弹性水泥浆体系在浅层页岩气水平井固井中的应用

四川盆地是浅层页岩气开发的先导试验区。该地区地质复杂情况多,浅层气活跃,气窜风险高,水平井规模开发和分段强化压裂是页岩气开采的常用技术手段,大型压裂会破坏常规水泥环,加剧气窜问题的发生。针对上述难点,研发了弹性水泥浆体系,该体系浆体稳定、失水量小、静胶凝过渡时间短,可有效防止环空气窜,形成的水泥石具有良好的韧性,可在保持抗压强度不过分减弱的情况下,有效降低弹性模量,结合配套固井工艺措施,形成了一套适用于该区块浅层页岩气水平井的配套固井技术,现场应用效果良好。

弹性水泥浆体系在临盘油田的研究与应用

为提高临盘油田固井质量,减少水泥环在外力作用下的损害,开展了弹性水泥浆的研究,采用水泥与多组分活性矿物掺料(弹性材料、石英砂、硅粉)配级得到了弹性水泥浆体系。通过室内实验可知,弹性水泥浆具有较低的弹性模量,弹性形变好,失水较低,24h强度大于20MPa,稠化时间可以调节。在P17-X15井油层套管固井现场试用表明,该井固井一界面和二界面胶结质量均好,固井质量优,得到甲方好评。弹性水泥浆体系在P17-X15井的成功应用表明,该水泥浆体系可以进一步推广应用到临盘油田其它井的固井中。

弹性膨胀水泥浆在储气库固井中的应用

储气库在注、采气过程中压力、温度变化对水泥环产生收缩变形影响,导致水泥石受到交变应力作用而产生破坏,形成微裂缝。开展了弹性膨胀水泥浆的研究,采用水泥与多组分活性矿物掺料(弹性材料、石英砂、粗硅粉、细硅粉)级配,得到了堆积体积分数大于0.8的干混合物,提高了水泥石的致密度、抗渗性、抗腐蚀性和抗射孔冲击能力,降低了渗透率;加入5%的膨胀剂,使水泥石具有膨胀性(膨胀量达0.677%),同时增大了水泥环与界面的胶结强度和壁面抗水压渗透能力;由于弹性颗粒的加入,水泥石的杨氏模量低于地层的杨氏模量,有利于改善水泥环与套管的界面胶结状况,保证水泥环的完整性。该体系在交变应力作用下密闭良好,解决了储气库不断注气采气对水泥环的破坏难题,在HUK23井的应用取得了固井质量优质的效果,2012年在呼图壁储气库推广应用20余井次,声幅合格率为100%,优质率为73.3%。

热采井抗350℃高温弹性固井水泥浆体系性能研究

在热采井的蒸汽吞吐开采作业中,套管-水泥环-地层耦合体会受到蒸汽多轮次高低温交替作用,造成套管局部产生缩径变形,水泥环遭到破坏,为了确保水泥环密封完整性,需要提高水泥环的力学性能,改善水泥石形变能力,从而提高水泥石抗冲击破碎能力。针对上述问题,室内优选孔隙支撑剂MX来提高水泥石抗压强度,降低水泥石的渗透率,同时选用柔性石墨弹韧材料GT-R,提高水泥石的形变能力和耐温性,基于主剂的基础上协同其他水泥浆外加剂构建了一套热采井抗350℃高温弹性固井水泥浆体系,并针对弹性水泥浆常规性能、耐高温弹性水泥石耐高温性能及高温水泥石电镜扫描进行分析。结果表明:该耐高温弹性水泥石具有良好的流变性,失水量小于35 mL,弹性水泥石经350℃与50℃交变高低温养护12轮次后,其抗压强度仍保持在29.1MPa,弹性模量为3.816GPa,说明该体系具有耐高温高强低弹性模量特点,保障了热采井高温多轮次注采条件水泥石高温增强特性和水泥环结构的完整性。

提高水泥层间封隔能力的低密度弹性密封水泥浆性能评价

在现有的固井水泥浆技术条件下,保障井筒完整性长期稳定面临挑战,尤其是常规低密度水泥浆,射孔后水泥石的完整性遭到严重破坏,造成密封失效,水泥石与套管及井壁间的胶结质量差,易发生窜槽等问题。针对上述问题,以环氧树脂和酸酐类固化剂为原料制得弹性剂(RES-1),并用液体纤维提高水泥石的强度和韧性、纳米液体减轻剂改善水泥浆沉降稳定性。室内对低密度弹性密封水泥浆展开了综合性能评价。结果表明,RES-1可降低水泥石的弹性模量,提高水泥石的形变能力,最优加量为10%。低密度(1.5 g/cm3)弹性密封水泥浆体系具有良好的流变性,失水量小于50 mL,线性膨胀率达到0.45%,可有效抑制微环隙、微间隙的产生。低密度弹性密封水泥浆具有较好的致密性、柔韧性和弹性形变能力。与普通低密度水泥浆相比,其渗透率和弹性模量分别降低了69.5%和78.4%,抗压强度和抗折强度分别提高了61%和87.9%。低密度弹性密封水泥浆可以有效提高水泥环的长效封隔能力,改善固井质量。

页岩气井固井水泥浆体系研究

页岩气井固井对目前固井技术提出了新的要求,通过分析页岩气开采过程中对水泥浆体系的特殊要求,研究了弹性水泥浆体系(SFP)配方的基本性能,并对弹性材料和增韧材料进行了研究和优选,分析了水泥浆外加剂和外掺料的加量对水泥浆各项性能的影响,阐明了其机理,并对弹性水泥石的弹性模量及抗折性能进行了评价和分析。研究的水泥浆体系成功应用于黄页1井页岩气储层段,固井质量优秀,满足了该井的压裂要求。

弹性自愈合水泥浆对环空带压的修复作用及应用

针对四川WY页岩气区块页岩气井固井、压裂后出现环空带压问题,开展弹性自愈合水泥浆体系实验研究,从而改善固井质量和提高水泥环的长效密封能力。本文开展套管损坏原因分析,通过现场和室内模拟实验装置揭示套管损坏、环空带压原因;采用弹性自愈合材料优化原有水泥浆体系,降低水泥环的弹性模量,提高水泥环的环空填充度,预防水泥环失效导致的环空带压;通过现场重点井应用,自愈合水泥浆段固井优良率72%,未发生套管损坏、环空带压现象。弹性自愈合水泥浆体系的应用,为防止页岩气井环空带压提供了新的技术手段,具有良好的工程意义和推广价值。

储气库井弹性自愈合水泥浆体系及其性能评价

由于储气库存在季节性调峰需求,其工作时井筒水泥石会受到交变载荷作用,导致密封完整性易被破坏。针对这一问题,优选了自愈合评价方法,研究选择了一种结晶型自愈合剂(JHR-1),分析了其自修复原理并以其为主体,在优选复配纤维JX46-12、丁苯胶乳PLT-100及其他外加剂的基础上,形成了密度1.89 g/cm^3的弹性自愈合水泥浆体系,并对其性能进行了评价。结果表明,在养护14 d后其裂缝最大愈合宽度超过150μm,28 d后超过250μm;7 d压折比与抗冲击韧性分别为4.52、3.87 J/cm^2,韧性较好,7 d胶结强度达到6.76 MPa;弹性模量仅5 018 MPa,弹性极限应力与应变分别为39 MPa、0.67%,弹性表现好;循环应力加载第5周弹性恢复率达50%以上,弹性恢复性能好,水泥石疲劳强度高。在储气库井口压力为13～39 MPa条件下可保持水泥石完整性,在载荷超过了水泥石弹性极限应力产生了微裂缝情况下也能快速修复裂缝。

超高温高密度防漏堵漏水泥浆技术

根据乐东10-1区块前期研究成果可知,乐东10-1区块目的层温度达220℃,地质条件复杂,异常高压和薄弱地层交替存在,窄密度窗口特点,井漏风险大,乐东10-1区块已钻井漏失裂缝宽度主要分布在450~830μm,顶替效率低,针对该地层固井作业,提高地层承压能力,提高固井液的防漏堵漏能力是保障固井作业顺利进行的关键。室内针对该问题开展了超高温高密度水泥浆堵漏材料的筛选,通过大中小不同粒径的PL-F64堵漏纤维、弹性堵漏材料TG4500型和TG2500型,搭配3 mm PM-R62刚性堵漏材料颗粒复配使用,构建了一套超高密度堵漏水泥浆体系,该水泥浆体系具有比较宽的粒径分布,可堵0.5 mm的裂缝,大于3.4 MPa压差下满足漏失量小于50 mL,添加堵漏材料后水泥浆抗压强度提高了26.2%,5#配方在1.5 mm的裂缝下堵漏水泥浆的堵漏能力达6.8 MPa,满足超高温高密度水泥浆堵漏性能要求。

南页1HF页岩气水平井固井技术

页岩气藏具有储层物性差、孔隙度和渗透率低等特点,为提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂要求,对南川地区页岩气水平井固井技术进行了研究。针对南页1HF井固井技术难点,开展了水平井套管下入数值模拟分析,扶正器类型优选及安放间距优化,应用了SCW驱油前置液体系、SFP弹性水泥浆体系等技术,为今后提高页岩气水平井固井质量积累了经验。

彭水页岩气水平井固井工艺技术

页岩气藏具有储层物性差、孔隙度低和渗透率低等特点,一般采用水平井配合后期大型分段压裂技术才能获得产能,这就对页岩气水平井固井质量提出很高的要求。为提高彭水页岩气水平井固井质量,在彭页2HF、彭页3HF、彭页4HF井,应用了SCW驱油前置液体系、SFP弹性水泥浆体系、提高套管居中度等工艺技术,为今后彭水区块提高页岩气水平井固井质量积累了经验。

文75X1井长裸眼长封固段小间隙小尾管固井实践

小井眼开窗侧钻技术很好地解决了油水井无法继续进行生产的问题,起到"死井复活"、提高采收率、降低成本的目的。文75X1井是部署在文安斜坡史各庄构造带文75断块上位置的一口小井眼开窗侧钻井,完钻井深3376m,井斜34.64°,裸眼段长达1164 m,下入95.3 mm小尾管固井,存在环空间隙小、封固段长、套管居中度难以保证以及套管安全下入井底难度大等一系列难题,通过采取有效通井措施、扶正器安放提高套管居中度、弹性低密度高强度水泥浆体系技术等固井工艺技术,经质量检测,固井合格率100%,优质率高达92%,为类似的长裸眼长封固段小间隙井小尾管固井质量的技术措施提供参考。