1、神府区块煤层气固井技术研究及应用 谢海涛(中石化华北石油工程有限公司井下作业分公司，陕西榆林71900) 摘要：本文介绍了煤层气固井的特点及难点，根据煤层气 井的特点及煤储层的特性，优化了适合煤层气井固井的低失水 旱强水泥浆体系，并且成功在FGT1井应用，固井质量优质， 总结出了适合煤层气固井的水泥浆体系及工艺。 关键词：煤层气；技术对策；固井；漏失；顶替效率 煤层气的主要成分为甲烷，是一种非常规天然气，在煤形 成过程中逐步生成，以吸附或储集方式存在于煤层孔隙中，通 过排水降压的作用解析出来。但由于煤层气的产量比较低，大 多数煤层气井需要通过大型水力压裂进行投产，所以，煤层气 井的固井质量关系
2、到煤层气开发井的寿命长短。 1神府区块概况 11地理位置 神府区块位于陕西省东北部，隶属于神木县与府谷县管 辖。区块东西宽33km，南北长65km，区块面积为197136 km 。 本区属于黄土塬地貌，地形以黄土丘陵为主，地势起伏较大。由 于长期受流水切割，地形破碎，沟壑纵横，水土流失严重。 1_2地质特征 神府区块位于鄂尔多斯盆地东北部伊陕斜坡东段、晋西挠 褶带西缘，为一西倾的平缓单斜，倾角不到1。，构造为鼻状发 育；晋西挠褶带在鄂尔多斯盆地东缘，呈带状延伸。属于中晚 元古代一古生代相对隆起状态，只在中晚寒武世、早奥陶世、晚 石炭世及早二叠世有较薄的沉积。中生代侏罗纪末隆起，与华 北地台分离
3、，形成鄂尔多斯盆地东部边缘。晋西挠褶带的形成 属于燕山运动，该区域构造东翘西伏，呈阶状，也可视为伊陕斜 坡东部翘起部分。该构造带的东缘南部属于南北向的狭窄背 斜构造发育，构造带的西部多发育南西一北东向鼻状构造。晚 石炭世一早二叠世沉积的海陆过渡相含煤层系是该区域上古生 界的主力含煤地层，且本溪组和山西组均发育厚度较大，稳定 性较好的可采煤层。 2煤层气井固井的难点 和普通油气井相比，煤层气井固井的难点主要体现在以下： 21井深浅，替浆量少，顶替效率低 煤层气井相对普通油气井而言，井深浅，替浆量少，注完水 泥浆已有大多数水泥浆进入环空。受井内条件限制，固井时难 以实现紊流+塞流的顶替方式，且紊流
4、顶替时环空返速高，摩阻 大，在替浆过程中容易压漏地层。 2-2压力梯度低，封固段长 煤层气开采方式独特，要求进行全井一次封固，封固段长 一般在5o01500m之间。一次封固段长、煤层孔隙压力梯度 低，水泥浆比重比钻井用泥浆比重高得多，若固井过程中水泥 浆比重高、施工节点控制不当，很容易在固井过程中出现漏失 现象，影响水泥浆封固长度及固井质量，水泥浆渗入煤层，对煤 储层造成大面积的伤害，影响煤层气的后期开发。 23温度低，水泥浆配方设计困难 煤层气井井深浅，井底温度低(如神府区块煤层气井井底 温度在45 左右)，远远小于油气井的井底温度，特别是上部井 段温度更低，水泥浆尤其低密度水泥浆的水化速度
5、慢，强度发 展缓慢、早期强度低，稠化时间长，为了加快水泥浆的水化速 度，提高早期强度，缩短稠化时间，必须加入早强剂、促凝剂。 3固井技术对策研究 通过认真分析煤层气井固井难点及从相邻区块了解的固 井施工资料后，认为要提高煤层气井固井质量，一是必须优化 水泥浆性能，采用合适的水泥浆体系；二是采用合适的固井技 术工艺。 31改善水泥浆性能 经过多次室内试验，筛选出了适合煤层气井固井的水泥浆 配方及性能。低温下浆体稳定性好，水泥石强度发展快；水泥 浆凝固后，降失水剂及漂珠能堵塞水泥基质中的孔隙，降低水 泥石的渗透率。水泥浆的稠化时间通过改变促凝剂的加量来 调整，来满足不同井深的固井要求。 32采用合
6、适的固井技术措施 煤层气井固井要求既能保证固井质量，且对煤储层的伤害 小，有利于保护煤储层。经过认真分析煤层气固井难点后，固井 时采取了以下技术措施：采用了低失水、高早强的水泥浆体系， 低密度水泥浆与常规水泥浆失水量低，稳定性好，早期强度发展 快，候凝时间短。采用密度为185-190cm 常规水泥浆封固 井底到煤储层以上200m的井段，采用密度为140-150gcm 的 低密度水泥浆封固充填段。低密度水泥浆+常规密度水泥浆来 降低环空的静液柱压力，提高固井质量与保护煤储层相结合。 通过合理安放扶正器，确保套管居中，提高顶替效率。全程采 用层流+塞流顶替，确保不漏失，且提高固井质量。 3现场固井
7、实践 FGT1井是一口预探井，位于陕西省榆林市府谷县，设计井 深1 52039m，实钻井深1498m，完钻时钻井液密度108gcm3,粘度 48s，煤层顶界13237m，底界14582m。套管下深14963lm，套管 下到位后以30 1min的排量循环两周、循环压力3MPa，组织固井 施工。固井时注隔离液4m ，注平均密度142gcm。的低密度水泥 浆32m ，注平均密度183em 的常规水泥浆19m ，替浆189m ， 碰压由12 f 16MPa(在替浆至12m 时井口返浆变小，有漏失现 象)，放回水断流，开井候凝，48h后测井，经过综合评价，固井质 表1 FGT1井煤层气井固井水泥浆配方及
8、性能 水泥浆配方 实验条件 水灰比 密度(gem。) 初始稠度(Bc) 自由水(m1) 失水(m1) 稠化时问(rain) 抗压强度(MPa) 领浆 4515MPa*20min 75 145 240 O1 60 202248 37 尾浆 45 l5MPa*20min 44 19O 245 0 30 76109 25 2o155N化工 卵I 85 量优质。该井水泥浆性能及曲线见表1、图1、图2。 图2领浆稠化曲线 5结语 (1)从FG-T1井固井情况来看，尽管固井质量优质，但在固 井后期发生漏失，因此替浆过程尤其是后期尽量减小排量，做 好防漏工作，是煤层气固井的重点。 (2)低失水、高早强的水泥
9、浆体系不但能提高固井质量，而 且能降低对煤储层的伤害。 (3)低密度+常规密度水泥浆既可以降低环空的静液柱压 力，也可以将提高固井质量与保护煤储层相结合。 (4)采用层流+塞流复合顶替，可以确保固井不漏失、提高 固井质量。 参考文献： f1】计勇，郭大立，赵金洲等影响煤层气井压后产量的因素 分析煤田地质与勘探，2012，1012 【2齐奉中浅谈煤层气井固井技术钻采工艺，2000，1317 【3张立刚，金显鹏，吕德庆等煤层气井注水泥顶替效率研 究，煤田地质与勘探，2014，4346 【4黄后初，沈广明，夏书良等晋城地区煤层气井固井技术 的研究与应用，石油天然气学报，2007，409410 作者简
10、介：谢海涛，现任华北石油工程有限公司井下作业分公司 H B-1401固井队副队长 工程师 长期从事石油天然气固井技术管 理工作。 (上接第84页) 表3两种除硫剂与缓蚀阻垢剂的配伍性 药剂 腐蚀率(rama) 阻垢率() 剩余硫化物浓度(mgL) 缓蚀阻垢剂 00702 9884 35 缓蚀阻垢+FeCI PAC 00748 9836 165 缓蚀阻垢剂+H 0 PAC 00925 9798 128 综上所述，本研究采用FeC13PAC作为蟠龙采油厂注入水 的除硫剂，FeC13PAC中的FeC13与PAC浓度为105mL和 15mgL时，可以使剩余硫化物含量达到出水标准。 23杀菌剂的筛选 为
11、去除水中细菌，进行了多种杀菌剂的筛选，并对筛选出 的杀菌剂进行了复配，综合性能及成本考虑，采用戊二醛1227 作为油田注入水杀菌剂。 3效果评价 根据前面室内研究及结果分析，在蟠龙采油厂四个区块均 使用投加缓蚀阻垢剂PAPEHEDPPAA(质量比25：5：1)浓度 85mgL，除硫剂FeC13PAC浓度120mgL(其中FeC13与PAC浓 度分别为105mgL和15mgL)，戊二醛1227(质量比l：2)25mgL 时，缓蚀率、阻垢率、杀菌率分别为9272、9821、100，剩余 硫化物浓度为184mL，均达到油田行业水质标准。 4结语 (1)通过调查分析与室内研究，确定了蟠龙采油厂注入水 中矿化度高、含硫、细菌及成垢离子是导致注水井管道、井筒腐 蚀结垢的主要原因。 (2)根据缓蚀阻垢剂、除硫剂及杀菌剂的试验研究表明，三 种药剂均可使蟠龙采油厂注水井的腐蚀结垢得到有效控制，但 是三种药剂复配时效果更好。 参考文献： 1李国明，负玉平，王亚雄，安思彤，唐组友延长油田永宁 采油厂双河西区回注水腐蚀结垢控制研究石油工程建设， 201312：5052 86北工 鳕2o15年5月
