延川南區塊煤層氣水平井固井技術的探討

秦 杜 袁明進 龍志平 馮大鵬

(中石化華東分公司非常規油氣資源工程技術研究中心，江蘇 210031)

延川南區塊構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。該區塊含煤總面積為672km2，自上而下發育地層有第四系、三疊系(二馬營組、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)。其中石炭系上統太原組和二疊系下統山西組為本區塊的主要含煤地層，共發育11層煤。山西組2#煤層和太原組10#煤層為本區塊的主要可采煤層。

目前，延川南煤層氣正處于開發利用起步階段，加快該區塊煤層氣的開發利用，對于緩和能源緊張狀況、改善能耗結構、減少環境污染具有重大意義。固井質量是影響煤層氣井產能的關鍵因素之一，煤層氣井固井作業的效果直接影響煤層氣的開發及產能的提高，應當重視煤層氣的固井質量，固井工藝配套的關鍵技術也必須從常規油氣中延伸出來，從而解決煤層氣固井技術難題，更好地滿足后期儲層壓裂及改造需求，保障后期開采。

1 延川南煤層氣儲層的特點

煤層氣的儲集方式和常規油氣有本質的不同。煤層氣主要以吸附狀態存在于基巖孔隙的內表面上，只有少量以游離狀態或溶解狀態存在于煤層的孔隙與裂縫中。其次，煤層具有基質孔隙與裂縫孔隙特征的雙孔隙系統，煤基質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，并使煤具有不連續性。煤層氣具有獨特的保存方式—壓力封閉，這種特殊的保存方式決定了其開采方式的特殊性，必須經過較長時間的排水降壓后才慢慢解吸。

延川南區塊煤層氣儲層條件十分特殊，山西組2#煤儲層的孔隙率在1.3%到4.6%之間，太原組10#煤儲層的孔隙率在2.6到4.3%之間，屬于低孔地層。通過對該區塊煤層進行了注入/壓降測試，測試結果顯示，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，煤儲層滲透率較低，遠小于常規油氣儲集層的滲透率;儲層壓力系數西部為0.76～0.870，東部平臺為0.40～0.477，屬于低壓地層，儲層孔隙壓力一般低于靜水壓力，易受侵入流體的污染。該區塊煤層氣井井深淺，煤層孔隙壓力梯度一般小于0.01MPa/m，即使在同一地區，壓力梯度變化也很大，并且很難準確預測。煤層呈割理發育，非均質性強，力學穩定性差，機械強度低，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，該區塊煤儲層流體呈酸性，容易與水泥漿濾液反應，產生沉淀，從而污染產氣層。因此，需要針對延川南區塊煤層氣的儲層條件，設計出適合該區塊的煤層氣井固井水泥漿體系及固井工藝技術。

2 延川南煤層氣水平井固井的難點

煤層氣水平井工藝與常規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井，并在煤層段擴孔造穴。在距離生產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井實現對接，地層流體通過水平井眼流向生產井筒，實現共同排水降壓采氣的目的。煤層氣這種獨特的開發和開采方式給固井設計和現場施工提出了更高的要求，延川南煤層氣水平井固井難點主要表現在以下幾個方面:

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

(2)對水泥漿性能要求高。煤層氣水平井固井時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性和沉降穩定性。水泥漿的設計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生沉降，不穩定，水平段輕質的自由水會運移到環空上側，形成水槽或水帶，從而失去層間封隔的效果，影響固井質量。

(3)水泥漿密度的控制難度大。煤層巖心強度和煤儲層地應力特征決定了水泥漿密度范圍和環空液柱壓力系統的設計較為困難。按照常規要求，水泥漿密度應大于井眼坍塌壓力，小于煤層漏失壓力。基于該原則，在水泥石抗壓強度滿足要求的條件下，采用密度盡量低的水泥漿。

(4)對鉆井液的性能要求不同。在煤層氣水平鉆井過程中為了保證煤層的井壁穩定性，要求鉆井液處于輕微過平衡狀態，同時具有較高的黏度和切力，而固井時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)循環排量控制存在風險。鉆井液固相和巖屑在自身重力作用下容易發生沉床，而煤層氣水平井井壁穩定性較差，循環洗井時的排量比較低，不利于徹底清洗掉水平段低邊的巖屑及鉆進液固相。

(6)煤儲層保護難度大。由于煤儲層滲透性低，任何環節的污染都會對煤層孔隙和裂縫造成永久性損害。固井過程中如果環空的液柱壓力高，水泥漿的失水量大，水泥漿性能差或施工不當，很容易對煤層造成傷害。

3 影響延川南煤層氣水平井固井質量的因素

結合延川南煤層氣水平井固井現場以及施工情況，影響延川南煤層氣水平井固井質量的主要因素是頂替效率低。考慮到煤層埋藏淺，固井時替漿量少，注水泥完畢后就有一半體積以上的水泥漿進入環空，受設備及井下條件的限制，固井時根本達不到紊流頂替的排量，而且紊流頂替時環空返速高，摩阻大，在低壓易漏的井中甚至會發生壓漏地層的現象。同時煤巖層光滑、不規則的解理面不利于水泥環二界面的膠結，對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:

(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，極易導致套管偏心，使得套管低邊的鉆井液驅動困難，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程中，為防止井壁發生坍塌，鉆井液的比重、粘度一般較高，流動性較差，在固井替漿過程中，容易發生竄槽，嚴重影響頂替效率。

(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，同時要求具有良好的流動性能，而水泥漿的沉降性能和流動性能是相互制約的關系，需要通過合理的調整外加劑的用量來解決這一矛盾，使水泥漿在替漿過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，合理的設計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對策以及現場應用

4.1 煤層氣水平井組直井填砂工藝技術

為防止水平段固井施工時水泥漿竄至直井段，須對直井段進行填砂作業。填砂高度要求控制在煤儲層以上100m，準確計算直井洞穴容積及套管內容積以確保填砂量的準確。填砂前調整連通井組內的鉆井液密度，并依據該密度配置相應密度的鹽水溶液，以確保能順利地將砂送入井內。

當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層頂板50m處，開套閘，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計填砂量，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。

在填砂施工過程中，要嚴格控制填砂速度，防止砂子在油管、套管內搭成砂橋，造成堵塞。嚴格控制送砂排量，防止攜砂液大量上返至油套環空，造成管柱砂埋。在送砂過程中若遇環空停止返水，應立即活動管柱，若活動管柱無法解決，應立即上提油管檢查。

直井填砂后，部分黃砂會進入水平井段，影響套管下入到設計深度，因此進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10m位置，停泵。(2)下鉆至距聯通點0.5m到1m處，探砂面，若中途遇阻則表明到達砂面位置。(3)上提鉆具到距連通點10m處，開泵循環清洗水平段中黃砂，再探砂面。(4)當鉆具正常下鉆到距離連通點0.5m到1m處時，通井結束，正常起鉆。

4.2 套管管柱設計以及摩阻分析

(1)套管管柱結構設計

煤層氣水平井與排采直井連通后，直井要進行填砂作業，所以套管管柱在設計時要充分考慮這一問題，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，因此在設計時引入打孔短節，從而很好地解決了這一問題。同時在套管串頂端兩根打孔短節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造條件，施工中使用的套管管柱結構為:引鞋+打孔短節1根 (+扶正器)+打孔短節1根+浮箍+短節1根 (+扶正器)+套管2根(+扶正器)+短節1根+浮箍2+N80×7.72mm套管串 (+扶正器)+聯頂節。

(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，必須設計合理的扶正器安放位置。由于水平井水平段較長，套管下入過程中摩阻較大，設計中安放了剛性螺旋滾輪扶正器，將滑動摩擦轉化為滾動摩擦，減小了摩擦阻力。扶正器安放設計如表1所示。

表1 扶正器安放設計

(3)套管居中度和摩阻分析

以延5－V1－P1井為例，結合實鉆井眼軌跡、套管管柱結構以及扶正器安放，利用套管居中度計算軟件模擬計算得到套管居中度，如圖1所示。從延5－V1－P1井生產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。

利用隨鉆測量井眼軌跡，結合套管管柱結構，模擬得到套管下入過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，套管管柱結構能夠在保證套管居中度的前提下順利下入。

圖1 延5－V1－P1井生產套管居中度模擬圖

4.3 固井前置液及水泥漿設計

目前延川南區塊煤層氣水平井水平段主要采用兩種鉆井液體系，一個為低固相鉆井液體系，另一個為絨囊鉆井液體系。針對兩種鉆井液體系，分別設計了不同的固井前置液體系。在保證井眼安全穩定的情況下，盡可能提高前置液在環空中的高度，從而更加有效地發揮其沖洗和隔離的作用，同時增加其作為紊流頂替液的紊流接觸時間，有利于提高頂替效率。

針對鉆井過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，并且具有和常規水平井同樣的固井難點，因此對水泥漿體系要求較高。通過室內試驗優選出適合于延川南區塊儲層特性的水泥漿體系，該體系不但具有良好的流變性，同時還滿足過渡時間短、高早強、近直角稠化等優點，其性能參數如表2所示。

表2 水泥漿性能參數

圖3 水泥漿稠化曲線圖

水泥漿體系配方為:G級+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。由于延川南區塊目的煤層及上部部分地層破裂壓力較低，易發生漏失，造成儲層污染，所以在考慮水泥漿返高時充分考慮了煤層特點、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，在現場得到了良好的應用效果。

5 結論

結合延川南區塊煤儲層的特點以及煤層氣水平井固井工藝的難點，研究設計出一套適合延川南區塊煤層氣水平井的固井工藝技術如下:

(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，有效地解決了水平井固井施工過程中，建立水泥漿循環通道的難題;

(2)結合延川南煤層實際破裂壓力，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，而且滿足后期儲層壓裂及改造需求，保障后期開采。

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

(4)通過室內試驗，優選出適合延川南區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，同時還滿足過渡時間短、高早強、近直角稠化等優點，在該區塊取得了良好的現場應用效果。

［1］李景明，巢海燕.中國煤層氣資源特點及開發對策［J］.天然氣工業，2009，29(4):9－13．

［2］馬駿，王超，李秀妹等.煤層氣井固井技術的研究［J］.石油儀器，2010，24(3):69－72．

［3］齊奉中，唐純靜，李爽.煤層氣井固井技術研究與應用［M］.第六屆全國石油鉆井院所長會議論文集:259－261.

［4］賴曉晴，樓一珊.我國煤層氣開發鉆井液技術應用現狀與發展思路［J］.石油天然氣學報，2009，31(5):326－328．

［5］劉愛平，鄧金根，鮮保安.保護煤儲層的煤層氣井固井技術［J］.石油鉆探技術，2006，28(2):37－38．

［6］LANGENBERG CW，BEATONA，BERHANEH．Regional evaluation of the coalbed methane potential of the Foothills/Mountains of Alberta，Canada［J］．International Journal of Coal Geology，2006，65(1):114－128．

［7］李明，齊奉忠，靳建洲等．適合煤層氣井固井的低密度水泥漿體系［J］．天然氣工業，2011，31(7):63－66．