煤层气井固井技术研究与应用

第六届全国石油钻井院所长会议论文集259煤层气井固井技术研究与应用齐奉忠唐纯静李爽（中国石油勘探开发研究院廊坊分院完井所，河北廊坊，065007）【摘要】我国的煤层气资源十分丰富，但开发利用刚刚起步。煤储层与一般的油气层相比，埋藏浅，微孔隙和裂缝发育，孔隙压力梯度低，力学稳定性差，易坍塌，易污染。文章介绍了煤层气与煤储层的特点，煤层气井固井的特点及难点，根据煤层气井的特点及煤储层的特性，提出了固井技术对策，筛选出了适合煤层气井固井的低失水低伤害TS早强水泥浆体系，配套技术首先在晋试5井上获得突破，到目前为止，共在沁水盆地、鄂尔多斯盆地等地区现场固井160多井次，固井质量优质率85%以上，合格率100%，解决了煤层气井固井存在质量差的问题。并探讨了以后煤层气井固井所要研究解决的问题。【主题词】煤层煤层气固井低密度水泥水泥添加剂前言煤层气（煤层甲烷CoalbedMethane）是在煤层中自生自储的一种非常规天然气，以吸附或储集方式存在于煤层的孔隙与裂缝中。煤层气是一种巨大的新兴潜在能源，首先在美国试验研究成功，成为美国天然气生产的一个重要领域。我国是一个煤炭资源大国，资源量位居世界第三位，埋深300～1500m范围内煤层气总资源量就约为35×1012m3，与我国的常规天然气资源量相当。作为一种新能源，煤层气不仅热值高，而且没有环境污染，具有广阔的应用前景。煤层气开发时，如果对完井技术不重视，采取的措施不当，产能很低。煤层气完井方法一般分为套管压裂完井和裸眼洞穴完井两种。洞穴完井工艺成功需要高渗透率、超压和高挥发份烟煤A煤阶几种条件的结合，所以适用性比较局限。我国煤储层的渗透率低，煤层压力一般低于静水压力，造出洞穴后，很难保持稳定，会给排采试验造成很大困难，出气效果也比较差，所以裸眼完井应用较少，套管压裂完井是一种普遍适用、应用最广泛的完井方法。固井是套管压裂完井中的关键技术，固井质量的好坏直接关系到煤层气的开发及产能的提高。因此，必须高度重视固井质量，在提高固井质量的同时，注意保护煤储层。1煤储层及煤层气井的特点与常规天然气储层不同，煤层埋藏浅，一般在300～1500m之间，井底温度及压力低。与常规油气储层相比，煤储层与煤层气井具有以下特点：1.1储层的特性不同煤层割理发育，易受压缩，非均质性强，机械强度低，力学稳定性差，在外力作用下极易破碎。该特点在钻井上极易引起煤层的坍塌、破碎，导致井径扩大。1.2存在状态不同煤层气主要呈吸附状态存在于基岩孔隙的内表面上（70%～95%），只有少量以游离状态（10%～20%）或溶解状态存在于煤层的孔隙与裂缝中，其储集方式和以游离态为主的石油、天然气有根本的不同。1.3存储的空间不同煤储层是具有基质孔隙与裂缝孔隙特征的双孔隙系统，渗透率小于110-3μm2（远远小于油气储煤层气井固井技术研究与应用260集层砂岩的渗透率），储层孔隙压力一般低于静水压力。1.4保存方式不同煤层气具有独特的保存方式—压力封闭，这种特殊的保存方式决定了其开采方式的特殊性，必须经过较长时间的排水降压后才慢慢解吸。1.5采气方式不同煤层气产出规律与天然气不同，必须经过较长时间的排水降压后才慢慢解吸。当井内压力降至解吸压力以下时，气体便从煤体内表面解吸出来，并随着层内流体由压力高的区域向压力低的区域渗流和聚集，最后达到可供工业性开采的气量。2煤层气井固井的特点和难点煤层气产量低，可供开采期的时间又比较长，加上独特的开发与开采方式，因此给固井设计与施工提出了更高的要求。固井质量要高，层间封隔要好，而且固井施工对煤层的伤害小。和一般油气井相比，煤层气井固井的特点及难点主要表现在以下几个方面：2.1煤层埋藏浅，替浆量少，顶替效率低煤层气井井深浅，固井时替浆量少（一般井泵替钻井液只有5～11m3），注水泥完毕即有一半体积以上的水泥浆进入环空。受设备及井下条件的限制，固井时根本达不到紊流顶替的排量。紊流顶替时环空返速高，摩阻大，在低压易漏的井中甚至会压漏地层，同时对水泥浆性能要求也比较高。2.2煤储层压力低，封固段长由于煤层气独特的开采方式，因此一般要求全井封固，封固段长一般在300～1200m之间。由于封固段长，煤层孔隙压力梯度低，水泥浆密度比钻井液密度高得多（钻井液密度一般在1.03～1.08g/cm3之间）。固井过程中水泥浆密度高或施工不当，易形成高的过平衡压力，固井过程中很容易漏失。一方面水泥浆低返，影响封固质量；另一方面水泥浆渗入煤层，对煤层造成大面积的伤害。2.3水泥浆配方设计困难煤层气井井深浅，井底温度低（如晋城地区煤层气井井底温度一般在25～45℃之间），上部井段温度更低，远远小于油气井的井底温度。低温下水泥浆特别是低密度水泥浆的水化速度缓慢，水泥石早期强度、后期强度低。为加快水泥的水化速度，提高早期强度，必须加入早强剂或促凝剂。但是一般的早强剂或促凝剂会破坏降失水剂的降失水效果，与降失水剂配伍的早强剂及促凝剂少。以前固井中这个问题都没有解决好，控制了水泥浆滤失量，水泥石的早期强度低，甚至长时间不凝固；加入早强剂，提高了早期强度，水泥浆的滤失量又得不到控制，二者很难同时兼顾。2.4煤层易受到伤害，保护煤层的难度大煤储层渗透性低，属于低渗储层，任何环节的污染都会对煤层造成永久性伤害。钻开煤层后，甲烷气从煤的内表面解吸、扩散，通过裂缝流到井内。如果煤层的孔隙和裂缝一旦受到损害，其损害程度比常规油气层严重得多，不仅使气体的渗流通道受损，而且还会影响甲烷气的解吸过程。固井过程中如果环空的液柱压力高，水泥浆的失水量大，水泥浆性能差或施工不当，很容易对煤层造成伤害。3前期固井存在的问题3.1沿用常规油、气井的固井技术煤储层具有低压、低渗、埋藏浅、易伤害等特点，固井时应针对这些特点，设计合适的固井技术。但是以前固井时，没有充分考虑到这些因素对固井质量的影响，一直沿用油、气井的固井技术，第六届全国石油钻井院所长会议论文集261前置液、水泥浆体系和施工工艺和油、气井固井基本相同。3.2水泥浆性能差（1）水泥浆滤失量未严格控制，有的井甚至用净浆固井。（2）低温下水泥浆稠化时间长，水泥石早期强度、后期强度低，水泥石凝固后体积收缩大。（3）浆体稳定性差，自由液多（有的井甚至达到2%）。由于自由液多，候凝过程中易在第一界面与第二界面处形成水槽与水带，影响了对煤层的封固。（4）外加剂的配伍性差，质量不稳定，水泥浆综合性能差。（5）固井用的水泥类型不一，没有选用综合性能好的水泥固井。3.3固井过程中保护煤层的措施不够以前煤层气固井时一般都是用常规密度（1.85g/cm3）的水泥浆，致使环空的液柱压力远远大于煤储层的孔隙压力。对水泥浆滤失量及析水量也未进行严格控制，有的井水泥浆中虽然加入降失水剂，但失水量依然比较大，有的井甚至用净浆固井，这些都对煤层造成了很大伤害。4固井技术对策研究通过认真分析煤层气井的特点、煤储层的特性、固井施工资料及大量室内评价试验结果后，我们认为要提高煤层气井的固井质量，一是必须改善水泥浆的性能，采用良好的水泥浆体系；其次为采用合适的注水泥措施。具体方法如下：4.1水泥浆体系满足煤层井固井要求的水泥浆体系，要求低温快凝、低失水、高早强、浆体稳定性好、稠度适宜，同时对煤层的伤害小。经过多次室内试验，筛选出了TS早强降失水剂。TS由早强剂和降失水剂复配而成，早强剂与降失水剂的配伍性好，低温下早强剂不会破坏降失水剂的降失水效果。在水泥浆与地层间压差的作用下，在界面处形成致密的低渗透滤失膜，保证了水泥浆体系的低失水量。加入TS后水泥浆的API失水量小于30mL，性能大大优于一般的降失水剂。低温下浆体稳定性好，水泥石强度发展快，水泥石凝固后有微膨胀作用，能排挤套管外残留的钻井液，压实非韧性滤饼，保证水泥石与第一界面、第二界面间良好的胶结性能。水泥凝固后，降失水剂能堵塞水泥基质中的孔隙，降低水泥石的渗透率。水泥浆的稠化时间可以通过改变早强剂的量来调整，满足不同井深的固井要求。4.2固井技术措施煤层气井固井一方面要求能保证固井质量，另一方面要求对煤层的伤害小，有利于保护煤储层。经过认真分析沁水盆地煤层气井的特点及煤储层的特性后，固井时采取了以下技术措施：（1）用低失水、高早强的TS早强降失水剂来优化水泥浆性能，低密度水泥浆与常规水泥浆要求失水量低，稳定性好，强度发展快，候凝时间短。（2）采用HQ-1隔离液体系，隔离液与水泥浆、钻井液的相容性好，并有利于冲洗、稀释钻井液。（3）注水泥及替浆过程中，控制环空返速小于0.50m/s。（4）煤层及煤层以上100m的井段采用密度为1.87～1.90g/cm3水泥浆，充填段采用密度为1.55g/cm3的低密度水泥浆。低密度水泥浆配合常规密度水泥浆来降低环空的液柱压力，提高固井质量与保护煤储层相结合。（5）采用综合固井技术。将影响固井质量的因素进行认真考虑，争取将影响固井质量的每一项因素都减小到最低限度。煤层气井固井技术研究与应用2625现场固井实践沁水盆地煤层分布广泛，煤层厚度大，储集性好，含气饱和度高，保存条件好，煤层气资源丰富。但自该地区钻第一口晋试1井开始，固井质量一直不高，环空封固质量差，前期共固井8口，有7口井固井质量不合格。钻井、固井过程中对煤层的保护也不够，从而影响了煤层气的勘探与评价工作。采用新型的外加剂体系TS和综合固井技术措施后，现场共试验固井3口（晋试4井、晋试5井、晋试6井），固井质量全优，解决了该地区存在固井质量差的问题，为该地区煤层气的勘探与开发创造了条件，也找到了适合于煤层气井的固井技术。中石油先后在沁水盆地、鄂尔多斯盆地等地区现场固井160多井次，固井质量优质率达到85%以上，合格率100%，为煤层气这种新型能源的勘探与开发创造了条件。5.1晋试5井晋试5井是一口预探井，设计井深900m，实际完钻井深1015m，完钻时钻井液密度1.08g/cm3，粘度40s。煤层顶界837.0m，底界947.0m。固井时注隔离液6m3；注低密度水泥浆12m3，平均密度1.56g/cm3；注常规水泥浆12.2m3，平均密度1.86g/cm3；替浆11.1m3。注水泥及替浆过程中环空返速均小于0.50m/s。碰压15MPa，放压至0，确认碰压，敞压候凝。48h后测井，经过综合评价，固井质量优质。这口井是中石油自开发煤层气以来固井质量最好的一口井。表1晋试5井煤层气井固井水泥浆配方项目充填段低密度水泥浆配方产层段水泥浆配方水泥浆配方嘉华G级水泥+6%微硅+13%漂珠+2.5%TS降失水剂+2%早强剂+0.3%消泡剂+现场水嘉华G级水泥+2%TS降失水剂+0.3%消泡剂+现场水密度，g/cm31.551.87水灰比—0.45初始稠度，Bc1317自由水，mL00失水量22mL/30min,6.9MPa,32℃30mL/30min,6.9MPa,32℃稠化时间，min/32℃12681抗压强度，35℃14.5MPa/24h17.2MPa/24h5.2吉试3井吉试3井是鄂尔多斯盆地一口煤层气重点评价井，井深1360m，煤层顶界1166.00m，煤层底界1278.00m。吉试3井钻井周期长，最大井径526mm（1164m），平均井径248.21mm（扩大率15%），是典型的“糖葫芦”井眼，固井难度大。固井过程中采用综合固井技术，共计注入水泥浆52m3，替浆13m3，整个施工顺利。CBL检测全井90%以上的井段声幅值在10%以内，煤层段封固良好，经过综合评价固井质量优质。6目前煤层气井固井尚待研究解决的问题虽然我国煤储层基岩渗透率比较低，但每吨煤含气量均超过了10m3，已超过了国外推荐煤层的开采标准。目前煤层气勘探开发不十分成功，除了国内煤层的气饱和、特低渗透（渗透率小于1毫达西）等客观地质条件外，在钻完井工艺上没有采用空气/泡沫等欠平衡钻井、近平衡固井、合适的完井方法及全过程保护煤储层的技术有很大关系，这可能也是主要的影响因素。因此要成功开发煤层气这种新型能源，应高度重视煤层气钻井完井过程中对煤层的伤害问题，选择合理的钻完井方法。第六届全国石油钻井院所长会议论文集263因此，应继续