长庆靖边储气库关键钻井技术

代长灵　杨　光　薛让平（中国石油川庆钻探工程公司长庆钻井总公司）



长庆靖边储气库关键钻井技术

代长灵杨光薛让平
（中国石油川庆钻探工程公司长庆钻井总公司）

摘要长庆靖边储气库随着规模化开发逐渐暴露出钻井中存在的难点，严重影响了储气库的生产运行。为此着重分析了储气库钻井中井眼轨迹控制、311.2 mm井眼侧钻、煤层碳质泥页岩钻井、井眼净化、215.9 mm水平段钻井等关键钻井技术，为储气库的持续开发奠定一定的钻井技术基础。表8参5

关键词储气库侧钻碳质泥页岩降摩减阻

0　前言

储气库注采井为满足季节调峰和应急供气的功能，需要满足大流量注采及长寿命、高安全的要求，国内储气库建设储气层普遍采用大尺寸井眼且储层专打的井身结构理念。长庆靖边储气库井部署于靖边气田中区以西，地质、地震综合分析表明目的层马五13气层厚度约3 m，储层物性较好，主力储层发育稳定，实施水平井钻遇主力层概率较高。

目前长庆靖边储气库已完井3口，随着储气库持续开发，钻井中的关键技术决定着储气库的钻井速度、成本消耗和注采开发进度，完成情况见下表1。

表1　靖边储气库完成情况

1　靖边储气库区地质特征与井身结构

1.1地质特征

靖边储气库水平段方向马五12储层保存较为完整，分布稳定，延伸较远。结合邻井完钻综合解释参数对比分析，认为该区块水平段马五13气层发育较好，且厚度较大，物性较好。井区完钻3口井试气最大无阻流量为114.6×104m3/d，平均80.4×104m3/d，但该区完钻井投产时间较长，气藏工程评价目前该区地层压力10.8 MPa，可采储量采出程度64.6%。

1.2井身结构

根据长庆区块储层地质特点及储气库井生产要求，靖边储气库采用四开四完大井眼尺寸，一开表层采用26″井眼封固流沙层松散地层和水层，防止冲垮井架基础、技术套管固井时水泥浆漏失，二开直井段采用444.5 mm井眼，下入339.7 mm套管封固刘家沟承压能力较低地层，以避免钻下部地层时采用高密度钻井液压漏该地层，三开斜井段井段采用311.2 mm井眼，下入244.5 m套管，封固山西、太原、本溪煤层、碳质泥页岩不稳定地层，确保储气库注采安全、长期使用，四开水平段采用215.9 mm井眼，采用组合完井管柱。

2　关键钻井技术

2.1井眼轨道设计技术

井眼轨道设计原则以最短钻井周期、最大复合钻井比例复合钻进入窗的优化设计理念。靖平22-4-2井设计靶前距500 m，轨道设计采用三增剖面，最大狗腿度设计不超过6°/30 m，为完整244.5 m套管下入和固井创造良好的井眼条件,具体数据见表2。

表2　靖平22-4-2井井眼轨道设计剖面数据

2.2井眼轨迹控制技术

井眼轨迹控制的重点是斜井段和水平段。311.2 mm大井眼造斜率低，钻遇山西、太原、本溪大段煤层，煤层钻进呈稳斜趋势。造斜层位石千峰上部，起始造斜采用三牙轮钻头配合立林5LZ228*1.5°中空螺杆，后续增斜段采用PDC钻头+立林5LZ228*1.5°中空螺杆增斜钻进。钻井中采用滑动钻井和复合钻井结合钻进，最大限度提高复合钻井比例，提高斜井段的施工速度，这样既保证了造斜井段的井身轨迹满足设计要求，将造斜率控制在6°/30 m以内，为后期的完井电测和完井管柱的顺利下入创造了良好的井眼条件，同时高比例的复合钻井井段能及时破坏岩屑床，提高井眼净化效果,靖边储气库斜井段滑动钻井进尺情况见表3。

表3　靖边储气库斜井段滑动钻井进尺分析表

靖边储气库井目的层位奥陶系下统马家沟组，水平段储层平均厚度2～3 m，高产储层薄，水平段长，轨迹控制是目的层钻遇率和长水平段能否顺利完成的重要因素。施工中水平段采用7LZΦ172 mm（1.0°～1.25°）单弯（Φ208扶正器）+Φ213 mm扶正器钻具这样既能保证水平井段的稳斜效果，有利于多采用复合钻进，降低水平井段的摩阻，及时清除岩屑床，加快水平井段的施工速度；又能及时调整井斜的变化，保证目的层的钻遇率。靖平22-4-2井完钻水平段长1177 m，滑动钻井进尺113 m，滑动钻井进尺比例9.6%。

2.3 311.2 mm井眼侧钻工艺技术

（1）井眼侧钻难点

a.储气库311.2 mm大井眼侧钻属长庆区块首列，侧钻工艺技术无相关经验可循，无法预测，可借鉴经验少。侧钻段井眼造斜率必须满足钻井工程中轨迹控制要求，确保侧钻成功后能准确按照现场地质导向要求继续增斜钻井中靶。

b.侧钻钻具组合结构必须要保证造斜要求，由于钻具刚性强度大，井眼侧钻一定角度后，必须考虑下入钻具如何正常进入侧钻井眼对井眼进行修整，降低狗腿度后顺利钻进，而不在造斜点处由于更换钻具组合，加强刚性强度后而无法进入侧钻井眼，划出新眼。

（2）侧钻工艺技术思路

采用打水泥填井侧钻方式，为确保侧钻成功，先使用215.9 mm钻头侧钻，侧钻成功后使用311.2 mm钻头扩眼、钻井。鉴于高密度水泥浆容易导致井漏而影响水泥塞的高度或形成悬空塞，导致打塞失败，根据靖平22-4-2井的实际情况，水泥浆比重调制1.85 g/cm3，确保打水泥成功。

（3）侧钻工艺关键技术

a.215.9mm井眼采用三牙轮钻头配合7LZ172*1.5°单弯螺杆，在侧钻过程中，严格控制机械钻进速度不大于10～15 min/m，以防止钻具顺水泥塞钻进。同时加强地面观察，定时捞取岩屑，鉴定地层岩屑与水泥碎屑的比例，当地层岩屑比例达到或超过50%后，逐渐提高钻进参数以提高机械钻进速度。

b.215.9 mm井眼造斜率高于311.2 mm，采用215.9 mm钻头侧钻时狗腿控制在（7°～8°）/30 m3，避免造斜率远超出311.2 mm钻头造斜率，而导致扩眼失败。

c.215.9 mm井眼侧钻时，两井眼相距1.5～2 m距离即可起钻更换311.2 mm钻头扩眼，提高扩眼效率，降低扩眼钻井风险。

d.311.2 mm井眼扩眼采用311.2 mmPDC钻头配合7LZ228*1.5°单弯螺杆，采用滑动钻井扩眼方式。扩眼结束后可继续斜井段钻井。由于大井眼钻时慢与215.9 mm井眼，311.2 mm井眼扩眼钻时控制15～20 min/m。

靖平22-4-2井311.2 mm井眼侧钻2次，侧钻成功率100%,侧钻数据见下。

表4　靖平22-4-2井311.2 mm井眼侧钻数据

2.4煤层、碳质泥页岩钻井技术

靖边储气库井区山西组、太原组、本溪组煤层、黑色碳质泥页岩连续互层多。靖平22-4-2井三开斜井段山西组、太原组、本溪组共钻遇35 m的12层煤层及8层黑色碳质泥页岩和大段黑色泥岩，分布在井深3402～3632 m(斜深)之间，该井段井斜角在48°～75°之间，其中最厚一层黑色碳质泥页岩斜厚18 m，井斜角73°～75°左右，并且各煤层和碳质泥页岩间分布着泥岩及砂岩等小夹层。连续的煤层、泥页岩、黑色泥岩互层分布在井斜48°～75°之间，垂直应力超过水平应力，极易造成井壁坍塌，同时影响着轨迹控制和入窗的稳定性，钻井中措施不当垮塌严重，施工中会出现经常性的遇阻。

（1）关键技术

a.斜井段采用强抑制、强封堵复合盐钻井液体系。在原浆中加入乳化沥青等封堵材料，加入适量石灰石粉，强化钻井液封堵护壁能力。使钻井液性能达到：APIFL控制在2～3mL，HTHP失水≦4mL。在打开山西煤层前通过随钻堵漏将密度提高在1.50g/cm3，钻至本溪底部碳质泥页岩层前将比重提至1.56 g/cm3，使钻井液具有较强的抑制性，加强煤系地层中泥岩夹层的防塌，减少泥岩垮塌对煤层的影响，巩固各煤系地层间坚固的隔挡。

表5　靖平储气库井煤层及碳质泥岩及泥浆性能数据表

b.细化碳质泥页岩钻井技术措施。煤层多与碳质泥页岩互层，碳质泥页岩夹层的失稳使煤层失去稳定的坚固的格挡而失稳，因此，碳质泥页岩层的稳定有利于煤层的稳定，考虑煤岩稳定时应同时考虑稳定碳质泥页岩夹层。靖22-4-2井碳质泥页岩钻井采用同煤层钻井相同的技术措施，钻井中采用低转速、小钻压、控时钻井，根据现场地质录井钻遇层位预告，提前优化井身轨迹，钻至碳质泥页岩段时减少滑动钻井井段，降低螺杆钻具的旋转碰撞和环空激动压力的影响,靖平储气库井煤层及碳质泥岩及泥浆性能数据见下表5。

（续上表）

c.根据储气库井区地层分布趋势，调整靖平22-4-2井钻井工程设计，减少本溪组碳质泥页岩井段，降低其垮塌风险。

d.控制本溪底部碳质泥页岩层钻遇、钻出井斜角，降低其垮塌风险。靖平22-4-2井本溪底部存在大段碳质泥页岩层，该段碳质泥页岩处理入窗前100m井段，钻井中曾2次垮塌，斜井段钻井时根据现场地质录井层位预告，提前优化井身轨迹，降低进入该层井斜角，减少钻遇井段，安全的完成了斜井段的施工,靖平22-4-2井本溪底部碳质泥页岩钻遇数据见表6。

表6　靖平22-4-2井本溪底部碳质泥页岩钻遇数据

2.5井眼净化技术

（1）用168.3 mm钻具代替139.7 mm钻具，降低钻井中压耗，保持稳定的钻井排量，提高泥浆上返速度，增强井眼净化效果。

靖边储气库井斜井段采用311.2 mm井眼，井眼净化不充分，易形成岩屑床从而导致钻具扭矩和摩阻增大，钻速降低以及卡钻等井下复杂情况，直接影响钻井、电测、下套管和固井作业的正常进行。靖平22-4-2井钻井中采用168.3 mm钻具，降低了环空压耗，提高泥浆上返速度，增强井眼净化效果。该井使用168.3 mm钻具，环空压耗降低24%，泥浆上返速度提高12.92%，排量增加14.5%。一定程度上解决了储气库钻井中泵压高、泥浆上返速度低、携砂难的问题,168.3 mm、139.7 mm钻具环空返速见表7。

表7　168.3 mm、139.7 mm钻具环空返速分析表

（2）提高泥浆比重，增加岩屑运移动力。随着钻井液密度的增加，固液两相的密度差减小，井液中的平均运行距离增大，岩屑颗粒在钻井液中的有效质量下降，从而增大了岩屑运移的动力。在同样条件下，岩屑在钻在同样的时间内，运移出的环空岩屑量增多，最终降低了环空岩屑总浓度，达到清洗井眼的目的。

靖平22-4-2井第二次侧钻前井斜37°时将泥浆比重提至1.45 g/cm3，钻至山西组时将比重提至1.50 g/cm3，完钻时比重提至1.56 g/cm3，大大降低了钻井中岩屑床的面积。

2.6钻具失效预防措施

靖平22-4-2井斜井段钻井中曾多次出现断钻具事故，最终无法打捞填井侧钻。为了防止储气库施工井在施工过程中出现井下钻具事故，安全快速钻井,主要采取了如下关键措施：

（1）优化井身轨迹，在满足井眼轨迹控制条件下，增加复合钻井井段，确保井眼轨迹平滑，降低钻井中的扭矩，减少井下钻具疲劳。

（2）优化钻具组合，使用168.3 mm加重钻杆，提高大斜度井段钻具受力能力，降低钻具刺、断风险。

（3）调整钻井液性能，提高钻井液的携砂性能、润滑性能，满足水平井的施工要求。

2.7水平段防摩减阻技术

大井眼长水平段随着水平段长逐渐延伸，钻遇岩性的多样性，存在着摩阻大，扭矩大，钻压不能有效传递等技术难点。钻井中有效控制摩阻和扭矩是确保长水平段顺利完成的重要因素。

2.8水平段防摩减阻关键技术

（1）靖平22-4-2井水平段采用泥浆体系，钻井中强化四级固控设备，提高固控效率。使用高频直线式振动筛和变频高速离心机，提高了钻井液的固控能力，降低了有害固相，促进了钻井液的性能优化。

（2）根据现场地质导向要求，轨迹调整控制技术采用勤、少原则，根据实测井斜数据及时采用滑动钻井方式控制轨迹，滑动钻井段长控制3～4 m，保证储层钻遇率的同时保证井眼轨迹平滑。

通过优质的泥浆性能和平滑的井眼轨迹控制技术，靖平22-4-2井水平段钻井中无拖压现象，避免了滑动钻井中调整工具面的时间，极大的提高了水平段的机械钻速，同比邻井靖平22-4-1、靖平22-4-3机械钻速有了大幅度提高。靖平22-4-2井2014年9月23日四开水平段钻井,钻至10月5日2趟钻钻进进尺1050 m,后由于井下复杂提前完钻,完钻井深4887 m（表8）。

表8　水平段机械钻速分析表

3　结论与建议

（1）优化储气库井身结构，加快钻井速度，降低成本消耗，提高注采使用速度。合理的井身结构是储气库能否成功钻完和快速注采的关键因素。目前长庆储气库普遍采用四开大井眼井身结构，钻井中需要解决诸多难题，钻井速度受到一定程度的制约，延缓了注采开发进度。

（2）加强井下钻柱优化设计的理论支撑。大井眼水平井钻柱优化设计的核心是在对下部钻具组合的特性和造斜能力能满足井眼轨迹控制需要的前提下，如何降低摩阻和扭矩，如何减少井下钻柱可能产生的疲劳失效问题。随着大井眼水平段的延长，加上地质导向的要求，摩阻、扭矩变化较大，大大增加了钻具失效风险。

（3）定期召开储气库钻井专项会议，组织公司专家、现场技术、承钻井队召开专题会议，针对钻井工程中出现的问题集中讨论分析解决，钻完单井后总结工艺技术，分享工艺技术经验，进一步完善储气库钻井工艺技术，为后续规模化开发长庆油田储气库打下坚持的技术基础。

（4）储气库钻井工艺技术属长庆油田难度较高钻井技术，钻井过程中经常出现井下复杂、事故，应针对集中、频繁发生的复杂事故建立紧急处理预案，形成可执行规范制度，以便能够快速准确有针对性的解决异常情况。

（5）针对储层地层压力较低的井区，采取先注气提高压力再钻井的操作程序，以降低钻井时井下复杂，减少对储层的伤害。

参考文献

1袁光杰，杨长来，王斌，等．国内地下储气库钻完井技术现状分析[J]．天然气工业，2013，33（2）：61－64.

2王立波.辽河双6区块储气库水平井钻井与完井技术.中外能源,2013,02（18）:63-67.

3柯学，李继营，池崇荣，等.苏77-5-8 H井大斜度穿煤层安全钻井技术[J].探矿工程, 2011,38,（12）:13-17.

4谢新刚，彭元超，李欣，等．长庆气区储气库Y37－2H井长水平段钻井技术[J]．天然气工业，2012，32（6）：53－56．

5李府标，张家华，徐秀胜，等．特大直径井眼侧钻技术在AT20井成功运用[J]．钻采工艺，2011，34（4）: 103－104.

（修改回稿日期2015-06-09编辑文敏）

作者简介代长灵，男，1980年出生，汉族，钻井工程师；2004年7月毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，学士，主要从事天然气水平井钻井研究与设计工作。地址：（710018）陕西省西安市未央区151号长庆大厦2107室。电话：15097121706。E-mail:280411481@qq.com