涩北气田钻井工程提速、提效措施及成效

张存福 霍自成 周 平

1.中国石油青海油田公司概预算管理部 2.中国石油青海油田公司钻采工艺研究院

1 气田概况及开发难点

涩北气田位于柴达木盆地东部，是中国陆上的大气田之一，现已共计探明天然气地质储量2 768.56×108m3，其中涩北一号气田990.61×108m3、涩北二号气田826.33×108m3、台南气田951.62×108m3。

为推进中国石油“加快青海天然气发展，用3年时间建成100×108m3天然气产能”战略决策的实施，达到涩北气田年产天然气85×108m3的目标，需新钻井474口，其中直井410口、水平井64口，低成本快速钻井便成了该气田实现高效开发的关键［1－2］。

1.1 地质情况复杂，易发事故

涩北气田的产层为第四系，钻井过程中喷、漏、垮、卡事故多，主要表现如下：

1）地层疏松，成岩性差；泥质含量高，易吸水后膨胀引起井眼缩径、垮塌，从而造成下钻遇阻、遇卡。

2）气层埋藏浅，含气井段长，井控风险大。气层埋深介于405～1 746m，含气层数多达88层，气水关系复杂，起钻时容易发生抽汲。

3）涩北地区分布浅部盐渍岩土，发育浅层水溶气，固井时易发生窜槽，固井施工难度大［3－4］，导致固井质量合格率不足81%。

1.2 产能建设速度慢

涩北气田井漏严重，2008年有34口井发生井漏，漏失钻井液2 332m3，损失时间高达69.04d，平均单井损失时间1.87d。

涩北气田平均机械钻速13.03m／h，平均钻井周期为27.55d，钻井周期长。台南气田采用三层套管程序的直井平均固井作业时间为15.04d，占钻井周期的54.75%；采用四层套管程序的水平井平均固井作业时间为23.65d，占钻井周期的43.69%。由此导致气田产能建设速度慢、成本高，投资效益低下。

2 钻井提速、提效的措施及成效

针对该气田开发中的难点，从2008年起，中国石油青海油田公司（以下简称青海油田）提出了“提速、提效、提素”（以下简称为“三提”）的工作目标，通过开展《涩北气田安全快速钻井及水平井工艺配套技术研究》［5］，借鉴其他油气田的有效经验［6］，引入竞争机制，采取多种措施，取得了明显的成效。具体做法和取得的成效详述于下。

2.1 采用“8＋3”模式，引入竞争机制

2008年初，青海油田调动青海钻井公司8部钻机，另外，通过市场化运作从系统内调用3部钻机，采取“8＋3”（关联队伍8、市场队伍3）生产组织管理模式，在公司与公司之间、井队与井队之间建立了良好的竞争机制。

2.2 开展配套技术研究，加强技术创新，推广水平井钻井技术

2.2.1 优化井身结构

1）涩北一号气田：表层套管下深，三层结构井由400m优化为200m、二层结构井由400m优化为300 m、套管钢级由N80优化为J55、壁厚由10.03mm优化为8.94mm；气层套管由177.8mm 优化为139.7mm。

2）涩北二号气田：表层套管下深由400m优化为150m、气层套管由177.8mm优化为139.7mm。

3）台南气田：Ⅰ层系直井和Ⅱ层系水平井采用两开井身结构，Ⅲ层系以下直井和水平井均采用三开井身结构，Ⅴ层系、Ⅵ层系水平井采用四开井身结构；直井气层套管由177.8mm优化成139.7mm。

2.2.2 优选钻井液体系

通过综合评价，优选钻井液体系，在涩北气田采用了两性离子聚合物钻井液、成膜低渗透聚合物钻井液，并研发和试验了盐水聚合物钻井液，提高了钻井液的流变性能、降低了滤失量、增强了抑制性和润滑性，满足了涩北气田钻井的需要。

2.2.3 优化固井工艺，提高固井质量

表层套管应用内插法固井，使用高黏隔离液，采用低温早强水泥浆体系；技术套管采用早强防窜双凝水泥浆体系，采用平衡压力固井；气层套管采用低密高强和增韧膨胀水泥浆体系，防窜防漏，其中水平井完井应用了管外封隔器＋A靶点以上注水泥的固井方式，实现了产层与上部井筒的封隔，避免了因固井质量不好而造成天然气上窜的问题。

2.2.4 优快钻井技术，缩短钻井时间

取消表层标准和声幅测井，单井缩短钻井周期1d以上；通过优选水泥浆体系，下表层套管候凝时间缩短24h、下技术套管候凝时间缩短8h、下生产套管候凝时间缩短24h，仅此一项就使单井钻井周期缩短2d以上；加强各工序间的衔接，缩短搬迁与安装时间；优化钻具结构，使用简易扩眼器和螺旋钻铤，预防缩径；优化钻头选型，强化钻井参数提高喷射钻井效率；水平井全部使用柔性钻具组合，以加重钻杆替代钻铤，避免大斜度井极易出现的粘附及键槽卡钻等井下事故。

2.2.5 大规模推广水平井钻井技术

通过水平井钻井技术攻关，成功推广了长井段水平井钻井［7］、双台阶水平井钻井、水平井优快钻井、割缝筛管完井等配套技术，近4年涩北气田共完成水平井75口。其中水平井应用筛管＋管外封隔器＋套管完井技术，解决了固井水泥浆倒灌和射孔费用高的问题，有效地保护了气层并降低了完井成本。

2.2.6 采取防漏预堵漏技术

通过对堵漏技术的研究，在涩北气田采取预堵、静堵相结合的方法，提高了钻井速度、减少了材料消耗量、避免了因井漏造成的井眼坍塌、井涌及井喷等复杂事故的发生。

2.2.7 应用疏松砂岩取心技术

采用松散地层取心和内衬管保形加压取心技术［7］，使得取心收获率超过90%。

2.3 强化生产组织和井控管理

2.3.1 强化生产组织管理，提高整体素质

加强生产组织协调［7－8］、细化井位安排、注重队伍管理，形成了关联队伍与市场队伍“比、学、赶、帮、超”的良好竞争局面，项目管理水平、施工队伍素质得到了全面提升。

2.3.2 加强井控制度管理

制订了《涩北气田钻井井控安全管理要求》《东部天然气钻井井控措施》《涩北气田产能建设工程监督实施细则》3个管理办法；强化设计管理、QHSE体系管理，提高设计的科学性和指导性，从源头抓好井控安全工作。

图1 2007年—2011年钻井周期和机械钻速对比图

2.4 实施“三提”所取得的成效

2.4.1 钻井速度大幅提升

区块钻井提速成果不断刷新，总的钻井平均机械钻速由13.03m／h提高到41.39m／h；平均钻井周期由27.55d降低至最低时的6.29d（图1）。其中：直井平均机械钻速由16.58m／h提升至46.49m／h；水平井平均机械钻速由11.55m／h提升至31.92m／h；钻机平均搬迁安装时间由6.66d缩短至3.36d；直井电测遇阻率由35.48%降至27.27%，水平井电测遇阻率由32.76%降至16.67%；固井漏失率明显降低，固井合格率达到100%，其中优质率提高到80.65%。

2.4.2 单井产量提高，钻井投资节约

2.4.2.1 水平井产量提高3倍

水平井采用MWD＋LWD地质导向钻井技术，油层钻遇率超过92%；割缝筛管完井技术的全面推广，使单井产量大幅度提高，实现了气井产量提高3倍以上的目标，其中台H4－3井投产初期日产气26.6×104m3，是邻井直井产量的4.19倍［9］。

2.4.2.2 钻井投资节约4.88亿元

通过引入竞争机制，开展技术攻关，应用成熟配套技术及水平井钻井技术，近4年涩北气田3个区块累计为青海油田节约投资4.88亿元。

1）通过优化井身结构、优选钻井液和水泥浆体系、优化钻头选型号及钻具组合，加强各工序间衔接，节约投资1.67亿元（表1）。

表1 井身结构优化效益情况分析表

2）为达到“少井高产”的目的，大力推广水平井钻井技术，节约投资3.21亿元（表2）。

表2 推广水平井钻井技术效益情况分析表 万元

2.4.3 项目管理水平和施工企业效益全面提高

在经营管理上，采用总包经营模式，按设计周期和定额结算，保持设计周期的相对稳定，极大激发了施工企业的积极性，队伍素质得到全面提升，项目管理水平不断提高［10］。

近4年钻井队伍累计节约设计钻井周期51.61台月，节约成本8 516万元，实现了“甲乙”双方互利共赢。

3 结论与认识

要实现“三提”成果提起来、保持住、可持续，必须坚持管理创新、技术创新、机制创新，发挥定额管理的基础性作用。

1）持续“三提”必须坚持引入市场竞争机制。引入市场竞争机制，有利于勘探钻井资源的优化配置、有利于促进勘探生产力水平的提高、有利于充分挖掘企业的管理资源，能够避免“一对一”关联交易带来的工程造价、工程进度失控等弊端；充分发挥关联交易队伍、市场化队伍，钻探企业、民营企业之间的优势和特点。

2）持续“三提”必须坚持技术创新。近年来以高效PDC钻头为核心的钻井提速配套技术取得显著效果，空气钻井、充气钻井、复合导向钻井和新型钻井液技术有了长足的发展，持续“三提”必须加强成熟技术集成应用和创新，促进钻井工程技术的全面发展和进步。

3）持续“三提”必须发挥定额管理的基础作用。只有建立科学的定额周期和定价机制，发挥定额管理在鼓励先进鞭策落后方面的基础性作用，给钻井施工方保留一定的周期富余空间，做到利益共享，才能激发钻井施工队伍的自觉性、能动性和积极性，最终实现甲乙双方互利共赢的目标。

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