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大港油田页岩油水平井固井技术的难点及对策

2020-11-06 750 上传者：管理员

摘要：针对大港油田页岩油水平井固井中所面临的钾盐钻井液与水泥浆相容性差及驱替困难、水泥环在高压裂压力条件下易破坏等问题。针对性地开展了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研究。取得了如下研究成果：①开发了抗污染驱油前置液，其对含油钾盐钻井液的冲洗效率高于90%，且与钾盐钻井液及水泥浆相容性好；②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达30%；③确定了清水顶替等适用于页岩油水平井的固井技术，有利于保证井筒密封性能。该研究成果在大港油田首口页岩油水平井官东1701H井成功应用，水平段平均固井优质率达到99.17%，创下了大港油区大斜度井、L型井和水平井固井质量的最好记录，保证了井筒密封完整性，为页岩油高效开发提供了技术支撑。

关键词：
固井
长水平段
韧性
页岩油水平井
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据美国能源信息署评估，全球页岩油技术可采储量为469×108t，其中俄罗斯、美国和中国分别达到105.0×108t、67.2×108t和44.8×108t。2016年美国平均日产页岩油53.3×104t，占原油日产量45%，预计到2040年将达到60%以上，页岩油已成为继页岩气之后可高效开发的又一重要非常规资源。

面对资源劣质化、稳产压力大、效益提升难的严峻形势，大港油田将页岩油资源勘探开发列为油田增储建产一体化工作的重点。近年来渤海湾盆地多口页岩油井相继获得工业油流，其中沧东凹陷古近系孔店组二段下部高丰度纹层状页岩层系为页岩油富集层段，平均含油饱和度50%，甜点分布面积达260km2，预测资源量超5×108t，是渤海湾盆地页岩油勘探的重要接替领域。渤海湾盆地沧东凹陷页岩油开发与国内鄂尔多斯盆地延长组、准格尔盆地二叠系及四川盆地侏罗系、松辽盆地白垩系相比，开发难度相对较大。井深（5000m以上）、水平段长（1500m以上）、温度高（140℃以上）及压裂压力高（70～100MPa），对固井提出更高要求，保证井筒完整性面临严峻挑战。目前，大港油田页岩油水平井固井配套技术还处于摸索阶段，为保证页岩油资源高效开发，有必要针对页岩油水平井固井技术难点，对页岩油水平井固井技术进行系统研究。

1、页岩油水平井固井技术难点

1.1储层密集、油气活跃，后效大，兼顾压稳与防漏

(1）油气活跃，后效大。官东1702H井钻进过程中，在3940～4056m井段发生严重气侵，多次点火，最长持续时间240min；起下钻循环过程中，循环最高油气上窜速度达317.1m/h。官页1-3-1H井下套管前测后效，钻井液相对密度1.50降至1.46，上窜高209.25m，速度67.50m/h。固井前点火燃烧时间62min,4478～5016m井段共计点火18次。

(2）压力系统动态变化，存在压力“敏感点”，溢/漏并存（回吐明显），窄密度窗口条件全过程平衡压力固井设计困难。

1.2井斜角大、水平段长，套管安全下入及居中度难以保证，顶替效率不理想

(1）井斜角大（60°～90°），水平段长达1500m以上，安全下套管风险大。

(2）造斜段、水平段形成岩屑床，井眼清洁度低。

(3）扶正器及下套管方案优化困难，“下得去、压不漏、高居中”难度大。

1.3井深、水平段长，封固质量不易保证，安全施工风险大

(1）页岩油水平井平均井深达4500m，水平段长1000m，压稳压实难度大。

(2）井眼稳定性差，钻进、循环过程中出现掉片、掉块，固井过程中存在憋堵风险。

(3）页岩油水平井全井使用清水顶替，施工压力高，对水泥车、管线、水泥头等要求高。

1.4固井工作液体系工程性及功能性要求高

(1）高温条件下，水泥浆体系应具有良好的热稳定性，避免停泵过程中水泥浆固相沉降、闪凝而导致安全隐患，保证固井施工安全。

(2）油气活跃、水侵等复杂地质条件下，水泥浆防窜性能要求高。严格控制体系失水量，缩短静胶凝过渡时间，降低窜槽风险。

(3）大型体积压裂条件水泥石力学性能要求高，常规水泥石力学性能不匹配后期储层改造需求，直接影响井筒密封效果。

(4）前置液体系应用技术要求高，需与钻井液形成“密度差、切力差、粘度差”。

2、页岩油水平井固井关键技术

2.1驱油抗污染前置液体系

针对大港页岩油水平井水平段使用含油钾盐钻井液体系，优选了洗油型冲洗剂DRY-2L及抗污染剂DRP-1S，攻克了油性物质冲洗效果差、相容性差的难题，改善了体系流变性、高温稳定性，缩短了冲净时间，提升了界面胶结能力。

2.1.1体系组分

驱油抗污染前置液体系主要由悬浮剂DRY-S1、高温悬浮剂DRY-S3、洗油型冲洗剂DRY-2L及加重材料等组成。其中悬浮剂DRY-S1及DRY-S3是保证体系具有良好的悬浮稳定性能，冲洗剂DRY-2L中含有表面活性剂、有机溶剂等成分，提高对含油钻井液的清洗能力。

2.1.2体系性能评价

(1）沉降稳定性评价。针对不同温度条件，确定了不同密度前置液体系悬浮剂的加量，保证了高温条件下体系的稳定性，优化了体系流变性。基础配方：清水+1.5%悬浮剂DRY-S1+2.0%高温悬浮剂DRY-S3+2.0%抗污染剂DRP-1S+6.0%洗油型冲洗剂DRY-2L+加重剂+0.2%消泡剂DRX-1L。

表1驱油抗污染前置液高温稳定性表

由表1中数据可知，1.30～1.80g/cm3密度范围洗油型冲洗隔离液在90℃及140℃条件下均具有良好的沉降稳定性，上下密度差均小于0.03g/cm3，满足固井施工要求。

(2）冲洗效果评价。清水在表面的接触角，表征了清水在表面的铺展能力，接触角越小表明铺展能力越高，表面润湿性越好，驱油型前置液能够明显降低浸油基钻井液的表面接触角，表明驱油前置液的润湿反转能力强，实验结果见表2。

表2清水在钢板表面润湿情况表

洗油型冲洗剂DRY-2L能在短时间内迅速有效地将附着在界面上油浆、油膜冲洗净，使界面的“油湿”变成“水湿”状态，有利于提高水泥石的界面胶结强度。

采用六速旋转粘度计法将驱油抗污染前置液体系（密度1.50g/cm3）对含油钾盐钻井液（密度1.47g/cm3）冲洗效果进行了评价。将含油钾盐钻井液浸泡后的粘度计外筒，采用驱油抗污染前置液对钻井液冲洗30s后，壁面上油膜基本完全冲净，部分固相物质开始冲落，再用清水冲洗10s后，壁面基本冲洗干净，冲洗效率基本上达到100%。由此说明，驱油抗污染前置液体系针对含油钾盐钻井液的冲洗效果良好，可在较短时间内达到较高的冲洗效率。

(3）相容性评价。含油钾盐钻井液与水泥浆污染严重，属于“见面稠”。驱油抗污染前置液体系（密度1.50g/cm3）与含油钾盐钻井液（密度1.47g/cm3）、水泥浆（密度1.88g/cm3）的相容性评价结果见表3、表4。

表3驱油抗污染前置液体系与钻井液相容性

表4水泥浆、冲洗隔离液与钻井液的三相相容性

驱油抗污染前置液体系与含油钾盐钻井液、水泥浆都具有良好的相容性，能够降低稠度，延长污染稠化时间，保证固井施工安全。

2.2高强度韧性水泥浆技术

2.2.1体系设计思路

基于晶须增强增韧机理及紧密堆积设计，对水泥石力学性能进行优化，同时提高体系防窜性能。

(1)DRE-3S是1种由改性钙质晶须材料和低弹模纤维材料配比而成的水泥石增强增韧复合材料，其本质是把水泥石的脆性破裂转变为塑性破裂，阻断或者延长水泥石受力时微裂纹的扩展路径。使常规硅酸盐水泥石性能达到“高强度、低弹模”的技术指标。(2)对水泥浆体系进行颗粒级配设计，掺加不同粒径的石英砂，配合微硅提高水泥石堆积程度，一定程度上提高韧性水泥石的抗压强度；(3)优选配伍性能好的配套外加剂，调节水泥浆工程性能。

2.2.2韧性水泥浆体系性能评价

配方：胜潍G级水泥+25%石英砂（200目）+15%石英砂（600目）+2%微硅+6%增韧剂DRE-3S+2%防窜剂DRT-1S+1.5%降失水剂DRF-1S+0.7%分散剂DRS-1S+0.25%稳定剂DRK-3S+0.2%消泡剂DRX-1L+缓凝剂DRH-2L+水。

从表5可以看出，常规密度韧性水泥浆综合性能良好，无游离液，API滤失量可以控制在50mL以内，上下密度差低于0.03g/cm3，满足页岩油水平井水平段固井技术需求。

2.2.3韧性水泥石力学性能评价

对高温条件下常规密度水泥石抗压强度及杨氏模量进行了评价，结果见表6。

从表6中数据可以看出，与未经韧性改造的水泥石相比，韧性改造后的水泥石抗压强度降低幅度小于20%，而水泥石杨氏模量降低了30%以上，达到了“高强度、低弹模”的技术需求，有利于保障高压裂压力条件下水泥环的力学完整性。

2.3固井配套技术

2.3.1有利于井筒密封工艺技术——清水顶替

采用清水作为顶替液，相比采用钻井液作为顶替液套管承受更小周向应力，套管形变量大幅减少，有利于后期压裂过程中保证套管完整性，同时清水顶替增加了套管内外压差，降低或减弱套管的径向伸缩扩张带来的微间隙，提高一、二界面固井胶结质量。

表5韧性水泥浆的综合性能评价

表6水泥石力学性能评价

2.3.2关键配套技术措施

(1）强化井眼准备。要求“三扶通井”（212mm+210mm+208mm），在不规则井段加强短起下钻作业，确保井眼通畅，起下钻摩阻正常，套管能安全下放到位。

(1)212mm+208mm双扶通井，井斜角40°～70°井段：一柱一划，转速60～80r/min;212mm+210mm+208mm三扶通井。

(2)通井排量2.1m3/min以上，开启固控设备（振动筛、除泥器、离心机），清除井内有害固相，最大程度清洁井眼。

(3)双扶通井使用稠钻井液裹砂，性能要求：粘度大于90s、坂含小于40g/L、用量30m3以上。

(2）钻井液控制技术：

(1)裹砂钻井液性能：高粘度大于90s、低坂含小于40g/L、用量大于30m3以上。

(2)下套管前：封闭液老化性能控制，高温热滚后：满足n值不小于0.72，动切力不大于8Pa，高温高压失水不大于12mL。

(3)下完套管后：循环周数达到2周以上，循环环空返速大于1.1m/s，固井前循环过程中时刻监测进出口密度，要求进出口密度一致，出口无有害固相返出。

(4)固井前：保证钻井液性能前提下，n值不小于0.72，粘度小于60s、动切力小于8Pa。

(5)要求循环周数达到2周以上，循环环空返速大于1.2m/s，固井前循环过程中时刻监测进出口密度，要求进出口密度一致，出口无有害固相返出，方可进行固井作业。

(3）扶正器选型及安防方式：

(1)造斜段及水平段：使用半刚性螺旋扶正器，1根1加。

(2)自旋转浮鞋后第一根套管，使用1个滚轮扶正器。

(4）固井施工结束，根据现场情况，环空加压6～8MPa。

3、现场应用

官东1701H井是中国石油集团公司重点探评井、大港油田第一口页岩油水平井，对大港油田的页岩油勘探开发规模化至关重要。该井位于沧东凹陷官东地区小集背斜东翼1608井区，是一口三开预探评价井，完钻井深5465m，垂深3851.38m，最大井斜90.13°，最大位移2046.87m，含油钾盐钻井液密度1.42g/cm3，固井施工注入1.45g/cm3抗污染驱油前置液30m3,1.90g/cm3高强度韧性水泥浆领浆26m3,1.92g/cm3高强度韧性水泥浆尾浆44m3，水平段固井质量优质率99.17%。

4、结论及建议

(1）强化钻进过程井眼条件。根据设备条件，尽量实现“高钻压、高转速、高泵压、大排量、大扭矩”的钻井参数目标。钻进井眼形成过程中彻底有效清除岩屑床和砂桥，保障井壁规则、光滑、清洁，做好井眼出砂量统计。

(2）对水泥石进行韧性改造，降低杨氏模量，防止水泥石受拉、受剪破坏和微环隙产生，提升保持完整性的能力；有效提高顶替效率，保证良好的胶结强度，防止界面出现微环隙。

(3）持续加强页岩油水平井水泥环密封完整性理论、高含油钾盐钻井液驱替及抗污染机理等方面相关研究工作。

参考文献：

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