秦 杜 袁明進(jìn) 龍志平 馮大鵬

(中石化華東分公司非常規(guī)油氣資源工程技術(shù)研究中心，江蘇 210031)

延川南區(qū)塊構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地東南緣，隸屬于渭北隆起和晉西撓褶帶交匯處。區(qū)塊為黃土塬地貌，溝壑縱橫，多坡地，少平川，基巖裸露，植被稀少，總體地形為東高西低。該區(qū)塊含煤總面積為672km2，自上而下發(fā)育地層有第四系、三疊系(二馬營(yíng)組、和尚溝組、劉家溝組)、二疊系 (石千峰組、上石盒子組、下石盒子組、山西組)、石炭系 (太原組、本溪組)、奧陶系 (峰峰組)。其中石炭系上統(tǒng)太原組和二疊系下統(tǒng)山西組為本區(qū)塊的主要含煤地層，共發(fā)育11層煤。山西組2#煤層和太原組10#煤層為本區(qū)塊的主要可采煤層。

目前，延川南煤層氣正處于開(kāi)發(fā)利用起步階段，加快該區(qū)塊煤層氣的開(kāi)發(fā)利用，對(duì)于緩和能源緊張狀況、改善能耗結(jié)構(gòu)、減少環(huán)境污染具有重大意義。固井質(zhì)量是影響煤層氣井產(chǎn)能的關(guān)鍵因素之一，煤層氣井固井作業(yè)的效果直接影響煤層氣的開(kāi)發(fā)及產(chǎn)能的提高，應(yīng)當(dāng)重視煤層氣的固井質(zhì)量，固井工藝配套的關(guān)鍵技術(shù)也必須從常規(guī)油氣中延伸出來(lái)，從而解決煤層氣固井技術(shù)難題，更好地滿足后期儲(chǔ)層壓裂及改造需求，保障后期開(kāi)采。

1 延川南煤層氣儲(chǔ)層的特點(diǎn)

煤層氣的儲(chǔ)集方式和常規(guī)油氣有本質(zhì)的不同。煤層氣主要以吸附狀態(tài)存在于基巖孔隙的內(nèi)表面上，只有少量以游離狀態(tài)或溶解狀態(tài)存在于煤層的孔隙與裂縫中。其次，煤層具有基質(zhì)孔隙與裂縫孔隙特征的雙孔隙系統(tǒng)，煤基質(zhì)中的孔隙是主要的孔隙，占總孔隙體系的絕大部分;裂縫孔隙屬于天然裂隙，占總孔隙體積的次要部分，它們基本上等間距分布，并使煤具有不連續(xù)性。煤層氣具有獨(dú)特的保存方式—壓力封閉，這種特殊的保存方式?jīng)Q定了其開(kāi)采方式的特殊性，必須經(jīng)過(guò)較長(zhǎng)時(shí)間的排水降壓后才慢慢解吸。

延川南區(qū)塊煤層氣儲(chǔ)層條件十分特殊，山西組2#煤儲(chǔ)層的孔隙率在1.3%到4.6%之間，太原組10#煤儲(chǔ)層的孔隙率在2.6到4.3%之間，屬于低孔地層。通過(guò)對(duì)該區(qū)塊煤層進(jìn)行了注入/壓降測(cè)試，測(cè)試結(jié)果顯示，山西組2#煤層滲透率在0.032～0.1735md之間，太原組10#煤層滲透率在0.026到0.2265md之間，煤儲(chǔ)層滲透率較低，遠(yuǎn)小于常規(guī)油氣儲(chǔ)集層的滲透率;儲(chǔ)層壓力系數(shù)西部為0.76～0.870，東部平臺(tái)為0.40～0.477，屬于低壓地層，儲(chǔ)層孔隙壓力一般低于靜水壓力，易受侵入流體的污染。該區(qū)塊煤層氣井井深淺，煤層孔隙壓力梯度一般小于0.01MPa/m，即使在同一地區(qū)，壓力梯度變化也很大，并且很難準(zhǔn)確預(yù)測(cè)。煤層呈割理發(fā)育，非均質(zhì)性強(qiáng)，力學(xué)穩(wěn)定性差，機(jī)械強(qiáng)度低，易受壓縮，楊氏模量小 (一般為2.1×103～6.8×103MPa)，泊松比通常在0.2～0.3之間，在外力作用下極易破碎。其次，該區(qū)塊煤儲(chǔ)層流體呈酸性，容易與水泥漿濾液反應(yīng)，產(chǎn)生沉淀，從而污染產(chǎn)氣層。因此，需要針對(duì)延川南區(qū)塊煤層氣的儲(chǔ)層條件，設(shè)計(jì)出適合該區(qū)塊的煤層氣井固井水泥漿體系及固井工藝技術(shù)。

2 延川南煤層氣水平井固井的難點(diǎn)

煤層氣水平井工藝與常規(guī)水平井有著很大的不同，煤層氣水平井是在目的煤層底端鉆一口直井作為生產(chǎn)井，并在煤層段擴(kuò)孔造穴。在距離生產(chǎn)直井一定距離外施工一口或是兩口水平井，水平井水平段在目的煤層穿行并與生產(chǎn)井實(shí)現(xiàn)對(duì)接，地層流體通過(guò)水平井眼流向生產(chǎn)井筒，實(shí)現(xiàn)共同排水降壓采氣的目的。煤層氣這種獨(dú)特的開(kāi)發(fā)和開(kāi)采方式給固井設(shè)計(jì)和現(xiàn)場(chǎng)施工提出了更高的要求，延川南煤層氣水平井固井難點(diǎn)主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面:

(1)下套管難度較大。由于水平井鉆井過(guò)程中直井段向水平段過(guò)渡的井斜角和方位角不斷變化，使得井眼軌跡發(fā)生變化，再加上重力因素的影響，使得套管在通過(guò)大斜度井段和水平段時(shí)與井壁之間的摩阻增大，導(dǎo)致套管下放困難。

(2)對(duì)水泥漿性能要求高。煤層氣水平井固井時(shí)既要保證水泥漿有較好的防氣串效果，也要保證漿體具有低濾失、微膨脹及很好的流動(dòng)性和沉降穩(wěn)定性。水泥漿的設(shè)計(jì)必須控制自由水的析出，這是由于在水平段重力作用的影響下水泥漿容易發(fā)生沉降，不穩(wěn)定，水平段輕質(zhì)的自由水會(huì)運(yùn)移到環(huán)空上側(cè)，形成水槽或水帶，從而失去層間封隔的效果，影響固井質(zhì)量。

(3)水泥漿密度的控制難度大。煤層巖心強(qiáng)度和煤儲(chǔ)層地應(yīng)力特征決定了水泥漿密度范圍和環(huán)空液柱壓力系統(tǒng)的設(shè)計(jì)較為困難。按照常規(guī)要求，水泥漿密度應(yīng)大于井眼坍塌壓力，小于煤層漏失壓力?；谠撛瓌t，在水泥石抗壓強(qiáng)度滿足要求的條件下，采用密度盡量低的水泥漿。

(4)對(duì)鉆井液的性能要求不同。在煤層氣水平鉆井過(guò)程中為了保證煤層的井壁穩(wěn)定性，要求鉆井液處于輕微過(guò)平衡狀態(tài)，同時(shí)具有較高的黏度和切力，而固井時(shí)則要求在固井施工前鉆井液具有較低的黏度和切力，從而提高頂替效率。

(5)循環(huán)排量控制存在風(fēng)險(xiǎn)。鉆井液固相和巖屑在自身重力作用下容易發(fā)生沉床，而煤層氣水平井井壁穩(wěn)定性較差，循環(huán)洗井時(shí)的排量比較低，不利于徹底清洗掉水平段低邊的巖屑及鉆進(jìn)液固相。

(6)煤儲(chǔ)層保護(hù)難度大。由于煤儲(chǔ)層滲透性低，任何環(huán)節(jié)的污染都會(huì)對(duì)煤層孔隙和裂縫造成永久性損害。固井過(guò)程中如果環(huán)空的液柱壓力高，水泥漿的失水量大，水泥漿性能差或施工不當(dāng)，很容易對(duì)煤層造成傷害。

3 影響延川南煤層氣水平井固井質(zhì)量的因素

結(jié)合延川南煤層氣水平井固井現(xiàn)場(chǎng)以及施工情況，影響延川南煤層氣水平井固井質(zhì)量的主要因素是頂替效率低?？紤]到煤層埋藏淺，固井時(shí)替漿量少，注水泥完畢后就有一半體積以上的水泥漿進(jìn)入環(huán)空，受設(shè)備及井下條件的限制，固井時(shí)根本達(dá)不到紊流頂替的排量，而且紊流頂替時(shí)環(huán)空返速高，摩阻大，在低壓易漏的井中甚至?xí)l(fā)生壓漏地層的現(xiàn)象。同時(shí)煤巖層光滑、不規(guī)則的解理面不利于水泥環(huán)二界面的膠結(jié)，對(duì)水泥漿性能要求較高，影響頂替效率的原因主要有以下四點(diǎn):

(1)套管偏心的影響

煤層氣水平井在大斜度井段和水平井段套管所受的重力方向不再是軸向，而是徑向，極易導(dǎo)致套管偏心，使得套管低邊的鉆井液驅(qū)動(dòng)困難，容易竄槽，從而影響頂替效率。此外，大斜度井段的井斜和方位變化也都會(huì)影響套管的居中程度。

(2)鉆井液性能的影響

煤層氣水平井水平段鉆井過(guò)程中，為防止井壁發(fā)生坍塌，鉆井液的比重、粘度一般較高，流動(dòng)性較差，在固井替漿過(guò)程中，容易發(fā)生竄槽，嚴(yán)重影響頂替效率。

(3)水泥漿性能的影響

煤層氣水平井固井的水泥漿不僅要求具有良好的沉降性能，同時(shí)要求具有良好的流動(dòng)性能，而水泥漿的沉降性能和流動(dòng)性能是相互制約的關(guān)系，需要通過(guò)合理的調(diào)整外加劑的用量來(lái)解決這一矛盾，使水泥漿在替漿過(guò)程中有效地沖刷井壁，保證井眼干凈，提高頂替效率。

(4)前置液的影響

在固井過(guò)程中，要求施工前鉆井液具有較低的黏度和切力，因此，合理的設(shè)計(jì)前置液的性能及用量，可以有效防止各種流體之間竄槽，從而提高頂替效率。

4 煤層氣水平井固井技術(shù)對(duì)策以及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

4.1 煤層氣水平井組直井填砂工藝技術(shù)

為防止水平段固井施工時(shí)水泥漿竄至直井段，須對(duì)直井段進(jìn)行填砂作業(yè)。填砂高度要求控制在煤儲(chǔ)層以上100m，準(zhǔn)確計(jì)算直井洞穴容積及套管內(nèi)容積以確保填砂量的準(zhǔn)確。填砂前調(diào)整連通井組內(nèi)的鉆井液密度，并依據(jù)該密度配置相應(yīng)密度的鹽水溶液，以確保能順利地將砂送入井內(nèi)。

當(dāng)煤層氣水平井與直井連通后，在直井下入φ73mm光油管通井至人工井底，用密度1.08g/cm3的CaCl2溶液洗凈井筒，然后上提管柱到煤儲(chǔ)層頂板50m處，開(kāi)套閘，用密度1.08g/cm3鹽水小排量向油管灌水，套閘均勻出水后，油管緩慢均勻加砂到設(shè)計(jì)填砂量，再用密度1.08g/cm3鹽水送砂至油套平衡。上提管柱至煤層頂板以上150m，沉砂。

在填砂施工過(guò)程中，要嚴(yán)格控制填砂速度，防止砂子在油管、套管內(nèi)搭成砂橋，造成堵塞。嚴(yán)格控制送砂排量，防止攜砂液大量上返至油套環(huán)空，造成管柱砂埋。在送砂過(guò)程中若遇環(huán)空停止返水，應(yīng)立即活動(dòng)管柱，若活動(dòng)管柱無(wú)法解決，應(yīng)立即上提油管檢查。

直井填砂后，部分黃砂會(huì)進(jìn)入水平井段，影響套管下入到設(shè)計(jì)深度，因此進(jìn)行特殊水平井通井工藝，主要包括以下步驟:(1)正常通井至距離連通點(diǎn)10m位置，停泵。(2)下鉆至距聯(lián)通點(diǎn)0.5m到1m處，探砂面，若中途遇阻則表明到達(dá)砂面位置。(3)上提鉆具到距連通點(diǎn)10m處，開(kāi)泵循環(huán)清洗水平段中黃砂，再探砂面。(4)當(dāng)鉆具正常下鉆到距離連通點(diǎn)0.5m到1m處時(shí)，通井結(jié)束，正常起鉆。

4.2 套管管柱設(shè)計(jì)以及摩阻分析

(1)套管管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

煤層氣水平井與排采直井連通后，直井要進(jìn)行填砂作業(yè)，所以套管管柱在設(shè)計(jì)時(shí)要充分考慮這一問(wèn)題，套管管柱底部若采用單一引鞋則很容易被黃砂將引鞋孔眼堵住，影響固井施工，因此在設(shè)計(jì)時(shí)引入打孔短節(jié)，從而很好地解決了這一問(wèn)題。同時(shí)在套管串頂端兩根打孔短節(jié)之間安放了彈性扶正器，使套管管柱“抬頭”，為套管管柱的順利下入及固井施工創(chuàng)造條件，施工中使用的套管管柱結(jié)構(gòu)為:引鞋+打孔短節(jié)1根 (+扶正器)+打孔短節(jié)1根+浮箍+短節(jié)1根 (+扶正器)+套管2根(+扶正器)+短節(jié)1根+浮箍2+N80×7.72mm套管串 (+扶正器)+聯(lián)頂節(jié)。

(2)確定合理的扶正器安放位置

由于重力因素的影響，套管串在大斜度井段及水平段不能保持居中度，必須設(shè)計(jì)合理的扶正器安放位置。由于水平井水平段較長(zhǎng)，套管下入過(guò)程中摩阻較大，設(shè)計(jì)中安放了剛性螺旋滾輪扶正器，將滑動(dòng)摩擦轉(zhuǎn)化為滾動(dòng)摩擦，減小了摩擦阻力。扶正器安放設(shè)計(jì)如表1所示。

表1 扶正器安放設(shè)計(jì)

(3)套管居中度和摩阻分析

以延5－V1－P1井為例，結(jié)合實(shí)鉆井眼軌跡、套管管柱結(jié)構(gòu)以及扶正器安放，利用套管居中度計(jì)算軟件模擬計(jì)算得到套管居中度，如圖1所示。從延5－V1－P1井生產(chǎn)套管居中度模擬圖中可以看出，套管居中度基本在67%以上，套管居中效果良好。

利用隨鉆測(cè)量井眼軌跡，結(jié)合套管管柱結(jié)構(gòu)，模擬得到套管下入過(guò)程中大鉤載荷與套管摩阻分析情況，如圖2所示。由圖2可知，套管管柱結(jié)構(gòu)能夠在保證套管居中度的前提下順利下入。

圖1 延5－V1－P1井生產(chǎn)套管居中度模擬圖

4.3 固井前置液及水泥漿設(shè)計(jì)

目前延川南區(qū)塊煤層氣水平井水平段主要采用兩種鉆井液體系，一個(gè)為低固相鉆井液體系，另一個(gè)為絨囊鉆井液體系。針對(duì)兩種鉆井液體系，分別設(shè)計(jì)了不同的固井前置液體系。在保證井眼安全穩(wěn)定的情況下，盡可能提高前置液在環(huán)空中的高度，從而更加有效地發(fā)揮其沖洗和隔離的作用，同時(shí)增加其作為紊流頂替液的紊流接觸時(shí)間，有利于提高頂替效率。

針對(duì)鉆井過(guò)程中使用低固相鉆井液體系的水平井水平段，可使用的固井前置液體系和水泥漿體系如下:化學(xué)沖洗液:10%MS+水，用量8m3;隔離液:密度為1.35g/cm3的低密度水泥漿，用量2m3;使用絨囊鉆井液體系的水平井水平段可使用的固井前置液體系和水泥漿體系如下:沖洗鉆井液:原密度鉆井液+高濃度破乳劑，用量15m3;化學(xué)沖洗液:10%MS+水，用量8m3;隔離液:密度為1.35g/cm3的低密度水泥漿，用量2m3。

圖2 延5－V1－P1井大鉤載荷與套管摩阻模擬圖

由于煤層氣水平井垂深較淺，地層溫度較低，并且具有和常規(guī)水平井同樣的固井難點(diǎn)，因此對(duì)水泥漿體系要求較高。通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)優(yōu)選出適合于延川南區(qū)塊儲(chǔ)層特性的水泥漿體系，該體系不但具有良好的流變性，同時(shí)還滿足過(guò)渡時(shí)間短、高早強(qiáng)、近直角稠化等優(yōu)點(diǎn)，其性能參數(shù)如表2所示。

表2 水泥漿性能參數(shù)

圖3 水泥漿稠化曲線圖

水泥漿體系配方為:G級(jí)+2%G401+0.3%USZ+1.5%G304+1.5%G202+水0.487，其稠化曲線如圖3所示。

該水泥漿體系在延川南區(qū)塊延5－V1－P1井等煤層氣水平井固井中使用取得了良好的封固效果。由于延川南區(qū)塊目的煤層及上部部分地層破裂壓力較低，易發(fā)生漏失，造成儲(chǔ)層污染，所以在考慮水泥漿返高時(shí)充分考慮了煤層特點(diǎn)、水平井井眼軌跡等因素，提出了水平井固井水泥漿返至技術(shù)套管鞋以上400m處，這樣在保證不壓漏地層的前提下，也能滿足固井的層間封隔效果，在現(xiàn)場(chǎng)得到了良好的應(yīng)用效果。

5 結(jié)論

結(jié)合延川南區(qū)塊煤儲(chǔ)層的特點(diǎn)以及煤層氣水平井固井工藝的難點(diǎn)，研究設(shè)計(jì)出一套適合延川南區(qū)塊煤層氣水平井的固井工藝技術(shù)如下:

(1)水平井完井后，井眼與直井相連通，在直井采用了填砂工藝技術(shù)，有效地解決了水平井固井施工過(guò)程中，建立水泥漿循環(huán)通道的難題;

(2)結(jié)合延川南煤層實(shí)際破裂壓力，確定了合適的水泥漿返高，即水平井固井水泥漿返至技術(shù)套管鞋以上400m處，這樣保證了不壓漏地層，也能滿足固井的層間封隔效果，而且滿足后期儲(chǔ)層壓裂及改造需求，保障后期開(kāi)采。

(3)水平井段較長(zhǎng)，位垂比大，采用合理的套管管柱結(jié)構(gòu)，保證了套管的居中程度以及套管的順利下入，同時(shí)還考慮直井填砂對(duì)套管柱的影響。

(4)通過(guò)室內(nèi)試驗(yàn)，優(yōu)選出適合延川南區(qū)塊煤層氣水平井固井的水泥漿體系，不但具有良好的流變性，同時(shí)還滿足過(guò)渡時(shí)間短、高早強(qiáng)、近直角稠化等優(yōu)點(diǎn)，在該區(qū)塊取得了良好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果。

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