文96地下储气库注采井钻井技术

2015-12-17腰世哲张延斌纪成学李敬忠

西部探矿工程 2015年1期

关键词：储气库射孔固井

腰世哲，张延斌，纪成学，庞枫，李敬忠

（中石化天然气榆济管道分公司，河南濮阳457001）

文96地下储气库注采井钻井技术

腰世哲*，张延斌，纪成学，庞枫，李敬忠

（中石化天然气榆济管道分公司，河南濮阳457001）

储气库注采井须承受强注强采的工况，对套管柱的密封和层间封隔提出了更高的要求；枯竭气藏储气库储层压力系数低，钻井施工过程易发生漏失、储层保护难度大。针对文96区块地质特征及注采井特殊要求，从井身结构、固井设计、完井设计、储层保护技术等方面开展了详细研究，优化井身结构设计；室内实验优选水泥浆体系，针对储层特点优化固井工艺；设计射孔完井一体化管柱，研究射孔完井一体化投产施工技术，形成了适合文96地下储气库的注采井钻井配套技术。现场钻井实践显示，注采井钻井周期明显缩短、井身质量合格、固井优良率高、完井及储层保护效果好，达到了工程设计要求，充分证明了所研究钻井技术的科学性和实用性，从而保障了文96地下储气库工程按期投产。

地下储气库；注采井；定向井；井身结构；固井工艺；完井管柱

地下储气库是将从气田开采出来的天然气重新注入到地下可以储存气体的空间而形成的一种人工气藏[1]。文96地下储气库为典型的枯竭气藏型储气库，是由原中原油田文96气藏改建而成，它的主要目的是为满足季节调峰及突发事件应急供气需要，保证榆林至济南长输管道安全、平稳供气。国内地下储气库建设起步较晚，各种技术处于摸索阶段，随着近年来天然气行业的快速发展，亟待研究地下储气库建库相关配套技术[2-3]。

1 文96气藏简况

文96气藏构造位置属于东濮凹陷中央隆起带文留构造的东翼，构造地层自上到下有第四系平原组、明化镇组、上第三系馆陶组、东营组、下第三系沙河街组。气藏沙二下1～4，8、沙三上1～3砂组为层状边水气藏，沙二下5～7为带油环的气顶气藏；盖层为沙二上亚段和沙一段，厚度大，岩性纯，密封性好。

根据2005年以来的文96气藏7口井8井次的静压资料，沙二下1～4层系的压力已经降到3.16MPa，接近废弃压力；沙二下5～7、沙二下8—沙三上3层系的地层压力在3.82～6.97MPa。

2 钻井技术难点分析

（1）地层压力系数低，施工过程易发生漏失，增加了钻井施工难度。

（2）储气层位压力低，打开气层后钻进、电测、固井及完井施工过程中储层易受工作液污染，储层保护技术要求高。

（3）储气库注采井与常规油气井相比，其运行周期更长（30～50年）、应力变化更频繁（周期性强注、强采），要求气密封性好[4-6]。国内已建储气库部分注采井井筒环空带压，对井筒完整性带来安全隐患[7]，因此，注采井固井及完井质量要求更高。

3 钻井工艺技术

3.1 井身结构设计

文96储气库地处油区，为了实施井口集中管理，满足后期生产频繁操作的要求，减少土地占用，通过综合对比分析，注采井采用丛式井组布井。新井均部署在构造高部位，全部采用双靶定向井的方式，这样，既能钻全气层，又能减少边水对气库运行产生的不良影响[8]。

文留区块钻井历史资料显示现场施工过程顺利，地层比较稳定，没有异常压力和异常岩性地层。定向井钻井过程需多次更换钻具组合，因此，必须保证浅层井眼的稳定，设计表层套管下深300m，封平原组流砂层及松软地层。由于沙二下、沙三上地层压力系数为0.18～0.63，为严重欠压地层，二开技术套管座在欠压地层的顶部，为三开正常钻进提供保障，同时钻遇井下复杂情况便于处理，有利于三开安全钻进。

综合考虑文96气藏情况、注采要求和钻井施工安全等因素，井身结构设计如表1所示。

表1 注采井井身结构基本数据表

3.2 固井工程设计

（1）水泥浆体系。针对储层压力低的特点，优化水泥浆体系，经过室内实验研究出非渗透高强度低密度领浆用于二开上部环空封固及承压能力过低的尾管上部封固；非渗透无氯弹性尾浆用于二开下部、三开尾管固井。

水泥浆性能见表2。

表2 水泥浆性能评价表

（2）固井工艺。二开采用双密度固井技术，根据地层承压实验结果确定尾浆的返高，若承压允许，二开固井尾浆返高不少于1000m，如不允许最低也应在盐层顶部以上100m，保证盐层段封固质量。采用紊流+塞流顶替，提高顶替效率，同时保持井壁稳定。

由于三开采用水包油钻井液，固井时采用性能良好的冲洗型隔离液HRD-Ⅲ，接触时间不小于10min。三开采用尾管回接至井口的固井方式[9]，降低施工压力，避免压漏地层；悬挂器位置进入技术套管250m以上，保证重叠段的质量。高压层顶部或技术套管内加1～2只管外封隔器，形成永久性封隔，防止后期气窜[10]。

3.3 完井工程设计

根据文96气藏储层特征、流体性质、增产措施及安全生产等方面考虑，同时参考该区块完井方式经验，注采井采用射孔完井方式，设计采用射孔完井一体化作业实现投产[11]。

设计完井管柱结构自上而下为：井下安全阀、滑套、坐落球座、永久式封隔器、坐落球座、筛管、减震器、射孔枪串。根据气藏和井筒条件，结合射孔完井对产能的需求，进行注采井射孔参数优化计算。按照满足产率比相对较大、兼顾防砂需要的原则[12-13]，依据射孔参数计算结果，确定了最佳射孔参数[14]，即射孔枪弹采用127复合枪与DP44RDX38-1弹组合，孔密为20孔/m，相位为90°，布孔方式采用螺旋布孔，孔缝结合穿深大于6m。

3.4 储层保护技术

（1）优选钻井液体系，保持性能稳定。上部地层采用低固相聚合物钻井液；造斜前逐步混原油至10%，以提高钻井液的润滑性；进入盐层前进行预处理，降低固相、粘切，以提高钻井液的抗污染能力；三开转化为水包油乳化钻井液，进一步减少对储层的伤害。进入油气层前严格控制失水；加快钻井速度，减轻钻井液对油气层的浸泡；根据储层物性特征，采取相应的屏蔽暂堵保护储层措施。

（2）固井过程防漏工艺。下套管前，模拟固井施工压力，做好地层动态承压实验；严格控制套管下放速度，防止激动压力压漏地层；采用尾管悬挂固井方式，降低施工压力，避免压漏地层。

（3）完井过程储层保护技术。设计采用负压射孔，射孔液用量少，射孔保护液以降低表面张力为主。经室内实验开发出的新型氟碳低伤害射孔保护液体系，可显著降低气/液两相表面张力，增大润湿角，降低毛管阻力，减少液体对储层伤害，其室内性能评价结果见表3。现场采用射孔完井一体化管柱，施工过程减少一次起下钻，储层保护效果好。

4 现场实施效果

4.1 钻井施工顺利

14口注采井钻井机械钻速较高，现场施工顺利，没有出现井下复杂与事故，大大地缩短了钻井周期，与同区老井相比钻井周期大约缩短55%。

表3 氟碳低伤害射孔液体系性能评价

4.2 固井质量合格

固井施工过程顺利，各层套管水泥浆均安全返至地面。除储14井因换介质导致测井质量为合格外，其余全部为优良，合格率为100%，优良率为92.9%。目前，注采气系统均已正常生产，注采井能够满足安全生产要求，有力地证明井筒质量完全合格。

4.3 完井及储层保护效果良好

现场采用油管传输、负压射孔，一次射开全部层位，施工过程正常，有效避免了压井起下管柱可能造成的二次污染。完井之后直接投产，先后对14口注采井实施注气，单井日注气量最低为23.2×104m3，最高可达59.6× 104m3；注采井试采气结果显示，单井日采气量最低为18.5×104m3，最高达56.3×104m3，注采井达到设计产能要求，充分说明钻完井施工过程储层保护效果良好。