鄂尔多斯盆地陇东地区天然气开发技术

刘 峰 ，张 歧 ，叶 超 ，李 涛 ，孙利永

(1.中国石油长庆油田分公司陇东天然气项目部，甘肃庆城 745100；2.川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司压裂九队，陕西西安 710021)

陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南部，开发面积约3.7×104km2，2013年长庆油田公司开始在该地区进行天然气开发，目前处于评价5段。笔者依据近5年陇东地区天然气评价工作进展情况，从井位部署、钻井工艺及储层改造工艺，分析总结了该地区天然气开发技术，以期对同类型气田开发提供参考[1-4]。

1 井位部署

陇东地区沟壑纵横、梁卯交错、高低起伏，储层单一、厚度小、物性差，最大落差达300 m，地面条件复杂，井场选址困难。采用直井(V)、定向井(D)、水平井(H)组合布井的方式，大幅节省土地面积，降低了后期生产的管理难度。目前已实施的井型组合方式主要有3 丛式井组(“1V+2D”、“1V+2H”)、5 丛式井组(“1V+4D”)(见图1)。

图1 不同井型组合方式

1.1 地质意义

陇东地区砂体基本呈近南北向或西北～东南走向，因此水平井方位以南、北向为主，后期作为生产井产量高，单井产量约为直/定向井产量的3～5倍，同时可探明单砂体在横向上发育长度；直井以探明砂体纵向发育厚度及层位为主，作为导眼井，为水平井实施层位和水平段调整提供依据；定向井方位以东、西向为主，探明砂体发育宽度。结合砂体发育长度、宽度及厚度参数，为刻画河道平面发育规模及砂体走向提供参数。

1.2 节省土地使用面积

陇东地区天然气标准单井井场为长×宽：100 m×70 m，面积为7 000 m2。丛式井井口距离为10 m，每增加1口井，井场宽度不变，长度增加10 m，面积相应增加700 m2，相比2个单井场节约土地面积6 300 m2。若该井组为n丛井，节约土地面积则为(n-1)×6 300 m2。目前实施最大井组为5丛井。

2 钻井工艺

陇东地区储层埋藏深度在3 600 m～4 400 m，地层温度在110℃～130℃，地层压力35 MPa～40 MPa，地面黄土层厚度200 m～400 m，与苏里格气田相比，储层埋藏更深，地层温度更高，地层压力更大，因此钻井工艺相比苏里格气田，难度更大、成本更高。通过优化井身结构及钻具组合、调整钻井液体系、采用水平段固井工艺，实现了提高机械钻速、缩短钻井周期、降低钻井成本的目标[5，6]。

2.1 井身结构

2.1.1 直井井身结构 前期采用Φ346 mm钻头×Φ273 mm技术套管+Φ241.3 mm钻头×Φ177.8 mm二开井身结构。在实际施工中，由于陇东地区目的层较深，裸眼段施工周期较长，难以解决黄土层漏失以及直罗层坍塌问题，导致钻井周期过长。经过后期探索调整，目前直井均采用Φ444.5 mm钻头×Ф339.7 mm表层套管+Φ311.2 mm钻头×Φ244.5 mm技术套管+Φ215.9 mm钻头×Φ139.7 mm的三开结构，利用技术套管封固洛河层及直罗层，满足直罗层防塌、洛河层防漏要求。

2.1.2 水平井井身结构 采用Φ346 mm钻头×Ф273 mm表层套管+(Φ241.3 mm钻头+Φ215.9 mm钻头)×Φ177.8 mm技术套管+Φ152.4 mm钻头×Φ114.3 mm套管的三开井身结构，为采用套管固井完井工艺创造条件。

2.2 钻具组合

优化钻具组合，直井段施工容易实现防斜打直，减少井斜纠偏时间，斜井段减少了由于钻具结构不合理造成滑动时磨阻大、钻具托压严重、钻时慢等现象，提高了机械钻速(见表1)。

表1 不同井型不同施工5段钻具组合参数

2.3 钻井液体系

经过不断探索，对比钻井参数，钻井液体系由最初的钾基聚磺钻井液体系、抗高温无土相复合盐水钻井液，到目前采用无土相低密高黏钻井液。该钻井液体系具有高温流变性，在高温条件下具有较强的抑制能力，润滑性能好，形成的泥饼厚度薄、韧性好，使井壁更加稳定，有效减少了钻井过程中水平段钻遇长泥岩段井壁坍塌的情况。

2.4 水平井完井工艺

水平井由于井身结构的特殊性，其完井工艺决定了后续的改造方式。陇东地区水平井完井工艺主要历经三个5段，依次为裸眼完井、尾管悬挂完井、套管完井，相应的改造方式为裸眼封隔器分段压裂、水力喷射压裂改造及水力泵送桥塞压裂改造(见图2～图4)。

通过近三年钻井指标对比，2017年与2015年、2016年相比，水平井平均钻井周期分别降低24.9%、29.1%，直井平均钻井周期分别降低44.9%、25.5%，钻井提速效果显著(见图5、图6)。

3 储层改造工艺

3.1 改造方式

3.1.1 直井改造方式 下古生界储层采用酸化压裂的改造方式，上古生界储层采用压裂改造方式。经过前期探索与效果评价，目前形成了上古井采用Φ139.7 mm套管+Φ60.3 mm油管环空注入压裂；上古、下古合层井采用Φ89 mm+Φ73 mm油管机械分层改造，压裂、酸化一次连续作业，减少了起下管柱施工工序，节省作业时间；下古储层采用Φ89 mm+Φ73 mm油管酸化。

图2 裸眼封隔器分段压裂钻具组合

3.1.2 水平井改造方式 2013年至2016年期间，水平井采用裸眼完井及尾管悬挂固井完井方式，采用Φ114.3 mm裸眼封隔器体积压裂，施工过程中发生压差滑套无法开启或打开不明显的情况，影响储层改造效果。2017年，水平井采用水平段一次上返固井完井工艺，为实施水力泵送桥塞分段压裂创造了条件，完试2口水平井均采用水力泵送桥塞分段压裂工艺，试气效果良好，平均无阻流量达到43.3×104m3/d，证明在陇东地区水平井改造方式中，水力泵送桥塞工艺实施效果优于裸眼封隔器压裂改造工艺。

该工艺主要针对Φ114.3 mm套管固井的水平井。施工开始，将射孔枪用连续油管或爬行器送入第一段预定位置进行射孔，作业完成后起出射孔枪，进行第一段压裂；第一段压裂完成后，用电缆下入桥塞及射孔枪，开泵，用水力泵送的方式将桥塞下入预定位置并座封，上提射孔枪至预定位置进行第二段射孔，起出射孔枪，投球至桥塞球座，封隔第一段压裂层，进行第二段压裂作业。根据压裂段数，依次重复上述操作(见图7)。水平段压裂作业完成后，用连续油管将桥塞钻除，保持水平段通径。该工艺以桥塞封隔，封隔效果好，定点起裂、多级射孔、压裂层位精确，井筒完善程度高，压裂段数不受限制，施工砂堵易处理，适合陇东地区水平井改造。

图3 水力喷射压裂钻具组合

图4 水力泵送桥塞压裂钻具组合

图5 水平井钻井指标对比

图6 直井钻井指标对比

3.2 施工排量

陇东地区储层埋藏深，前期储层改造施工排量直井采用6 m3/min、水平井采用10 m3/min，入地液量大，后期排液困难且周期长。2017年在压裂作业中探索降低施工排量、减少入地总液量，对比发现试气无阻流量与前期改造效果持平，测试井口产量与前期改造效果相比更高。

庆1-A-C、庆1-A-D为同井场2口井，储层测井解释参数相近(见表2)，改造层位均为山13，改造方式均采用Φ139.7 mm光套管+Φ60.3 mm油管环空混合水压裂。庆1-A-C井施工排量6 m3/min，试气无阻流量 6.7×104m3/d，测试井口产气量 1.2×104m3/d，稳定压力23.7 MPa；庆1-A-D井压裂过程探索将施工规模从6.0 m3/min降至3.0 m3/min，加砂量从53.1 m3降至31.7 m3，改造后试气无阻流量5.5×104m3/d，测试井口产气量1.9×104m3/d，稳定压力25.5 MPa。对比发现，施工排量大与小和改造效果好与差无明显相关性。

图7 水力泵送桥塞压裂改造示意图

表2 储层测井解释参数对比

4 结论

(1)陇东地区地貌复杂，采用水平井、直井、定向井组合布井方式，适合地形特点，有效节约土地面积，降低布井困难，有利于加快天然气评价工作进展。

(2)井身结构及钻具组合优化、泥浆体系调整和水平段固井工艺改进，是降低施工风险、提高机械钻速、缩短钻井周期的有效方法。水平井采用一次上返固井工艺，结合水力泵送桥塞分段压裂改造技术，解决了常规水平井裸眼封隔器压裂改造的缺陷，该工艺更加适用于陇东地区水平井改造。

(3)陇东地区储层单一且厚度较小，施工排量并非越大效果越好，压裂改造过程适度控制施工排量有利于储层裂缝延伸，有效避免了目的层上、下气水层被压穿，直井排量控制在4 m3/min内，水平井施工排量控制在6 m3/min～8 m3/min，实施效果良好。

参考文献：

［1］何光怀，李进步，王继平，等.苏里格气田开发技术新进展及展望［J］.天然气工业，2011，31(2)：12-16.

［2］张明禄，吴正，樊友宏，等.鄂尔多斯盆地低渗透气藏开发技术及开发前景［J］.天然气工业，2011，31(7)：1-4.

［3］余淑明，刘艳侠，武力超，等.低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议［J］.天然气工业，2013，33(1)：1-7.

［4］曹成寿，张耀刚，贾浩民，等.靖边气田水平井试气新工艺、新技术及应用［J］.天然气工业，2010，30(7)：48-51.

［5］杨志伦，赵伟兰，陈启文，等.苏里格气田水平井高效建产技术［J］.天然气工业，2013，33(8)：44-48.

［6］陈在君，刘顶运，韦孝忠，等.长庆气田水平井PDC钻头防泥包技术［J］.天然气工业，2009，29(11)：62-63.