袁進(jìn)平　于永金　劉碩瓊　徐 明　李連江　沈吉云

1.中國石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院　2. 中國石油長城鉆探工程公司固井公司

威遠(yuǎn)區(qū)塊頁巖氣水平井固井技術(shù)難點(diǎn)及其對策

袁進(jìn)平1于永金1劉碩瓊1徐 明1李連江2沈吉云1

1.中國石油集團(tuán)鉆井工程技術(shù)研究院2. 中國石油長城鉆探工程公司固井公司

袁進(jìn)平等. 威遠(yuǎn)區(qū)塊頁巖氣水平井固井技術(shù)難點(diǎn)及其對策.天然氣工業(yè),2016,36(3):55-62.

針對四川盆地威遠(yuǎn)—長寧國家級頁巖示范區(qū)威遠(yuǎn)區(qū)塊頁巖氣水平井固井中所面臨的油基鉆井液與水泥漿不相容、高密度油基鉆井液驅(qū)替困難、水泥環(huán)在大型體積壓裂條件下易破壞等問題，有針對性地開展了水泥環(huán)密封力學(xué)參數(shù)理論依據(jù)、保證界面膠結(jié)的驅(qū)油前置液、滿足壓裂條件的韌性水泥石和有利于井筒密封的固井工藝技術(shù)等研究，取得了如下成果：①建立了考慮水泥環(huán)塑性特征及界面膠結(jié)強(qiáng)度的水泥環(huán)密封完整性理論模型，可指導(dǎo)頁巖氣水平井水泥石力學(xué)性能設(shè)計(jì)，減小微間隙的發(fā)生；②開發(fā)了驅(qū)油前置液，其對油基鉆井液的沖洗效率超過90%且與油基鉆井液及水泥漿相容性好；③根據(jù)水泥環(huán)密封完整性理論模型所開發(fā)的韌性水泥石，在保證相對較高抗壓強(qiáng)度的同時楊氏模量降低30%；④確定了清水頂替等適用于頁巖氣井的固井技術(shù)，有利于保證井筒的密封性能。該研究成果應(yīng)用于現(xiàn)場的12口井，水平段平均固井優(yōu)質(zhì)率達(dá)到92%，后期壓裂效果良好，有效地保證了井筒的密封完整性，為頁巖氣高效開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

四川盆地 威遠(yuǎn)—長寧國家級頁巖示范區(qū) 威遠(yuǎn)區(qū)塊 頁巖氣水平井 井筒完整性 驅(qū)油前置液 韌性水泥 理論模型固井

我國頁巖氣資源豐富，但是與美國頁巖氣開發(fā)相比，難度相對較大，在頁巖氣形成地質(zhì)年代、埋深、保存條件、鉆井難度及壓裂壓力等方面均存在較大差異。地質(zhì)年代方面美國頁巖氣較新（上古生界和中生界，以海相地層為主，地質(zhì)構(gòu)造相對穩(wěn)定），中國頁巖氣較老（地質(zhì)構(gòu)造相對活躍，聚集規(guī)律比美國復(fù)雜）；埋深：美國1 000～3 500 m，中國1 500～5 000 m；鉆井難度：美國相對較小，中國相對較大；壓裂壓力：美國50～70 MPa，中國60～100 MPa。中國頁巖氣井井深、溫度壓力高、壓裂壓力高，對固井提出更高要求，保證井筒完整性難度更大[1]。就國外的頁巖氣井固井技術(shù)而言，在油基鉆井液用高效前置液方面，國外已形成普通表面活性劑、乳化、納米乳化、多重乳化等系列前置液體系，并在現(xiàn)場大量應(yīng)用；在頁巖氣固井水泥漿體系方面，已形成韌性可膨脹水泥漿體系（哈里伯頓公司ElastiCem Cement、斯倫貝謝公司Flexstone及BJ公司DuraSet）、泡沫水泥體系（BJ公司Automated Foam Cement）、酸溶水泥體系、防竄水泥漿體系等；在頁巖氣水平井配套固井工藝方面，已形成專業(yè)固井設(shè)計(jì)軟件，可以對扶正器不同加放條件下的套管居中度、不同漿體流速下的頂替效率、各個施工階段下的井口壓力與環(huán)空壓力等進(jìn)行模擬和優(yōu)化。頁巖氣勘探開發(fā)在中國剛起步，相應(yīng)的固井技術(shù)還處于摸索階段，為保證頁巖氣高效開發(fā)，有必要針對頁巖氣水平井固井技術(shù)難點(diǎn)，對頁巖氣井固井技術(shù)進(jìn)行系統(tǒng)研究。

1　頁巖氣水平井固井技術(shù)難點(diǎn)及井筒完整性影響因素

頁巖氣藏的地質(zhì)儲層特征和提高單井產(chǎn)能的勘探開發(fā)目標(biāo)決定了頁巖氣水平井鉆完井工藝特點(diǎn)，而地質(zhì)儲層特征及鉆完井工藝特點(diǎn)又共同決定了頁巖氣井固井所面臨的難點(diǎn)。

頁巖氣井地質(zhì)儲層特征對固井帶來的難點(diǎn)在于：①威遠(yuǎn)頁巖氣地層壓力高、可壓性差，后期壓裂壓力高，高壓裂壓力對后期井筒密封帶來挑戰(zhàn)；②頁巖儲層具有薄片狀的層理，其強(qiáng)度、泊松比等各向異性十分突出，使得頁巖具有水敏性強(qiáng)、易垮塌等特點(diǎn)，下套管難度大，保證固井頂替效率困難。

頁巖氣井鉆完井工藝特點(diǎn)對固井帶來的難點(diǎn)在于[2-13]：①長頁巖水平段（1 500～2 000 m）造成固井時套管順利下入到位與保證套管居中難度大。②由于頁巖地層的井壁穩(wěn)定性問題和儲層保護(hù)問題突出，在頁巖層段鉆進(jìn)中普遍采用了油基鉆井液。油基鉆井液黏度高、附著力強(qiáng)，常規(guī)水基前置液對其清洗和驅(qū)替效果差，且水泥漿與油基鉆井液之間不具有相容性。如油基鉆井液不能被有效驅(qū)替，井壁和套管壁不能形成水潤濕表面，會嚴(yán)重影響水泥環(huán)的一二界面膠結(jié)，對后期的儲層改造極其不利。③頁巖氣井所采用的體積壓裂對水泥環(huán)力學(xué)性能要求高。在高壓裂壓力下，壓裂過程井筒內(nèi)溫度變化對套管抗外擠強(qiáng)度有影響，增加套管失效風(fēng)險(xiǎn)；水泥環(huán)密封對套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度要求高；高壓裂壓力導(dǎo)致的套管變形與環(huán)空帶壓問題突出。④在頁巖氣井固井中，壓裂車清水頂替施工壓力高，需配套高壓力級別固井裝備；對固井工具附件要求高，需采用高反向承壓浮箍、耐磨膠塞等。

2　頁巖氣水平井固井關(guān)鍵技術(shù)

2.1水泥環(huán)密封完整性理論模型

在頁巖氣井壓裂和生產(chǎn)過程中，水泥環(huán)密封完整性的失效形式包括水泥環(huán)本身的破壞，即拉張、剪切破壞，同時，壓裂過程的高壓及其后壓力的卸載亦可導(dǎo)致在第一界面（水泥環(huán)—套管界面）或第二界面（水泥環(huán)—圍巖界面）產(chǎn)生環(huán)空微環(huán)隙（下稱微環(huán)隙）。

為了全面分析頁巖氣井壓裂和生產(chǎn)過程中的水泥環(huán)完整性問題，建立了考慮水泥環(huán)塑性特征及界面膠結(jié)強(qiáng)度的組合體力學(xué)模型[14]（圖1）。通過模擬水力壓裂等施工作業(yè)中套管內(nèi)壓力先上升（加載）后下降（卸載）的過程，分析微環(huán)隙產(chǎn)生的原因、推導(dǎo)計(jì)算變內(nèi)壓下界面微環(huán)隙大小的理論公式，定量計(jì)算水泥環(huán)破壞及第一界面、第二界面微環(huán)隙發(fā)展，實(shí)現(xiàn)了壓裂全過程水泥環(huán)完整性分析，并采用本文參考文獻(xiàn)[15]中組合體完整性模擬實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對模型進(jìn)行驗(yàn)證。

圖1　套管—水泥環(huán)—圍巖組合體模型圖

本文采用四川頁巖氣示范區(qū)威204H3-3井現(xiàn)場數(shù)據(jù)（表1），模擬水力壓裂加載—卸載全過程，分析水平段（井深3 500 m）套管—水泥環(huán)—圍巖體系的受力狀態(tài)，校驗(yàn)不同力學(xué)參數(shù)條件下壓裂過程中水泥環(huán)是否會發(fā)生受壓破壞及是否會出現(xiàn)微環(huán)隙。通過計(jì)算分析，對壓裂過程中水泥環(huán)完整性失效問題進(jìn)行了梳理，并提出對應(yīng)的解決思路，為固井設(shè)計(jì)提供依據(jù)，指導(dǎo)現(xiàn)場施工及材料參數(shù)設(shè)計(jì)。

表1　威204H3-3井施工及材料參數(shù)表

壓裂過程中，隨著套管內(nèi)壓力上升，第一、二界面接觸壓力也隨之上升，且第一界面最大壓力高于第二界面最大壓力（圖2）。水泥環(huán)受力和水泥石楊氏模量有關(guān)，由圖3可以看出，在抗壓強(qiáng)度一定的情況下，水泥石楊氏模量越低，第一界面接觸壓力越小，水泥石越不容易發(fā)生受壓破壞。

圖2　第一、二界面壓力隨套管內(nèi)壓變化圖

圖3　第一界面最大壓力與水泥石楊氏模量關(guān)系圖

隨著套管內(nèi)壓力升高，水泥環(huán)會由內(nèi)邊界開始逐漸進(jìn)入塑性區(qū)（圖4），進(jìn)入塑性區(qū)的水泥環(huán)會產(chǎn)生不可恢復(fù)的塑性變形，而套管變形則可完全恢復(fù)，在卸載過程中，隨著井口壓力的減少，水泥環(huán)內(nèi)邊界和套管外邊界逐漸分離，在第一界面產(chǎn)生環(huán)間微間隙（圖5）。由圖4及圖5可知，水泥石楊氏模量越低，塑性區(qū)厚度越小，同時微環(huán)隙也越小。

圖4　塑性區(qū)厚度與套管內(nèi)壓關(guān)系圖

圖5　微環(huán)隙大小與水泥石楊氏模量關(guān)系圖

水泥環(huán)是否發(fā)生塑性變形及微環(huán)隙的大小也和水泥環(huán)強(qiáng)度有關(guān)（圖6、7），水泥石屈服強(qiáng)度越高，塑性區(qū)厚度越小，同時微環(huán)隙也越小。

為了獲得能夠在壓裂過程中保障井筒完整性所需的水泥環(huán)力學(xué)參數(shù)，分別改變水泥環(huán)屈服強(qiáng)度及楊氏模量，計(jì)算壓裂過程中第一界面最大壓力及微環(huán)隙。結(jié)果表明，具有高強(qiáng)度、低楊氏模量的水泥石可滿足壓裂要求（表2中綠色部分）。

圖6　塑性區(qū)厚度與水泥石屈服強(qiáng)度關(guān)系圖

圖7　微環(huán)隙大小與水泥石屈服強(qiáng)度關(guān)系圖

表2　不同水泥環(huán)力學(xué)性能條件下壓裂過程中第一界面最大壓力及微環(huán)隙計(jì)算結(jié)果表

研究結(jié)果表明，對于同一水泥石，降低楊氏模量或提高水泥石抗壓強(qiáng)度、提高界面膠結(jié)力，是防止水泥發(fā)生破壞及產(chǎn)生微環(huán)隙的有效手段。結(jié)合模型分析，從水泥漿配方、施工工藝等多方面進(jìn)行了優(yōu)化。優(yōu)化了前置液體系，提高頂替效率，以保證良好的界面膠結(jié)強(qiáng)度，防止界面出現(xiàn)微環(huán)隙；對水泥石進(jìn)行韌性改造，降低楊氏模量，以防止水泥石受拉、受剪破壞和微環(huán)隙產(chǎn)生，提升系統(tǒng)保持完整性的能力；采用清水作為后置液等工藝措施，以提高界面接觸力，防止微環(huán)隙的出現(xiàn)。理論計(jì)算結(jié)果在實(shí)際應(yīng)用中效果較好，壓裂井未出現(xiàn)環(huán)空帶壓問題。

2.2驅(qū)油前置液體系

為防止頁巖吸水膨脹后垮塌，保持鉆進(jìn)過程中井壁穩(wěn)定，威遠(yuǎn)頁巖氣水平井鉆井一般采用高密度油基鉆井液體系，但在固井過程中為了保證施工安全及水泥環(huán)良好膠結(jié)，需要在注水泥作業(yè)前注入針對油基鉆井液的驅(qū)油前置液，清除二界面上存留的油膜及油漿，改變井壁及套管壁上的潤濕性能，保證后期水泥環(huán)界面膠結(jié)質(zhì)量。

2.2.1驅(qū)油前置液體系組分

驅(qū)油前置液體系主要由前置液懸浮劑DRY-S1、前置液高溫懸浮劑DRY-S3、前置液沖洗劑DRY-100L、前置液沖洗劑DRY-200L及加重材料等組成。其中前置液懸浮劑DRY-S1及DRY-S3是保證體系具有良好的懸浮穩(wěn)定性能，前置液沖洗劑DRY-100L、DRY-200L中含有表面活性劑、有機(jī)溶劑等成分，提高對油基鉆井液的清洗能力。

2.2.2驅(qū)油前置液體系性能評價(jià)

2.2.2.1體系沉降穩(wěn)定性評價(jià)

驅(qū)油前置液基本配方：清水+2.0%前置液懸浮劑DRY-S1+2.5%前置液高溫懸浮劑DRY-S3+2.0%前置液沖洗劑DRY-100L+8.0%前置液沖洗劑DRY-200L+X%加重劑+1.0%緩凝劑DRH-200L+0.2%消泡劑DRX-1L。

由表3中數(shù)據(jù)可知，2.10～2.30 g/cm3密度范圍驅(qū)油前置液在90 ℃及120 ℃條件下均具有良好的沉降穩(wěn)定性，上下密度差均低于0.03 g/cm3滿足固井施工要求。

表3　高密度驅(qū)油前置液沉降穩(wěn)定性表

2.2.2.2驅(qū)油前置液體系界面潤濕反轉(zhuǎn)及沖洗效果評價(jià)

通過定性及定量兩種方法評價(jià)了驅(qū)油前置液對鋼板表面潤濕反轉(zhuǎn)情況。方法1：如圖8所示，圖8-a所示為清水在潔凈鋼板表面的潤濕情況；圖8-b為潔凈鋼板浸泡過油基鉆井液后清水在鋼板表面的潤濕情況，從圖8-b可以明顯看出，浸泡油基鉆井液后鋼板表面黏附油成分，清水在鋼板表面潤濕明顯變差；圖8-c為浸泡油基鉆井液后用驅(qū)油型前置液清洗后清水在鋼板表面的潤濕情況，從圖8-c可以看出，用驅(qū)油前置液清洗浸泡油基鉆井液的鋼板表面后，由于鋼板表面由親油狀態(tài)轉(zhuǎn)化為親水狀態(tài)，清水在鋼板表面潤濕性能明顯轉(zhuǎn)好。

圖8　清水在不同狀態(tài)鋼板表面的潤濕情況圖

方法2：將圖1中a、b、c三種情況測定表面接觸角，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表4所示。清水在表面的接觸角，表征了清水在表面的鋪展能力，接觸角越小表明鋪展能力越高，表面潤濕性越好，驅(qū)油型前置液能夠明顯降低浸油基鉆井液的表面接觸角，表明驅(qū)油前置液的潤濕反轉(zhuǎn)能力強(qiáng)。

表4　清水在鋼板表面潤濕情況表

采用六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)法將驅(qū)油前置液（密度2.20 g/cm3）對油基鉆井液（密度2.10 g/cm3）沖洗效果進(jìn)行了評價(jià)，從圖9中可以看出，圖9-a為油基鉆井液浸泡后的黏度計(jì)外筒，采用驅(qū)油前置液對油基鉆井液沖洗2 min后（圖9-b）再用清水沖洗1 min（圖9-c），旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)筒壁上基本沖洗干凈，沖洗效率基本上達(dá)到100%。由此說明，驅(qū)油前置液體系針對油基鉆井液的沖洗效果良好，可在較短時間內(nèi)達(dá)到較高的沖洗效率。

圖9　驅(qū)油型前置液對油基鉆井液沖洗效果圖

2.2.2.3驅(qū)油前置液與油基鉆井液及水泥漿的相容性評價(jià)

油基鉆井液（密度2.10 g/cm3）、水泥漿（密度2.25 g/cm3）及驅(qū)油前置液（密度2.20 g/cm3）的相容性評價(jià)結(jié)果如表5所示。

表5　相容性評價(jià)結(jié)果表

從表5中數(shù)據(jù)可以看出，驅(qū)油前置液與油基鉆井液及高密度水泥漿均具有良好的相容性，滿足固井施工要求。

2.3韌性水泥漿體系

2.3.1韌性水泥漿體系設(shè)計(jì)思路

①丁苯膠乳DRT-100L是性能優(yōu)良的增韌防竄劑，配合粉體增韌防竄劑DRT-100S對水泥石起到雙重增韌效果；②同時優(yōu)選石英砂、鐵礦粉粒徑，配合微硅提高水泥石緊密堆積程度，從而在宏觀上可一定程度上提高韌性水泥石強(qiáng)度；③優(yōu)選與增韌防竄劑配伍性能好的配套外加劑，調(diào)節(jié)水泥漿施工性能；④優(yōu)化韌性水泥漿/水泥石綜合性能，滿足2～3 d質(zhì)量檢測要求及長期密封要求。

2.3.2韌性水泥漿體系性能評價(jià)

2.3.2.1常規(guī)密度韌性水泥漿體系

配方1號：夾江G級水泥+20%石英砂+3%微硅+2.0%降失水劑DRF-120L+X%緩凝劑DRH-200L+0.6%分散劑DRS-1S+8%膠乳DRT-100L+1.2%膠乳調(diào)節(jié)劑DRT-100LT+2%增韌防竄劑DRT-100S+0.15%穩(wěn)定劑DRK-3S+消泡劑DRX-1L+抑泡劑DRX-2L+水（水泥漿密度1.92 g/cm3）。

從表6可以看出，常規(guī)密度韌性水泥漿綜合性能良好， API濾失量可以控制在50 mL以內(nèi)，上下密度差低于0.03 g/cm3，無游離液，滿足頁巖氣水平井水平段固井要求。

表6　常規(guī)密度韌性水泥漿綜合性能表

2.3.2.2高密度韌性水泥漿體系

不同密度水泥漿配方如下：

2號：夾江G級水泥+3%微硅+50%精鐵礦粉+2.0%降失水劑DRF-120L+X%緩凝劑DRH-200L+0.8%分散劑DRS-1S+10%膠乳DRT-100L+ 1.4%膠乳調(diào)節(jié)劑DRT-100LT+0.6%穩(wěn)定劑DRK-3S +消泡劑DRX-1L+抑泡劑DRX-2L+清水（2.15 g/cm3）

3號：夾江G級水泥+3%微硅+80%精鐵礦粉+2.0%降失水劑DRF-120L+X%緩凝劑DRH-200L+0.8%分散劑DRS-1S+10%膠乳DRT-100L+ 1.4%膠乳調(diào)節(jié)劑DRT-100LT+0.6%穩(wěn)定劑DRK-3S +消泡劑DRX-1L+抑泡劑DRX-2L+清水（2.30 g/cm3）

從表7可以看出，高密度韌性水泥漿綜合性能良好， API濾失量可以控制在50 mL以內(nèi)，上下密度差低于0.03 g/cm3，無游離液，滿足頁巖氣水平井直井段固井要求。

表7　高密度韌性水泥漿綜合性能表

2.3.3韌性水泥石力學(xué)性能評價(jià)

對不同密度的水泥石抗壓強(qiáng)度及楊氏模量進(jìn)行了評價(jià)，結(jié)果如表8所示。

表8　韌性高密度水泥石力學(xué)性能表

從表8中數(shù)據(jù)可以看出，經(jīng)韌性改造后的常規(guī)密度（1.92 g/cm3）水泥石與未經(jīng)韌性改造的水泥石相比，水泥石抗壓強(qiáng)度降低20%，而水泥石楊氏模量降低了32%；經(jīng)韌性改造后的高密度（2.15 g/cm3）水泥石與未經(jīng)韌性改造的水泥石相比，水泥石抗壓強(qiáng)度降低12%，而水泥石楊氏模量降低了32%；經(jīng)韌性改造后的高密度（2.30 g/cm3）水泥石與未經(jīng)韌性改造的水泥石相比，水泥石抗壓強(qiáng)度降低12%，而水泥石楊氏模量降低了30%。這說明常規(guī)密度水泥石與高密度水泥石韌性改造效果良好，有利于保證水泥石在分段壓裂過程中的力學(xué)完整性。

2.4固井配套技術(shù)

2.4.1有利于井筒密封工藝技術(shù)—清水頂替

采用清水作為頂替液，相比采用高密度鉆井液作為頂替液套管承受更小周向應(yīng)力，套管形變量大幅減少，有利于后期壓裂過程中保證套管完整性，同時清水頂替增加了套管內(nèi)外壓差，相當(dāng)于預(yù)應(yīng)力固井，有利于提高水泥石早期強(qiáng)度、降低孔隙度，降低或減弱套管的徑向伸縮擴(kuò)張帶來的微間隙，提高第一、二界面固井膠結(jié)質(zhì)量[16]。

2.4.2安全下套管及保證套管居中技術(shù)措施

1）加強(qiáng)通井的技術(shù)措施，采用不低于套管剛度的鉆具組合通井，通井到底后充分循環(huán)，確保井眼干凈，達(dá)到底邊干凈無沉沙、起下鉆摩阻正常、不涌不漏后才能進(jìn)入下套管作業(yè)。

2）軟件模擬下套管過程中摩阻及套管居中度，確保套管安全下入及居中度大于67%，下完套管后小排量頂通，逐漸加大至正常鉆進(jìn)排量循環(huán)，按要求調(diào)整鉆井液性能，循環(huán)至少2周。

3）嚴(yán)格控制下放速度，上層套管內(nèi)每根套管下放時間不少于30 s，出上層套管鞋每根套管下放時間不少于50 s，下部井段每根下放時間控制在30 s～1 min。

4）采用旋轉(zhuǎn)引鞋（圖10），保證套管順利下入到位。

圖10　旋轉(zhuǎn)引鞋照片

5）扶正器安放：水平裸眼段內(nèi)每根套管安放1只扶正器，剛性與半剛性交替安放，確保水平段套管居中度。

6）若無法解決水平段留長水泥塞問題，建議采用復(fù)合膠塞，防止磨損導(dǎo)致膠塞失效。

2.4.3其他配套措施

1）由于清水頂替施工壓力高，需采用壓裂車頂替，同時配套高級別的固井裝備。

2）采用高反向承壓能力的浮箍。

3　現(xiàn)場應(yīng)用及其效果

威204H3-6井為配套固井技術(shù)在四川威遠(yuǎn)地區(qū)實(shí)施的第一口頁巖氣水平井，該井完鉆井深5 156 m，φ139.7 mm生產(chǎn)套管下深5 098 m，水平段長1 149 m，油基鉆井液密度2.25 g/cm3，固井施工注2.25g/cm3高密度驅(qū)油前置液30 m3，2.30 g/cm3高密度增韌水泥漿領(lǐng)漿40 m3，1.92 g/cm3常規(guī)密度增韌水泥漿領(lǐng)漿33 m3，水平段固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率97.7%。

配套固井技術(shù)在威遠(yuǎn)204井區(qū)及202井區(qū)共計(jì)固井12口，水平段平均固井優(yōu)質(zhì)率92%（表9），且后期壓裂效果良好，為該區(qū)塊頁巖氣高效開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

表9　威遠(yuǎn)地區(qū)12口井?139.7 mm生產(chǎn)套管固井情況表

4　結(jié)論及建議

1）頁巖氣水平井井筒完整性是保證頁巖氣井達(dá)到預(yù)期產(chǎn)量目標(biāo)的核心技術(shù)之一，固井對頁巖氣井完整性貢獻(xiàn)的幾個關(guān)鍵環(huán)節(jié)包括：套管順利下入到位與居中、高性能驅(qū)油前置液體系、適合壓裂條件的高性能水泥石、合適的管串結(jié)構(gòu)、預(yù)應(yīng)力固井工藝等。

2）固井設(shè)計(jì)時，需校核水泥環(huán)受拉、受剪破壞及第一、第二界面是否會出現(xiàn)微環(huán)隙。

3）對水泥石進(jìn)行韌性改造，降低楊氏模量，可有效防止水泥石受拉、受剪破壞和微環(huán)隙產(chǎn)生，提升系統(tǒng)保持完整性的能力；有效提高頂替效率，保證良好的界面膠結(jié)強(qiáng)度，可有效防止界面出現(xiàn)微環(huán)隙。

4）建議持續(xù)加強(qiáng)頁巖氣水平井完整性理論、油基鉆井液驅(qū)替機(jī)理及套管變形等方面相關(guān)研究工作。

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(修改回稿日期2016-01-08編 輯凌忠)

Technical diffi culties in the cementing of horizontal shale gas wells in Weiyuan Block and the countermeasures

Yuan Jinping1, Yu Yongjin1, Liu Shuoqiong1, Xu Ming1, Li Lianjiang2, Shen Jiyun1
(1. CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206, China; 2. Cementing Services Company of CNPC Greatwall Drilling Engineering Co., Ltd., Panjin, Liaoning 124010, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 3, pp.55-62, 3/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

When well cementing is conducted in horizontal shale gas wells in Weiyuan Block of the Weiyuan-Changning State Shale Demonstration Area, Sichuan Basin, the oil base drilling fluid is not compatible with cement slurry, is difficult to be displaced because of its high density, and cement sheath tends to be broken in the situations of large-scale stimulated reservoir volume fracturing. In view of these problems, a series of studies were carried out specifically on the theoretical basis of cement sheath sealing mechanical parameters, oildisplacement preflush improving the interface cementation quality, toughness set cement satisfying large-scale fracturing requirements and cementing technology conducive to the wellbore integrity. The following achievements were made. First, the theoretical model of cement sheath mechanical integrity taking into account the plastic characteristics and interface cementation strength of cement sheath is instructive to the mechanical design of set cement for horizontal shale gas wells, avoiding the micro-gaps as much as possible. Second, oil-displacement preflush is developed and it is well compatible with oil base drilling fluids and cement slurry with the flushing efficiency on oil base drilling fluids higher than 90%. Third, the tough set cement which is developed based on the theoretical model of cement sheath sealing integrity not only guarantees higher compressive strength, but decreases Young’s modulus by 30%. Forth, it is confirmed that water displacement cementing technology suitable for shale gas wells is conducive to improving the wellbore seal integrity. These research findings were applied in 12 horizontal wells. It is indicated that the quality cementing ratio of horizontal segment reaches 92% and the post fracturing effect is very good, which guarantees the sealing integrity of wellbores and provides a technical support for the high efficient development of shale gas reservoirs.

Sichuan Basin; Weiyuan-Changning State Shale Demonstration Area; Weiyuan Block; Horizontal shale gas wells; Wellbore integrity; Oil-displacement preflush; Toughening set cement, Theoretical model; Cementing

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.03.008

國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃（973計(jì)劃）項(xiàng)目“中國南方海相頁巖氣高效開發(fā)的基礎(chǔ)研究”課題3“頁巖氣水平井鉆完井關(guān)鍵基礎(chǔ)研究”（編號:2013CB228003）。

袁進(jìn)平，1969年生，教授級高級工程師；現(xiàn)主要從事固井、完井技術(shù)方面的研究工作。地址：（102206）北京市昌平區(qū)沙河鎮(zhèn)西沙屯橋西中石油創(chuàng)新基地A34地塊。電話：（010）80162292。ORCID:0000-0001-8563-1124。E-mail:yjpdri@cnpc.com.cn

于永金，1982年生，工程師；主要從事固井材料及工藝技術(shù)研究工作。地址：（102206）北京市昌平區(qū)沙河鎮(zhèn)西沙屯橋西中石油創(chuàng)新基地A34地塊。電話：（010）80162259。E-mail:yuyongjindri@cnpc.com.cn