构,选用合适的水泥浆体系,优化水泥浆性能等措施来提高水平井固井质量.通过在川西沙溪庙组17口水平井固井中的实践验证,证明上述技术的综合应用是可行的.     

苏平1井水平井固井技术

通过分析水平井固井质量的影响因素，提出了水平井固井对水泥浆性能的要求，探索出了一套水平井固井水泥浆室内试验、评价方法及现场施工技术。地矿部系统第一口水平井苏平１井固井实践证明，全面提高水泥浆体系的稳定性并配以综合固井技术措施，可保证水平井固井质量优良。     

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.     

大港板南储气库白6 库1 井尾管固井技术

储气库井白6 库1 井尾管固井存在地层承压能力低、封固段长、井径不规则及井筒承载着交变应力及温度变化等难题。设计通过采取承压堵漏、优化浆柱结构实现平衡压力固井，并引入DRE 膨胀韧性水泥浆体系。优化浆柱结构措施有，降低冲洗隔离液密度（低于钻井液密度），增加冲洗隔离液用量（占环空高度800 m）；采用双凝水泥浆体系。高效冲洗隔离液使用开发出的兼有疏水性官能团和亲水性官能团的油基钻井液冲洗液DRY-100L 作主剂，并使用棱形加重材料DRW-2S，加强了对二界面的冲击力。DRE 水泥浆具有良好的综合性能，2 d、7 d 抗压强度分别大于16、28 MPa，弹性模量小于6.0 GPa/7 d，韧性改造使其具有“高强度低弹性模量”特性，为该配套技术的推广应用奠定基础，为固井质量的提高提供技术保障。现场固井结果表明，通过采用该膨胀韧性水泥浆进行平衡压力固井，施工顺利，固井质量优质。      

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。     

SFP弹韧性水泥浆体系在页岩气井中的应用

页岩气藏因其储层物性差、孔隙度和渗透率低,开采难度较大,大都采用大型压裂技术才能获得产能,这就要求水泥环不仅要有很好的强度,还要有较好的弹塑性和韧性。为此,研制开发了弹塑性材料SFP-1及增韧性材料SFP-2,并对其性能进行了室内测试。在室内试验的基础上,优选出了SFP弹韧性水泥浆体系的配方,室内模拟试验结果表明,该水泥浆具有较好的抗冲击性和较高的柔韧性。该水泥浆在黄页1井Φ139.7 mm生产套管固井中进行了应用,固井施工过程一切顺利,48 h变密度测井检测结果显示,页岩气目的层固井质量优质。      

页岩气井固井技术难点分析

页岩气是我国一个新的天然气矿种,具有非常广阔的开采前景。页岩气藏属于低孔低渗气藏,其特殊的生产方式对固井质量要求非常高。但页岩气藏地质特征、钻完井方式及开发方式决定了页岩气井固井难度远远大于常规油气井。结合我国页岩气资源特点,从顶替效率、水泥环完整性和水泥浆体选择三方面分析页岩气井固井技术难点,以期对页岩气固井技术开发提供帮助。分析表明:不规则井眼条件下的水平井固井、保证水泥环长期完整性和水泥浆性能与成本的平衡问题是我国页岩气井固井作业的主要难点。建议从"水平井复杂井况下提高顶替效率技术、水泥环长期完整性评价技术、页岩气固井水泥浆体系"三方面加强技术攻关,以提高我国页岩气井勘探开发效益。参11     

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.      

胜利油田水平井固井新技术

目前水平井存在套管居中度差、固井顶替效率低的缺陷,导致水平井固井质量差,严重影响了水平井优势的发挥。为了提高水平井固井质量,在胜利油田F147-平2井、F147-平1井和L8-平1井上,应用新型韧性胶乳水泥浆、新型前置液体系、提高套管居中度等新工艺,取得了显著效果,为今后胜利油田提高水平井固井质量积累了经验。     

水平井固井工艺技术

为提高水平井固井质量,采用了较有效的工艺技术:设计了用于冲洗和防止井垮的冲洗液,应用沉降稳定性较好的水泥浆。从水泥浆的体系选择、套管的安全下入、现场固井配套施工工艺等方面采取有效措施以保证水平井固井质量。施工证明这些措施较好,满足了固井质量的要求,现场效果显著。     

塔里木东河油田超深水平井固井技术

塔里木东河油田的水平井平均井深为6 350 m,目的层位为石炭系.该地区地质构造复杂、裂缝发育、井底温度高、地层压力系数低、井壁易垮塌掉块.这些水平井井斜,方位变化大,水平位移长,油层固井采用水平井复合套管双级注水泥工艺,封固段长,且间隙小.针对该地区特点,选用了兰德LANDY806L系列外加剂.油层一级固井水泥浆采用具有低失水、零析水、防气窜、早强等特性的加有硅粉和微硅的抗高温水泥浆;二级固井水泥浆采用添加微硅和漂珠的防漏低密度水泥浆,同时使用配套的水平段套管漂浮技术、套管扶正措施以及先导浆、冲洗液和加重隔离液多级前置液体系等综合固井技术措施.该套固井技术在DH1-H9等多口井中的应用效果良好,固井质量优质,成功地解决了东河油田超深水平井固井技术难题.     

华北油田水平井完井固井技术

水平井技术作为转变?济增长方式、实现节约发展、安全发展、清洁发展的重要举措,钻井数量迅速上升。对华北油田水平井固井难点进行了分析,总结出一套适合华北油田水平井固井的技术措施,即保证井身质量、搞好井眼净化、提高套管居中度、缩短钻井液静止时间、优选驱油冲洗液、优化水泥浆体系、紊流顶替和套管漂浮等技术。现场应用效果良好,至2008年底共完成水平井固井70口,优质率达78.57%,为今后水平井固井施工提供了经验。     

延长油田延页平1井固井技术

为了确保延长油田延页平1井固井施工顺利及固井质量,通过静态地层承压试验、优化通并钻具结构、选用四级清油型冲洗隔离液技术,并采用特制的冲洗效果评价装置进行评价,优选固井水泥浆体系等固井技术措施,有效解决了该井固井漏失、套管安全下入及居中困难、井壁油膜清除困难和水平段固井质量难以保证等难题,最终使该井固井顺利,固井质量达到优质。该井页岩气固井技术方案的成功实施,为今后在该油田页岩气井固井提供了很好的借鉴作用。     

胜利油田沙河街组页岩油水平井固井技术

胜利油田沙河街组页岩油水平井固井时存在套管居中和安全下入难度大、水泥浆性能要求高和油基钻井液驱替困难等技术难点,为此研发了两亲冲洗隔离液体系、优选纤维膨胀水泥浆体系和塑性胶乳防窜水泥浆体系,并采取应用整体式弹性套管扶正器、偏心导向引鞋、漂浮顶替技术和环空加压等固井技术措施,初步形成了胜利油田沙河街组页岩油水平井固井技术...     

适合海上低渗气田水平井固井的柔性水泥浆体系研究

海上低渗气田利用常规手段难以有效开发,一般需采用水平井、分支井固井后射孔加大型压裂技术进行完井,其固井质量直接影响后期增产的效果和气田产量。为保证海上低渗气田水平井段良好的固井质量,设计了柔性水泥浆体系。室内对该水泥浆体系进行了试验评价研究,结果表明:柔性水泥浆体系较普通聚合物低密度水泥浆体系具有失水低、流变性好、体系稳定、强度发展迅速、防窜性能强、韧性高的优点,能够有效满足水平井、分支井固井作业,保证海上低渗气藏后期开发对固井质量的需要。     

川西沙溪庙组水平井固井技术难点及对策

川西沙溪庙组气藏地层压力高,储层具有致密低渗、裂缝发育、非均质性强等特点,水平井固井存在着水泥石胶结质量差、部分井井口窜气或试压不合格等固井问题,直接影响着气井长期安全生产。为此,结合近年 来川西沙溪庙组气藏水平井固井实践,通过开展工程地质、固井工艺技术、水泥浆技术以及测井技术等分析,认为川西沙溪庙水平井固井主要技术难点有：地质条件复杂、存在高压气层是导致固井质量差的客观条件;工区固井技术无法全面适应是引起固井质量差的重要因素;声幅测井工艺不合理是造成固井质量差的间接因素。提出了如下解决办法：加强储层地质分析,采用地质导向钻井技术（或性能可靠定向工具及测斜仪器）和优质钻井液体系,能很好控制水平井轨迹和井径扩大率,为后续下油层套管作业提供良好井筒条件;加强工区成熟水泥浆体系如加重膨 胀、KQ/FLOK防气窜或塑性膨胀水泥浆攻关完善,同时积极引进或开发自愈合水泥浆体系,保证水泥浆性能稳定、提高水泥石长效封固质量。