元坝气田须家河组地层氮气钻井适应性研究

胡大梁，朱化蜀，郭治良

（中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川　德阳　618000）

元坝气田须家河组地层氮气钻井适应性研究

胡大梁，朱化蜀，郭治良

（中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳618000）

元坝气田是国内埋藏最深的海相大气田，其主力气藏长兴组埋深接近7 000 m。在上部，陆相地层采用气体钻井，海相地层采用复合钻井，提速效果显著。但是，深部的陆相须家河组地层岩性致密、硬度高，机械钻速低，是制约元坝气田钻井提速的瓶颈。针对这一问题，先后探索了多种钻井工艺，但提速效果有限。在普光、龙岗成功应用氮气钻井的基础上，开展了元坝须家河组氮气钻井提速潜力分析，从地层压力特征、井壁稳定性和地层产气量、出水量以及经济性等方面论证了氮气钻井在须家河组的适应性。研究表明，元坝气田须家河组属于高压、低产地层，测试基本不产水，大部分井段的岩石内聚力大于气体钻井临界值，井壁稳定性较好，氮气钻井预计可提速6倍以上，具有巨大的提速潜力和经济效益。建议选择适当的井位开展氮气钻井试验，为元坝钻井提速提供新的技术手段。

钻速；氮气钻井；适应性；须家河；元坝气田

0　引言

元坝气田已探明储量1 834.2×108m3，是国内埋藏最深的海相大气田，也是川气东送工程资源接替的重要阵地。该气田地质构造复杂［1-6］，自上而下钻遇12套地层。

陆相上部的剑门关至上沙溪庙组地层井壁稳定性好，地层不产水且不含气，适合采用气体钻井技术提速，平均机械钻速达到11 m/h以上［7-8］；下沙溪庙和千佛崖组地层可钻性较好，采用PDC钻头配合扭力冲击器/螺杆钻井，平均钻速高达3m/h以上；但陆相深部的须家河组，地层压力系数最高达1.95，岩石抗压强度为68.8～350.0 MPa，平均157.0 MPa，属极硬地层，岩石可钻性7级以上，内摩擦角平均40.27°，研磨性5～6级，总体评价属于高研磨性极硬难钻地层［9-10］。

据统计，须家河组地层平均厚度约570 m，仅占总井深的7.6%，但由于地层研磨性强、可钻性差，平均钻井时间长达77d，占总钻井周期的19.7%。单只钻头进尺仅40 m，平均机械钻速0.65 m/h，一般需要14只钻头才能钻穿该段地层，导致起下钻频繁，钻井效率低。

1　氮气钻井提速潜力分析

针对须家河组地层可钻性差、机械钻速低的问题，先后尝试了进口孕镶钻头+高速涡轮钻具、国产孕镶钻头+高速螺杆、高效PDC钻头+大扭矩螺杆等钻井工艺，平均钻速达到1.50 m/h，与常规钻井相比，钻速提高了1倍以上，但相比氮气钻井在川东北相邻地区的成功应用，机械钻速仍有待提高。例如：普光气田氮气钻井累计应用10口井，钻遇千佛崖、自流井和须家河等组地层，总进尺3 912.52 m，平均机械钻速4.61 m/h，机械钻速同比提高5～7倍；龙岗1、龙岗6、龙岗11井等采用氮气钻井钻穿须家河组，平均机械钻速达到8.00 m/h以上，相比常规钻井，提高5倍以上［11-15］。

鉴于须家河组存在高压气层，空气钻井存在井下燃爆风险，因此主要考虑采用氮气钻井提速的可能性。影响机械钻速的主要因素是地层岩石的可钻性、钻井参数和水力参数，为了对氮气钻井的提速潜力进行评估，本文利用这些参数建立钻速预测方程［16］：

式中：Vm为钻速，m/h；Kv为与地层岩石可钻性级值Kd有关的钻速系数（Kd≤3.5时，Kv为130～135；3.5＜Kd≤6.0时，Kv为110～125；Kd＞6.0时，Kv为100～105）；W为钻压，kN；Wp为比钻压，kN/cm2；R为转速，r/min；Np为比水功率，kW/cm2；ρm，ρd分别为钻井液密度和地层压力当量密度，g/cm3；Db为钻头直径，cm；Qm为钻井液排量，L/s；de为钻头喷嘴当量直径，cm。

系数A，B，C，D与地层可钻性级值Kd有关，计算方法为：A=0.53+0.2 Kd；B=0.9-0.03 Kd；C=0.7-0.05 Kd；D=-7.0+0.9 Kd。

根据元坝气田须家河组钻井参数，钻头尺寸选为314.1mm，地层压力系数取1.8，钻压取200kN，计算在不同转速条件下的理论钻速，（见图1，钻井液密度2.0 g/cm3）。可以看出，在钻井液密度一定的条件下，单靠增大钻压或提高转速，提速比例一般在3.5倍以内。这说明在不改变钻井方式的条件下，仅通过选用井下动力钻具，难以从根本上提高钻速，即便使钻头转速达到600 r/min，理论钻速也难以超过4.00 m/h。

图1　不同转速条件下理论机械钻速

而在氮气钻井条件下，理论钻速达到10.00 m/h以上，比过平衡钻井钻速提高6倍以上（见图2）。这是因为：在井底欠压条件下，解除了钻井液对破碎钻屑的压持作用，使岩屑迅速离开井底，避免重复破碎；同时地层压力被释放，对地层岩石颗粒之间的结构力有减弱作用，产生推离效应。因此，在须家河组地层采用氮气欠平衡钻井，具有最大的提速潜力。

图2　不同钻井方式钻速对比

2　须家河组氮气钻井适应性研究

2.1须家河组地层岩性及压力特征

须家河组埋深一般在4100～4900m，具体埋深随区域分布有所不同，平均厚度570m。须五段岩性为深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹灰质细砂岩、细砂岩。须四段岩性以灰色含砾砂岩、细砂岩、灰质细砂岩为主，夹深灰色、灰色泥岩、泥质粉砂岩。须三段为深灰色泥岩、黑色碳质泥岩夹煤线与灰色细砂岩、粉砂岩不等厚互层。须二段上部以灰色细砂岩、中砂岩为主，夹薄层深灰色粉砂质泥岩、黑色碳质泥岩及煤线；中部以深灰色泥岩、粉砂质泥岩、黑色碳质泥岩为主，夹薄层灰色细砂岩、石英砂岩；下部以灰白色石英砂岩、灰色中砂岩、细砂岩为主，夹深灰色粉砂质泥岩、泥岩［17］。

元坝陆相地层上沙溪庙组及以浅地层属常压；下沙溪庙组和千佛崖组地层属高压；进入自流井组后呈异常高压特征，且地层压力梯度随深度逐渐增加。根据测试井的实测地层压力系数统计结果，须家河组地层压力系数一般不超过1.9，其中低于1.9的占67%，1.9～2.0的占22%，高于2.0的仅有2口井，占11%，总体上具有异常高压特征（见图3）。

图3　须家河组实测地层压力系数统计

2.2须家河组井壁稳定性分析

对于气体钻井而言，环空内气体密度近似0，井壁的稳定性主要取决于地层岩石内聚力的临界值，计算公式为

式中：Coh为内聚力，MPa；λ为应力非线性修正系数；σh1， σh2分别为最大、最小水平主应力；α为有效应力系数；θ为内摩擦角，（°）；pp为地层孔隙压力，MPa。

气体钻井井壁稳定性判断依据：当地层岩石自身内聚力高于气体钻井内聚力临界值时，表示气体钻井井壁稳定；否则，气体钻井井壁将出现垮塌失稳。当高压产气层被揭开后，由于井眼内压力很低，气体在高压力势差作用下快速流出地层，在流出过程中，气体会产生附加应力，将近井壁岩石推向井眼，减弱了井眼内气体对井壁的有效支撑力，有可能引起产气层段垮塌失稳［18-20］。地层坍塌密度计算公式为

式中：Em为地层坍塌密度，g/cm3；φ为地层孔隙度。

利用本文建立的井壁稳定模型对须家河组地层稳定性进行评价，分析得出须家河组4 280～4 900 m井段气体钻井内聚力对比（见图4）和地层坍塌密度分布（见图5）。

从图4和图5可以看出，须家河组大部分井段的岩石内聚力大于气体钻井临界值，井壁稳定性较好，但部分薄层原始地层坍塌密度普遍较高，接近1.0 g/cm3，这些薄层在气体钻井过程中垮塌较为严重，制约了该井段气体钻井的实施。因此，在须家河组实施氮气钻井应避开此类地层。

图4　须家河组气体钻井岩石内聚力对比

图5　须家河组坍塌密度分布

2.3须家河组地层产气量和产水量分析

元坝陆相地层纵向普遍含气，天然气成藏受岩性控制明显，且非均质性强，气层分布状态较为复杂，各套层系之间存在较大差异。其中须家河组气层主要分布于须家河组二段、四段，须三段次之。须四段储层厚度多为15～30 m，纵向上储层主要分布在须四上、下亚段；须二段下亚段砂体厚大，储层厚度大，物性好。

目前须家河组气藏已测试34口井共计67层，测试产量低于1.00×104m3/d的有25层，1.00×104～5.00× 104m3/d的有24层，产量低于5.0×104m3/d的占总数的73%。由于须家河组为裂缝性储层，岩性致密，储层渗透率低，天然气产能衰减快，目前投产9口井，产气量低于2.00×104m3/d有7口，占78%；YL12井产量最高，为7.99×104m3/d（见表1）。

根据测试结果显示，9口井中有5口井产水，但量不大，均在0.50 m3/d以内，其余井不产水。

表1　须家河组生产井产量统计

2.4氮气钻井地质适应性评价结果

元坝气田须家河组虽然地层压力较高，但属于高压低产储层，产气量一般都在2.00×104m3/d以内，产水量小；大部分井段的岩石内聚力大于气体钻井临界值，裸眼井段井壁稳定性较好，地层流体不含硫化氢，满足Q/SH0010—2009《川东北气体钻井技术规范》对氮气钻井适应条件的要求。

3　须家河组氮气钻井经济性分析

应用盈亏平衡理论，建立氮气钻井经济效益计算公式：

式中：Sni为氮气钻井节省费用，万元；Ds为相对常规钻井方式所节约的时间，d；Cr为钻机日费，万元；Cl为录井服务日费，万元；Cm为钻井液技术服务日费，万元；Cb为钻头费用，万元；Cni为氮气钻井技术服务费，万元；L为进尺，m；v为常规钻井平均钻速，m/h；η为纯钻时效，%；n为氮气钻井天数，d。

根据钻机作业日费、录井、钻井液等费用及氮气钻井技术服务费，计算在须家河组地层采用常规钻井和氮气钻井的直接钻井成本［22］，并进行对比分析。按照元坝完钻井平均指标，须家河组地层常规钻井单只牙轮钻头进尺40 m，平均机械钻速0.65 m/h，纯钻利用率40%。按照以上数据计算，得出氮气钻井与常规钻井经济成本变化曲线（见图6）。由图可以看出，平均钻速1.75 m/h是氮气钻井经济性的临界钻速，在低于该钻速的情况下，实施氮气钻井不具有经济效益。随着钻速的提高，氮气钻井经济进尺也随之缩短，平均钻速2.00 m/h时，氮气钻井应用进尺需达到190 m以上才具有经济效益；但钻速达到3.00 m/h以上时，氮气钻井的效益更加突出，若进尺达到500 m，可以节约钻井成本约450万元以上。

图6　不同钻速时的进尺成本

4　结论

1）元坝气田须家河组属于高压、低产地层，测试基本不产水，大部分井段的岩石内聚力大于气体钻井临界值，井壁稳定性较好，预测氮气钻井可提速6倍以上，具有巨大的提速潜力。

2）氮气钻井的最低经济钻速为1.75 m/h，预计进尺达到500 m时经济效益与牙轮钻头持平。随着钻速的提高，对经济进尺的要求随之降低，钻速达到5.00 m/h以上时，预计可降低成本400万元以上。

3）须家河组地层工程地质条件满足氮气钻井要求，经济性可行，适合采用氮气钻井提速，建议选择适当的井位开展氮气钻井试验。

4）尽管须家河组地层产气量不高，但地层压力高，因此在实施氮气钻井时需做好井控安全措施。

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（编辑高学民）

Adaptability research of nitrogen drilling in Xujiahe Formation，Yuanba Gas Field

Hu Daliang，Zhu Huashu，Guo Zhiliang
（Engineering Technology Research Institute，Southwest Oil and Gas Company，SINOPEC，Deyang 618000，China）

Yuanba Gas Field is rich in natural gas with the main formation buried nearly 7，000 m.The air drilling and compound drilling technology are applied in terrestrial and marine strata respectively which improve the rate of penetration greatly.But Xujiahe Formation is buried deeply and the geological conditions are quite complicated such as high density and hardness，strong heterogeneity，which lead to low penetration rate and long drilling period.Several drilling techniques such as impregnated bit with high speed turbo and downhole motor，PDC bit with high torque motor are tested but the ROP are lower than Pugang and Longgang.In order to improve the ROP，the paper analyzed the speed increasing potential of nitrogen drilling，formation pressure，wellbore stability，gas and water production rate.The result shows that Xujiahe Formation is suitable for nitrogen drilling because of the formation characteristics with high pressure，low production of gas and water，good wellbore stability.The ROP may be improved six times with nitrogen drilling which should be tested in the suitable area.

penetration rate；nitrogen drilling；adaptability；Xujiahe Formation；Yuanba Gas Field

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”课题“低渗气藏复杂地层高效钻井关键技术”（2011ZX05022-005）

TE142

A

10.6056/dkyqt201505027

2015-03-10；改回日期：2015-07-15。

胡大梁，男，1982年生，高级工程师，硕士，主要从事超深井钻井工程设计和钻井提速技术方面的研究。E-mail：pechdl@126.com。

引用格式：胡大梁，朱化蜀，郭治良.元坝气田须家河组地层氮气钻井适应性研究［J］.断块油气田，2015，22（5）：668-672.

Hu Daliang，Zhu Huashu，Guo Zhiliang.Adaptability research of nitrogen drilling in Xujiahe Formation，Yuanba Gas Field［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2015，22（5）：668-672.