低密度抗盐水泥浆体系在浅层页岩气井的应用-辽宁化工2022年06期

摘      要：叙永太阳构造浅层页岩气随着进入开发后期，地层的压力系数降低，按照常规的固井工艺和水泥浆体系不能满足现有固井五条红线的要求。室内研发了一套低密度抗盐水泥浆体系，其具备突出的低温早强性能、优异的稳定性和流变性，稠化时间可任意调节，与有机盐钻井液相容性好。该水泥浆体系及配套技术已成功应用5井次，有效地解决了浅气层页岩气油层套管固井返高达不到要求和固井质量差等问题。

关  键  词：低密度;抗盐;水泥浆;固井工艺;页岩气

中图分类号：TE256     文献标识码： A     文章编号： 1004-0935（2022）06-0863-03

太阳构造浅层页岩气主要开发目的层龙马溪组页岩气，采用两开两完的井身结构。一开表层采用φ311.2 mm钻头和清水钻进至设计井深后下入  φ244.5 mm套管;二开油层采用φ215.9 mm钻头和有机盐钻井液体系，钻井液密度1.65～1.85 g·cm^-3，下入φ139.7 mm生产套管固井。其地层压力系数低，安全密度窗口窄，有机盐泥浆条件下固井顶替效率差，水泥浆返高不够，随着后期开采的深入，地层压力系数越来越低，因此，一直在寻求一种有效固井水泥浆体系和配套的固井工艺来解决这个固井难题。

1  固井难点

1.1  存在低压易漏地层

区域地表多呈现喀斯特地貌特点，表层常钻遇裂缝、溶洞甚至暗河，钻井漏失量大且堵漏成功率极低，目前表层多采用空气钻钻进，固井时因漏失返不到地面。油层套管固井时液柱压力高，循环存在失返的风险。

1.2  水泥浆方面

低密度抗盐水泥浆体系密度1.50～1.70 g·cm^-3，存在浆态和沉降稳定性的矛盾，如果配方调整不好，可能导致浆体沉降稳定性差或现场难以配浆，同时因为密度低、水灰比大、温度低，导致早期强度发展慢^[1-5]。

1.3  有机盐饱和盐水钻井液

钻井液密度为1.35～1.60 g·cm^-3，与低密度水泥浆密度差较小，顶替效率难以保证，而且有机盐钻井液井壁泥饼较厚，泥饼难以冲刷，且与一般的水泥浆相容性较差，进而影响固井一、二界面胶结质量，易形成气窜的通道。

1.4  套管下入难度大

井身水垂比大，水垂比主要在1～1.5之间，套管靠自重不足以克服下行阻力，难以安全下放到井底，井眼轨迹复杂，沿程摩阻大，部分井储层厚度薄，微断层频繁，井眼轨迹复杂。

1.5  对水泥环岩石力学性能要求高

针对后期大型体积压裂要求水泥石具qk3ARdeCNdGciD6whaofV8ki45og5/pDIoOCWd6F5CY=有足够的抗冲击能力和柔韧性，以保证井筒的密封完整性^[6]。

1.6  长水平段固井

长水平段水平井固井对水泥浆析水、沉降稳定性和后期强度要求高。

2  固井技术措施

针对以上固井技术难点，采用了低温低密度抗盐水泥浆及配套固井技术措施。

2.1  优选减轻剂

采用漂珠和粉煤灰作为减轻剂，按照颗粒级配原理，优化加量和级配比例，使用双凝水泥浆体系，确保浆体稳定性，流变性好，析水少，早期强度发展快，无体积收缩。水平封固段采用常规抗盐水泥浆，控制高温下的稳定性和稠化时间，提高其强度发展时间，保证产层的固井质量，为后期的压裂提供好的条件。

2.2  优选扶正器

根据井眼条件，优选旋流刚性扶正器和滚珠扶正器配合使用，在井斜小于30°井段使用旋流刚性扶正器，旋流刚性扶正器刚度大，扶正力大，居中性好，并且在施工中可产生环向流速场，加大流体的携带能力和提高注水泥顶替效率，滚珠扶正器是在旋流刚性扶正器扶正条内加入钢珠，变滑动摩擦为滚动摩擦，大大降低套管下入过程中摩阻，在井斜大于30°井段每根套管加入一只滚珠扶正器，尤其有利于套管在水平段的下入和居中^[7-8]。

2.3  采用高效冲洗液

固井前充分调整钻井液性，通常按照1.5 m·s^-1上返速度循环洗井2～3周，黏度控制在60 s以内，施工前泵入20 m³漏斗黏度低于60 s的前导泥浆。同时冲洗液加入一定的清洗剂，泵入8 m³冲洗液，保证泥饼的有效冲洗，提高顶替效率^[9]，确保施工安全和固井质量。

2.4  大压差预应力固井技术

考虑到本区块的井筒承压能力较低，主要采用套管内外大压差的预应力固井技术来提高固井质  量^[10]。施工中完全采用清水进行顶替，保证顶替到位后套管内外静液柱压差≥8 MPa，预先使套管挤压变形从而产生弹性能，提高了水泥环密封性能。

2.5  采用变排量顶替技术

替浆初期采用1.5 m³·min^-1排量顶替，提高对重点层位的顶替效率，最后降至1 m³·min^-1以内，小排量顶替以降低漏失风险。

3  低密度抗盐水泥浆体系性能

研发的低温低密度抗盐水泥浆强度发展快，稳定性，流变性好，稠化时间可调，与有机盐钻井液相容性好，不同密度的具体配方如表1所示。

3.1  稳定性

根据区块井的特点，测试了不同温度和密度条件下低密度水泥浆性能参数，结果如表2所示。

实验结果表明，利用颗粒级配紧密堆积设计的低密度水泥浆体系，在常温和50 ℃条件下，稳定性好，上下密度差最大为0.02 g·cm^-3，浆体能够满足固井施工要求。

3.2  流变性

分别对常温和井下温度条件下水泥浆的流变性能进行了考察，研究结果如表3所示。

实验结果表明，流变指数较高，水泥浆体的流动性能好，良好的流动性在施工时易于泵送，用清水顶替时有利于顶替效率的提高，从而提高固井胶结质量。

3.3  水泥石的抗压强度

水泥石强度是水泥浆性能的重要指标，对后期的压裂开采至关重要。通过不同粒径的材料进行集配，让水泥石内部更致密，同时使用早强剂，提高水泥石内部水化硅酸钙凝胶的比例，从而使该体系具有很强的早期抗压强度。不同密度水泥浆抗压强度如表4所示。

由表4可知，低密度抗盐水泥浆体系在30 ℃和50 ℃条件均有较好的强度，同时24 h早期强度能达到低密度水泥浆的要求，能满足后期开采的  要求。

3.4  相容性

该水泥浆体系与现场钻井液具有良好的相容性，具体实验数据如表5所示。

实验结果表明，该水泥浆体系与钻井液按照不同比例混合仍然具有良好的流动性能，说明该水泥浆与钻井液相容性好，可有效保证固井施工安全。

4  现场应用

Y102H34-3井139.7 mm套管实际完钻井深    3 180 m，垂深1 020 m，套管下深3 174 m，钻井液为有机盐钻井液，密度为1.66 g·cm^-3。固井前泥浆密度降到1.60 g·cm^-3，黏度50 s，1.6～1.8 m³·min^-1大排量循环。实际施工过程：先以1.2～1.5 m³·min^-1排量泵注冲洗液8 m³;再以1.3～1.5 m³·min^-1排量泵注低密度抗盐水泥浆35 m³，以1.3～1.5 m³·min^-1排量泵注常规密度水泥浆66 m³;释放胶塞，再以  1.0～1.2 m³·min^-1排量泵注压塞液5 m³;水泥车以1.4～1.6 m³·min^-1大排量替清水23 m³;再以    0.6～0.8 m³·min^-1小排量替清水碰压，压力值为  18.9 MPa，对套管柱试压50 MPa，稳压15 min无压降，环空憋压2～3 MPa，最大憋入量0.5 m³，候凝48 h测井，固井质量合格率98.8%，优质率91.6%。

低密度抗盐水泥浆共完成油层水平井固井5井次，固井质量合格率达到99%，优质率达到90%以上。目前该水泥浆体系在浅层页岩气水平井推广  应用。

5  结 论

1）低密度抗盐水泥浆体系具有强度发展快、良好的流变性和稳定性、水泥浆与有机盐钻井液相容性好等特点，满足浅层页岩气井的固井技术要求。

2）针对浅层页岩气固井难点，综合应用大压差预应力固井技术、变排量顶替技术、高效冲洗液等工艺技术，有效提高了该类井段的固井质量。

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Application of Low-density Salt-resistant Cement Slurry

System in Shallow Shale Gas Wells

ZHANG Wei

（Sichuan Chuanqing Underground Technology Co.， Ltd.， Deyang Sichuan 618301，China）

Abstract：  As the shallow s_{HZpQoeewoMMTTo+DOF7Cfw==}hale gas in Xuyong Taiyang structure enters the later stage of development， the pressure coefficient of the formation decreases. The conventional cementing technology and cement slurry system cannot meet the requirements of the five requirements of existing cementing. A set of low-density salt-resistant cement slurry system has been developed indoors， it has outstanding low temperature and early strength performance， excellent stability and rheology， thickening time can be adjusted arbitrarily， and has good compatibility with organic salt drilling fluids. The cement slurry system and supporting technology have been successfully applied for 5 well times， effectively solving the problems of insufficient cementing return and poor cementing quality in shallow gas shale gas reservoirs.

Key words：  Low density; Salt tolerance; Cement slurry; Cementing technology; Shale gas