JY页岩气田水平井预防环空带压固井技术

陈雷 陈会年 张林海 刘广海 陶谦 刘仍光

陈雷,陈会年,张林海,刘广海,陶谦,刘仍光. JY页岩气田水平井预防环空带压固井技术[J]. 石油钻采工艺,2019,41(2):152-159. doi:  10.13639/j.odpt.2019.02.006
引用本文: 陈雷,陈会年,张林海,刘广海,陶谦,刘仍光. JY页岩气田水平井预防环空带压固井技术[J]. 石油钻采工艺,2019,41(2):152-159.  doi:  10.13639/j.odpt.2019.02.006
CHEN Lei, CHEN Huinian, ZHANG Linhai, LIU Guanghai, TAO Qian, LIU Rengguang. A cementing technology for preventing the annulus pressure of horizontal wells in JY shale gasfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2019, 41(2): 152-159. doi:  10.13639/j.odpt.2019.02.006
Citation: CHEN Lei, CHEN Huinian, ZHANG Linhai, LIU Guanghai, TAO Qian, LIU Rengguang. A cementing technology for preventing the annulus pressure of horizontal wells in JY shale gasfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2019, 41(2): 152-159.  doi:  10.13639/j.odpt.2019.02.006

JY页岩气田水平井预防环空带压固井技术

doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.006
基金项目: 国家科技重大专项“涪陵页岩气水平井钻完井技术研究”(编号:2016ZX05060-12)
详细信息
    作者简介:

    陈雷(1973-),1995年毕业于大庆石油学院采油工程专业,主要从事固井技术的研究与应用工作,高级工程师。通讯地址:(100101)北京市朝阳区北辰东路8号北辰时代大厦520室。E-mail:chenlei.sripe@sinopec.com

  • 中图分类号: TE256

A cementing technology for preventing the annulus pressure of horizontal wells in JY shale gasfield

  • 摘要: 随着页岩气大规模开发,针对提高页岩气水平井固井质量的研究逐渐增多,但同期页岩气井环空带压情况并未缓解,对页岩气田的安全生产提出了严峻挑战。为解决页岩气井环空带压难题,建立了水泥环密封完整性评价装置,针对JY页岩气田开展了水泥环密封完整性影响因素分析,并相应形成了预防环空带压固井技术。研究认为水泥石胶结差和体积收缩导致早期环空带压,而分段压裂及生产参数变化对水泥石胶结和本体的破坏是页岩气井环空带压的最主要原因。预防环空带压固井技术在JY页岩气田进行了推广应用,压裂投产后带压井比例下降了82%,有效解决了页岩气井环空带压难题,提高了页岩气井水泥环长期密封完整性,保障了页岩气田安全开发。
  • 图  1  水泥环密封完整性评价装置

    Figure  1.  A device for evaluating the seal integrity of cement sheath

    图  2  界面胶结养护岩心试样

    Figure  2.  Specimen of the core with interfacial cementation curing

    图  3  出气口气体流量随注气压力的变化

    Figure  3.  Variation of the gas flow rate at the gas outlet with the gas injection pressure

    图  4  绝湿环境下水泥石体积变化曲线

    Figure  4.  Variation of set cement in the environment of absolute humidity

    图  5  不同养护龄期下水泥环密封性测试

    Figure  5.  Seal test of cement sheath at different curing ages

    图  6  围岩-水泥环-套管组合体模型

    Figure  6.  Model of surrounding rock-cement sheath-casing combination

    图  7  弹韧性水泥环70 MPa完整性评价实验曲线

    Figure  7.  Integrity evaluation test curve of elastic and ductile cement sheath at 70 MPa

    表  1  水泥环胶结能力测试结果

    Table  1.   Tested cementation capacity of cement sheath

    试样
    编号
    污染
    程度
    胶结强度/
    MPa
    较1#试样
    下降幅度/%
    1#无污染1.3
    2#污染后清洗0.653.8
    3#污染后未清洗0.376.9
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    表  2  不同龄期时水泥石胶结强度

    Table  2.   Cementation strength of set cement at different curing ages

    龄期/d胶结强度/MPa下降幅度/%
    31.1
    70.827.3
    150.645.5
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    表  3  组合体模型参数

    Table  3.   Model parameters of the combination

    参数数值参数数值
    套管外径/mm139.7地层泊松比0.27
    套管壁厚/mm12.34水泥石泊松比0.18
    套管弹性模量/GPa210地面施工压力/MPa30~90
    地层弹性模量/GPa34水平地应力/MPa55
    水泥石弹模模量/GPa12
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    表  4  水泥环应力模拟计算结果

    Table  4.   Simulation calculation results of the stress on the cement sheath

    井段套管内
    压/MPa
    水泥环内壁
    压应力/MPa
    水泥环外壁
    压应力/MPa
    周向应
    力/MPa
    裸眼井段308.33.32.3
    裸眼井段6017.87.14.2
    裸眼井段9026.810.87.6
    重叠段9020.210.66.2
    重叠段6013.25.63.6
    重叠段307.43.22.1
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    表  5  水泥环耐不同循环应力疲劳破坏实验结果

    Table  5.   Fatigue failure test result of cement sheath subjected to different cyclic stresses

    套管内压/MPa疲劳周期/次套管内压/MPa疲劳周期/次
    20100(未失效)3513
    2556702
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    表  6  水泥环应力数值模拟结果(弹韧性水泥浆)

    Table  6.   Numerical simulation result of the stress on the cement sheath (elastic and ductile slurry)

    井段套管内
    压/MPa
    水泥环内壁
    压应力/MPa
    水泥环外壁
    压应力/MPa
    周向应
    力/MPa
    裸眼井段305.23.11.5
    裸眼井段608.26.42.1
    裸眼井段9012.18.52.8
    重叠段9011.39.62.5
    重叠段607.96.22.0
    重叠段304.92.91.5
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    表  7  JY91-2井井身结构

    Table  7.   Casing program of Well JY91-2

    开次井眼参数套管参数封固井段/m
    钻头直径/mm井深/m直径/mm下深/m钢级壁厚/mm扣型
    一开406.41 207.5339.71 205.74L8012.19BTC0~1 207
    二开311.23 555.0244.53 552.87P-11011.05LTC0~3 555
    三开215.95 526.0139.75 524.34P11012.34TP-CQ0~5 526
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出版历程
  • 修回日期:  2019-01-24
  • 刊出日期:  2019-03-01

JY页岩气田水平井预防环空带压固井技术

doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.006
    基金项目:  国家科技重大专项“涪陵页岩气水平井钻完井技术研究”(编号:2016ZX05060-12)
    作者简介:

    陈雷(1973-),1995年毕业于大庆石油学院采油工程专业,主要从事固井技术的研究与应用工作,高级工程师。通讯地址:(100101)北京市朝阳区北辰东路8号北辰时代大厦520室。E-mail:chenlei.sripe@sinopec.com

  • 中图分类号: TE256

摘要: 随着页岩气大规模开发,针对提高页岩气水平井固井质量的研究逐渐增多,但同期页岩气井环空带压情况并未缓解,对页岩气田的安全生产提出了严峻挑战。为解决页岩气井环空带压难题,建立了水泥环密封完整性评价装置,针对JY页岩气田开展了水泥环密封完整性影响因素分析,并相应形成了预防环空带压固井技术。研究认为水泥石胶结差和体积收缩导致早期环空带压,而分段压裂及生产参数变化对水泥石胶结和本体的破坏是页岩气井环空带压的最主要原因。预防环空带压固井技术在JY页岩气田进行了推广应用,压裂投产后带压井比例下降了82%,有效解决了页岩气井环空带压难题,提高了页岩气井水泥环长期密封完整性,保障了页岩气田安全开发。

English Abstract

陈雷,陈会年,张林海,刘广海,陶谦,刘仍光. JY页岩气田水平井预防环空带压固井技术[J]. 石油钻采工艺,2019,41(2):152-159. doi:  10.13639/j.odpt.2019.02.006
引用本文: 陈雷,陈会年,张林海,刘广海,陶谦,刘仍光. JY页岩气田水平井预防环空带压固井技术[J]. 石油钻采工艺,2019,41(2):152-159.  doi:  10.13639/j.odpt.2019.02.006
CHEN Lei, CHEN Huinian, ZHANG Linhai, LIU Guanghai, TAO Qian, LIU Rengguang. A cementing technology for preventing the annulus pressure of horizontal wells in JY shale gasfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2019, 41(2): 152-159. doi:  10.13639/j.odpt.2019.02.006
Citation: CHEN Lei, CHEN Huinian, ZHANG Linhai, LIU Guanghai, TAO Qian, LIU Rengguang. A cementing technology for preventing the annulus pressure of horizontal wells in JY shale gasfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2019, 41(2): 152-159.  doi:  10.13639/j.odpt.2019.02.006
  • 页岩气是一种蕴藏广泛且丰富的非常规清洁能源,涪陵百亿方页岩气田的建成标志着中国页岩气勘探开发取得重大突破。页岩气一般需要借助大型水力压裂和水平井技术才能进行经济开采,使得页岩气井环空带压现象较为普遍,四川盆地内的几个国家级页岩气示范区气井环空带压问题比较突出[1-2]。环空带压及井下层间窜流会影响页岩气井的产量和开发后续作业,威胁安全生产甚至可能引发安全事故。

    通常认为水泥环密封完整性与固井质量密切相关。针对提高页岩气井固井质量的研究较多[3-7],JY页岩气井固井质量也不断提高,但压裂投产之后环空带压现象却一直没有改善,说明分段压裂导致固井水泥环密封完整性失效是引起环空带压的关键因素,必须研究提高固井水泥环长期密封完整性和耐破坏性,才能真正解决页岩气井的环空带压难题。

    本文针对JY气田页岩气井,建立了环空密封完整性评价装置,模拟分析水泥胶结、收缩、力学性能等因素与水泥环长期密封完整性的关系及页岩气井压裂对水泥环力学性能的要求,提出了提高页岩气井长期密封完整性预防环空带压的综合固井技术措施,实现了JY页岩气田环空带压井的大幅度下降,为页岩气井的安全高效开发提供安全保障。

    • 为全面评价页岩气井水泥环的密封完整性,除常规油井水泥养护及评价仪器外,建立了全尺寸水泥环密封完整性评价装置(图1)开展环空密封能力物理模拟实验。

      图  1  水泥环密封完整性评价装置

      Figure 1.  A device for evaluating the seal integrity of cement sheath

      水泥环密封完整性评价装置由井筒物理模拟装置、测试装置、压力装置和控制系统等组成。该装置利用压力系统向套管内加压或泄压,模拟地层压裂过程或生产过程中套管、水泥环的受力变化,通过检测界面气体流量值判断是否发生密封破坏,实验过程中对水泥环中的应力变化值进行实时测量。

      井筒物理模拟装置包括套管、水泥环和外筒,为真实模拟JY页岩气井况,套管采用JY页岩气田常用套管,钢级为P110,外径139.7 mm,壁厚7.72 mm;外筒采用壁厚22.5 mm、外径244.5 mm 的金属合金筒来模拟弹性模量为25.0 GPa、泊松比为0.18 的页岩地层;水泥环的厚度为26.7 mm,模型长度即套管和外筒的长度为1 200 mm,水泥环的长度为1 000 mm。

      评价试样采用JY气田常用的G级水泥配置密度1.90 g/cm3的水泥浆,以该气田平均温度80 ℃作为养护温度,进行24 h水浴养护后制成。

    • 套管水泥环的2个界面处是薄弱环节,影响其密封性的是水泥石的胶结质量。页岩气井钻井普遍采用油基钻井液钻进[8],其在界面处的滞留比水基钻井液更难以驱替干净,直接影响到水泥石界面胶结质量,严重时可能会形成气窜通道,使得少量页岩气井在压裂投产前即带压。

      为了研究钻井液对页岩气井水泥环界面胶结的影响,取JY气田标准岩心试样和钻井液,分别采用岩心不浸泡、浸泡钻井液后用清水冲洗和浸泡后不冲洗等方式处理,分别模拟无污染、钻井液污染后清洗和污染后不清洗等3种井壁情况,然后在3种岩心外浇筑油井水泥净浆模拟界面胶结。试样经 80 ℃水浴养护24 h后外观如图2所示,可以看出,1#试样岩心与水泥石之间黏结紧密,没有微间隙存在;2#试样岩心与水泥石界面黏结不够紧密,而3#试样界面处明显有一层过渡区,结果表明界面清洁程度会对界面胶结有明显影响。

      图  2  界面胶结养护岩心试样

      Figure 2.  Specimen of the core with interfacial cementation curing

      利用胶结强度测试仪对3种岩心胶结强度进行了测试,从表1的测试结果可以看出,钻井液对界面不同程度污染后会导致水泥环胶结强度降低,特别是界面未清洗时胶结强度下降达76.9%,严重影响界面的胶结密封质量。同时对于污染后清洗的试样,其界面胶结强度比污染后未清洗的强度增加100%,说明对污染后的界面进行清洁可以有效改善界面胶结质量。

      表 1  水泥环胶结能力测试结果

      Table 1.  Tested cementation capacity of cement sheath

      试样
      编号
      污染
      程度
      胶结强度/
      MPa
      较1#试样
      下降幅度/%
      1#无污染1.3
      2#污染后清洗0.653.8
      3#污染后未清洗0.376.9

      采用水泥环密封完整性评价装置,实际评价了钻井液影响界面胶结密封情况。模拟JY气田现场井筒,即通过在模拟井内壁浸泡现场聚磺钻井液,形成0.1~0.5 mm滤饼,注入水泥浆后常温养护7 d,与理想清洁井筒进行对比评价。实验方案:注气压力1 MPa,注气稳定后,增加套管内压力至35 MPa,然后卸载到0 MPa,循环进行压力加卸载,通过检测压力变化与出气量变化之间的关系测试水泥环气体密封能力(图3)。

      图  3  出气口气体流量随注气压力的变化

      Figure 3.  Variation of the gas flow rate at the gas outlet with the gas injection pressure

      图3模拟结果可以看出,在开始进行注气时,套管压力为0时即发生气窜现象,且出气量较大,达2 200 mL/min。而随着套管压力增加,出气量减少,但是即使达到最大压力35 MPa时,仍然有750 mL/min左右的出气量。说明在套管与水泥环中间由于有钻井液污染的存在,影响到界面处胶结密封,虚滤饼形成的弱界面存在气体流窜通道,此时在较小环空注气压力下就会发生气窜,即便在套管内加压挤压环空水泥环,也无法完全封闭气窜通道。而作为对比的清洁井筒实验中则没有检验到气窜发生,验证了钻井液是否有效驱替对密封性的影响非常大。

    • 水泥在水化过程中会产生体积变化,一般情况下主要表现为各种收缩。水泥水化时产生的收缩可分为宏观收缩和微观收缩,其中宏观收缩引起外观体积变化,变化较大时可能产生微环隙;而微观收缩则引起水泥石内部孔隙率的增加,导致水泥环渗透率升高。水泥石收缩是影响水泥环环空密封能力的关键因素。

      为了有效测量水泥浆从流动状态到固化后全过程的膨胀收缩特性,采用Chandler公司5265密封膨胀测试装置,开展了绝湿条件下水泥石膨胀收缩测试。水泥浆体系配方为G级水泥+44%水,实验温度80 ℃,实验压力20 MPa,测试时长168 h,实验结果如图4所示。

      图  4  绝湿环境下水泥石体积变化曲线

      Figure 4.  Variation of set cement in the environment of absolute humidity

      图4可看出,水泥石体积呈现先膨胀后快速收缩的状态。这是由于早期水泥在高温下快速水化,释放大量的水化热,使得浆体温度升高产生较大幅度膨胀。随后水泥水化进入诱导期,水化速率变慢,释放的水化热减少,温度降低,浆体体积也减小。诱导期结束后,水泥再次进入快速水化期,即大约水化1 h左右后,浆体温度基本保持为测试温度,但体积稍有增加,显示为膨胀状态,是因为此时C3A与石膏反应快速生成的钙矾石具有膨胀特性。水化约5 h时,水泥石进入快速收缩阶段,在水化12 h时收缩达到稳定。

      为测试水泥石收缩对水泥环密封性的影响,利用水泥环密封完整性评价装置测试了水泥基浆分别养护1 d、3 d、90 d和150 d后的密封性,由于养护1 d和3 d短龄期水泥环没有发生气窜,以养护3 d的曲线代表短龄期测试结果(见图5)。实验中从密封环空段底部加压,以顶部出气口测量通过一二界面窜至密封段顶部的总窜气量,在密封段中部外筒对称取2个出气口1和2,分别测量二界面气窜量。

      图  5  不同养护龄期下水泥环密封性测试

      Figure 5.  Seal test of cement sheath at different curing ages

      图5可看出,短龄期水泥环没有发生气窜;而养护90 d和150 d试样开始注气时2个界面处出气口即发生气窜,说明随着龄期延长,水泥石收缩导致界面处出现的微环隙破坏了密封。对于养护90 d试样,内压加载至3 MPa时二界面出气口1出气量开始降低,10 MPa时顶部出气口出气量也开始降低,说明收缩引起的微环隙较小;而对于养护150 d试样,在内压增加到25 MPa时界面出气量才开始降低,进一步验证了养护龄期长水泥收缩会引起更大的微环隙。同时可以看出,虽然可以通过挤压水泥环减小界面微环隙,但即使在较高压力下,也不能完全恢复环空密封。

      理论上,水泥随着养护龄期的延长而不断水化,水泥石抗压强度不断增加,水泥石胶结强度也应不断增强。但从表2所示的不同龄期水泥石胶结强度实际测试结果可以看出,随着龄期的延长,水泥石界面胶结强度呈现逐渐减小的结果,其中养护15 d的胶结强度比养护3 d下降了45.5%,说明水泥石的界面胶结强度不仅与抗压强度有关,还主要与其体积收缩有关。现场固井结束后,甚至在电测固井声幅质量之后,水泥依然处在不断水化进程中,期间一旦水泥石产生收缩,将导致界面处胶结强度降低。可见,水泥石收缩也是影响环空密封性失效的主要原因之一。

      表 2  不同龄期时水泥石胶结强度

      Table 2.  Cementation strength of set cement at different curing ages

      龄期/d胶结强度/MPa下降幅度/%
      31.1
      70.827.3
      150.645.5
    • JY页岩气田大部分井环空带压均是出现在规模压裂投产后,说明水力压裂等施工作业中套管内压力变化会影响甚至破坏水泥环密封性。为此建立了图6所示的地层围岩-水泥环-套管组合体模型,模拟计算常规水泥环中不同位置的应力情况,分析水泥环密封完整性失效的原因。组合体模型参数见表3。假设套管和围岩均为弹性体,水泥环为理想弹塑性体,屈服条件满足Mohr-Coulomb准则。利用组合体模型,计算水泥环内壁界面和外壁界面的应力结果见表4

      图  6  围岩-水泥环-套管组合体模型

      Figure 6.  Model of surrounding rock-cement sheath-casing combination

      表 3  组合体模型参数

      Table 3.  Model parameters of the combination

      参数数值参数数值
      套管外径/mm139.7地层泊松比0.27
      套管壁厚/mm12.34水泥石泊松比0.18
      套管弹性模量/GPa210地面施工压力/MPa30~90
      地层弹性模量/GPa34水平地应力/MPa55
      水泥石弹模模量/GPa12

      表 4  水泥环应力模拟计算结果

      Table 4.  Simulation calculation results of the stress on the cement sheath

      井段套管内
      压/MPa
      水泥环内壁
      压应力/MPa
      水泥环外壁
      压应力/MPa
      周向应
      力/MPa
      裸眼井段308.33.32.3
      裸眼井段6017.87.14.2
      裸眼井段9026.810.87.6
      重叠段9020.210.66.2
      重叠段6013.25.63.6
      重叠段307.43.22.1

      在套管内压和围压作用下,水泥环径向产生压应力,周向产生拉应力。由表4可以看出,在套管与水泥环的一界面处产生的压应力较大,水泥环与围压之间的二界面处产生的压应力较小,裸眼井段的应力高于重叠段应力。

      水泥石属于抗压强度高而抗拉能力弱的材料,其抗压强度约等于10~12倍抗拉强度[9]。在套管内压90 MPa作用下,水泥环周向应力达到6 MPa以上,远超水泥石抗拉强度(通常不超过1~3 MPa),易产生径向裂缝并导致水泥环密封性失效。在水泥环内壁产生的压应力也超过水泥石屈服强度,使得水泥环进入塑性受力阶段并产生泄压后不可完全恢复的塑性变形;而此时套管仍处于弹性受力状态,其弹性变形可完全恢复,因此套管和水泥环界面处出现变形不协调,产生拉应力。一旦该应力超过界面胶结强度,将产生微环隙。JY页岩气井通常要进行多次或重复压裂,应力会多次加卸载,水泥环产生的塑性变形会逐渐累积,卸压后的残余应变也随之增大,当拉应力逐渐增大到足以超过胶结强度时出现微环隙,从而破坏环空密封。

      利用水泥环密封完整性评价装置模拟试压和压裂等施工过程对水泥环进行加卸载,评价水泥环在不同循环应力下疲劳破坏情况,结果见表5。常规G级水泥石,在35 MPa加卸载作用下,循环13次时,水泥环即发生了气窜现象,而当压力为70 MPa时,只需2个周期水泥环密封即出现力学破坏。

      表 5  水泥环耐不同循环应力疲劳破坏实验结果

      Table 5.  Fatigue failure test result of cement sheath subjected to different cyclic stresses

      套管内压/MPa疲劳周期/次套管内压/MPa疲劳周期/次
      20100(未失效)3513
      2556702

      影响循环应力作用下水泥环密封性的因素很多,除了压力外,还有水泥石的弹性模量和强度、水泥环外的约束程度或围压等。同等条件下,水泥石的弹性模量越低,抗循环压力作用的能力越强。这是因为在套管内压力作用下,低弹性模量水泥环中产生的应力水平也比较低,容易使得水泥环保持在弹性应力状态,不产生塑性变形,不易发生因疲劳破坏所导致的密封性失效。同时水泥石强度越高,水泥环的应力状态也越不易超过其屈服强度进入塑性状态。但通常情况下,水泥石强度越高其弹性模量也越大,变形能力更差,所以不宜仅考虑选择强度更高的水泥石来抵抗水泥环所受的各种应力来满足其密封性,需要在弹性模量和抗压强度之间取得平衡。因此在选择水泥浆体系时,需选择能形成抗压能力强且弹性模量低的水泥环的体系,才能更好保证井下复杂压力环境下水泥环的密封完整性。

    • 根据JY页岩气井环空带压影响因素分析结果,为改善和预防页岩气井环空带压,需要提高固井水泥环界面胶结质量、防止水泥石收缩并改善水泥石力学特性。因此在提高顶替效率、水泥浆柱结构、固井方案、水泥石性能等方面开展了针对性研究,形成了页岩气水平井预防环空带压固井技术。

    • 前置液冲洗效果直接影响水泥浆的顶替效率,JY地区钻井采用的油基钻井液用常规冲洗液难以清洗干净。为有效驱替油基钻井液,提高顶替效率,采用了具有润湿反转作用的洗油冲洗液SCW-D。与前期JY地区采用的常规冲洗液相比,该冲洗液表面活性物质会在油基钻井液的滤饼表面吸附,使溶剂和水易在油基钻井液表面渗入并产生溶胀,以削弱油滤饼的内聚力和结构力,同时也削弱油滤饼和套管之间的作用力[10]。为了提高洗油效果,确定现场冲洗液采用10%SCW-D,且单井设计冲洗时间达到10 min以上,以提高水泥环的胶结质量。

      提高套管居中度,并采用大排量顶替提高环空返速,也是实现提升冲洗效率、增强水泥环环空密封能力的有效技术措施。考虑到冲洗液在注水泥浆时已经出环空,为了使环空达到紊流顶替,前置液设计注替排量应高于1.5 m3/min。

    • 为提高胶结强度,优选了泡沫低密度防窜水泥浆和微膨胀弹韧性防气窜水泥浆[11-12],并进行固井压稳设计,防止固井及候凝过程中气窜的发生。

      在泡沫水泥浆基浆中增加微硅含量,增强体系稳定性与强度。基本配方:嘉华G级水泥+3%~6%微硅+2.5%~3%G33s降滤失剂+0.1%~0.5%缓凝剂KH-1+46%水,密度1.90 g/cm3。在该水泥浆基浆中添加1%发泡剂、1%稳泡剂,并进行机械充氮,制备出密度1.31~1.60 g/cm3的泡沫水泥浆。JY气田技术套管固井领浆采用泡沫水泥浆体系代替加漂珠的低密度水泥浆体系,具有更低的渗透率,更低的弹性模量以及较小的收缩性,使水泥环保持更好的密封完整性。

      油层套管选用弹性模量为7 GPa的微膨胀弹韧性水泥浆,并设计返高至造斜点以上200 m,以降低试压和压裂对水泥石和胶结界面的应力破坏,提高重叠段水泥石对气体的密封能力。体系配方:嘉华G级水泥+6%SFP-1弹性材料+0.15%SFP-2弹性粒子+1.8%DZS分散剂+6%FSAM降滤失剂+2%DZP-2膨胀剂+0.1%DZH缓凝剂+44%水。在该水泥浆中适量添加膨胀剂,补偿水泥石的收缩,增加水泥石膨胀特性,防止水化收缩产生的微间隙。

      利用Chandler7200防气窜仪对常规水泥浆体系、泡沫水泥浆体系和微膨胀弹韧性防气窜水泥浆体系的防气窜性能进行了检测,同等养护条件下,泡沫水泥浆和微膨胀防气窜水泥浆的防气窜突破压力分别为2.48 MPa和1.73 MPa,较常规水泥浆的1.13 MPa大幅提高。

      为验证低弹性模量的微膨胀弹韧性水泥浆体系对压裂等套管内高应力作用下密封性的改善,利用水泥环密封完整性评价装置进行了测试。套管内最高加压70 MPa时不同加载方式下测试的水泥环的密封性见图7

      图  7  弹韧性水泥环70 MPa完整性评价实验曲线

      Figure 7.  Integrity evaluation test curve of elastic and ductile cement sheath at 70 MPa

      由图7可以看出,加压至50 MPa卸载至40 MPa,然后再加压至70 MPa卸压至40 MPa,再加压至70 MPa后完全卸压至0,水泥环没有发生气窜。加卸压循环了15次后水泥环始终保持密封性,没有发生气窜现象,表明微膨胀弹韧性水泥石能够承受套管内高压力破坏作用,具有更好的密封保障能力。

    • 为确定合理的水泥石弹性力学性能,采用弹性模量为7 GPa的弹韧性水泥浆体系进行套管内不同压力作用下的数值模拟计算,结果见表6

      表 6  水泥环应力数值模拟结果(弹韧性水泥浆)

      Table 6.  Numerical simulation result of the stress on the cement sheath (elastic and ductile slurry)

      井段套管内
      压/MPa
      水泥环内壁
      压应力/MPa
      水泥环外壁
      压应力/MPa
      周向应
      力/MPa
      裸眼井段305.23.11.5
      裸眼井段608.26.42.1
      裸眼井段9012.18.52.8
      重叠段9011.39.62.5
      重叠段607.96.22.0
      重叠段304.92.91.5

      表6可以看出,在90 MPa套管内压作用下,水泥环中产生的应力远低于表4中常规水泥环在相同内压作用下产生的应力,如果水泥石强度的降低比例小于弹性模量的降低比例,则水泥环不会发生拉伸破坏;在压应力下只产生弹性变形或者产生较小的塑性变形,从而抵抗疲劳破坏的周期会更长,即在多次分段压裂施工作用下,不会产生微环隙而引起水泥环密封性破坏导致环空带压现象。因此,可通过控制水泥石弹性模量小于7 GPa,从而有效降低压裂对水泥环力学完整性的影响,保持水泥环的密封性。

    • 预应力固井主要通过增加套管内外压差,使套管在水泥浆候凝过程中处于挤压状态,水泥浆候凝结束后释放掉环空压力,使套管挤压水泥石,增加水泥环界面胶结力,有利于防止环空后期带压和气窜。预应力固井技术在JY页岩气井生产套管固井的应用主要通过尽可能降低套管内替浆液柱压力、增加套管内外压差实现,该方法对浮箍和浮鞋的密封性能要求较高。目前普遍采用清水(或低密度钻井液)顶替,已经达到较好的效果;同时采取环空憋压的方式候凝,一般要求憋压5~8 MPa,条件具备的情况可以憋压10~15 MPa。由于JY页岩气井生产套管封固段水平段地层承压能力较低,憋压可以采用逐级憋压的方式。

    • 页岩气田大规模开发在我国尚处于起步阶段,固井技术与预防环空带压措施方面在国内外可借鉴的经验较少,2015年之前JY投产的页岩气开发井生产套管环空带压比例较高。预防环空带压固井技术成果近年来在JY页岩气田试验应用20多口井,在大规模压裂后均未发生环空带压。

      以JY91-2井为例,该井井身结构设计见表7,三开设计完钻层位龙马溪组,实际完钻层位龙马溪组,设计三开完钻井深5 540米,实际完钻井深5 526 m,固井方式为套管单级固井,要求水泥浆返至地面。

      表 7  JY91-2井井身结构

      Table 7.  Casing program of Well JY91-2

      开次井眼参数套管参数封固井段/m
      钻头直径/mm井深/m直径/mm下深/m钢级壁厚/mm扣型
      一开406.41 207.5339.71 205.74L8012.19BTC0~1 207
      二开311.23 555.0244.53 552.87P-11011.05LTC0~3 555
      三开215.95 526.0139.75 524.34P11012.34TP-CQ0~5 526

      该井地层承压能力低,在二开钻进过程中发生过漏失,降低或避免下套管和固井施工中发生漏失的风险是本次固井的主要难点;二开油气较活跃,保证下套管和固井施工过程中的有效压稳,防止环空带压是本次固井的重点。封固目的层为低孔低渗的页岩气储层,固井施工结束后需要大型压裂,对固井胶结质量提出了较高的要求,在满足生产井段水泥环胶结质量良好的前提下,要求水泥石具有高强的弹韧性以及长期密封性。

      采用密度为1.55~1.60 g/cm3的SCW-D型前置液,用量大约35 m3,保证15 min以上的冲洗时间。采用研制的微膨胀弹韧性水泥浆体系,领浆密度1.65 g/cm3,尾浆密度1.88 g/cm3,弹性模量6.1 GPa,其中尾浆返高至封固重叠段以上300 m。该井固井施工后憋压9 MPa候凝,电测结果显示固井质量优质。经十多段大型压裂后投产已经两年以上,未出现环空带压现象。

      目前预防环空带压固井技术已在JY气田进行大规模推广应用,固井质量优良率较应用前提高了15%,压裂投产后带压井下降了82%。

    • (1)页岩气井环空带压的原因包括水泥石胶结差、水泥石体积收缩及水泥环密封破坏等,其中水泥环弹韧性不足,在规模压裂时破坏造成密封失效是造成JY页岩气井环空带压的最主要原因。

      (2)常规提高固井质量的方法,只能避免短期内的环空密封失效。必须从提高水泥环长期密封性的角度研究提高界面胶结质量、防止水泥石体积收缩,采用较好力学性能的水泥浆体系,才能真正解决JY页岩气田环空带压难题。

      (3)现场应用结果表明,研究形成的提高冲洗液清洁效果,采用微膨胀弹韧性水泥浆并控制弹性模量小于7 GPa等预防环空带压综合固井技术,大幅度降低了JY页岩气井的环空带压比率,是预防JY页岩气田环空带压的有效手段。

参考文献 (12)

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