温西超低压储气库钻完井工程技术优化

陈芳 马平平 杨立军 刘文超

中国石油吐哈油田分公司工程技术研究院

温西一储气库位于新疆鄯善县境内，是吐哈油田温吉桑储气库群一期工程，其功能定位一是满足油田周边用气；二是参与西气东输调峰，满足沿线城市供气安全。温西一西山窑气藏已进入开发后期，地层压力系数低，加之储层渗透性好，裂缝发育，上部井段发育煤层，盖层泥岩易垮塌，储气库钻完井技术面临极大挑战。前期先导试验井钻完井过程中表现出恶性井漏频发、承压堵漏难度大、井径超标、钻井周期长等问题。通过不断积累试验井经验，优化研究钻完井工艺技术，目前完钻直井、水平井均能满足储气库注采井要求，为国内同类型储气库优快完钻井提供参考。

1 温西一气库钻完井工程地质难点

温西一气田1991 年发现，地层自上而下分别是第三系、白垩系、侏罗系(齐古组、七克台组、三间房组、西山窑组)，纵向上主要发育3 套油气藏，分别为七克台至三间房组带气顶的轻质油藏，西山窑组上段的凝析气藏和下段的低饱和度油藏。温西一储气库的目的层为西山窑组上段的凝析气藏，埋深为2 725～2 852 m，原始地层压力为28.2 MPa，压力系数为0.996，目前平均地层压力为6.1 MPa，压力系数为0.21。前期开展了W6、W10H 等注采井先导试验，钻完井过程主要体现的难点如下。

1.1 恶性漏失频发，堵漏及承压困难

三间房地层砂岩渗透性好，西山窑储层压力亏空严重，垂直裂缝发育，裂缝宽度差异大，0.5～10 mm 不等，钻完井过程中漏失严重，且下套管前承压难度大。先导试验井W10H 三开累计漏失钻井液6 394 m3，W12 井中完下套管前承压堵漏8 次，用时389 h，二级固井中仍然发生井漏失返。

1.2 齐古组至三间房泥岩垮塌严重，井径扩大率普遍超标

泥岩井段黏土含量41.2%～50.9%，伊蒙混层、伊利石含量高，易水化剥落，井壁稳定性较差，尤其是盖层紫红色泥岩，平均井径扩大率大于15%，最大可达64%，多处存在“大肚子”和“糖葫芦”井眼。

1.3 大尺寸井眼造斜效率低，定向施工难度大

二开Ø333.4 mm 井眼采用牙轮钻头平均机械钻速仅1.49 m/h，趟钻进尺84 m，频繁起下钻加剧井漏及井壁失稳；采用常规PDC 钻头配合单弯螺杆造斜率仅有4.5～5 (°)/30 m，平均复合钻进进尺比例10%，严重影响钻井周期。

1.4 储层潜在伤害大

温西一目的层西山窑组平均孔隙度为14.4%，平均渗透率为28.1×10-3μm2，属中低孔、中低渗储层。储层黏土矿物含量占15.8%～16.9%，水敏指数53.18%，属中等偏强水敏。钻井液固相和滤液侵入储层造成近井地带污染以及水敏伤害，导致渗透率下降，钻遇裂缝发生恶性漏失造成储层深度污染，同时在一定程度上占用了库容，影响整体建库［1-2］。

1.5 井筒质量完整性难以保证

储气库注采井对盖层封固质量比常规油气井要求高，固井过程中存在水泥浆漏失、堵漏剂黏附井壁上影响二界面胶结质量、大井径、不规则井眼套管居中度难以保证、顶替效率差等问题，技术套管固井质量问题较突出。

2 钻完井工艺优化

2.1 井身结构优化技术

结合地层三压力分析、管流计算和产能预测，温西一库直井采用Ø508 mm 表层套管+Ø273 mm技术套管+Ø177.8 mm 生产套管结构；水平井水平段较长，为提高造斜效率和水平段钻进效率，同时满足水泥环厚度及配采要求，三开选用Ø216 mm 钻头，生产套管设计Ø177.8 mm+Ø139.7 mm 复合套管串。

由于盖层段泥岩井壁稳定性差，目的层地层压力系数低，合理的技套下深是解决塌漏同层矛盾、提升井身质量及固井质量的关键因素，开展了3 种技套下深方案探索实践［3-6］。

(1)技套下至西山窑储层顶界以上5～10 m，不进储层。由于未完全封固盖层段紫红色泥岩，三开低密度钻井液与大段泥岩井壁稳定矛盾突出，W10H 井三开顶部大斜度段泥岩盖层平均井径扩大率达到30%，严重影响固井质量。

(2)技套进入西山窑储层垂深1～2 m。二开为平衡上部泥岩坍塌应力采用1.30 g/cm3钻井液，当揭开西山窑超低压地层即发生恶性漏失，W12 井二开揭开储层后漏失达584 m3，增加盖层固井承压及施工难度。

(3)技套下至西山窑储层顶界以上1～2 m，完全封固盖层段紫红色泥岩，减少二开井段漏失的同时确保三开低密度钻井液不会造成储层上部地层坍塌。实践证实，该井身结构能够显著降低井漏，为后续施工提供良好的井眼条件［2］。

目前温西一气库直井、水平井井身结构设计如表1 所示。

表1 温西一气库直井、水平井井身结构设计Table 1 Casing program of vertical and horizontal wells in West Wenjisang No.1 UGS

2.2 个性化钻头与高效造斜钻具匹配技术

为解决大尺寸井眼造斜效率低，定向施工难度大问题，二开造斜段选用高效牙轮-PDC 复合钻头，采用小高差设计，牙轮齿略高PDC 齿1～2 mm，有利于提高钻头的攻击性，稳定PDC 齿吃入深度，确保工具面稳定。改进螺杆与钻具结构，缩短Ø244 mm大尺寸螺杆弯点及下扶正器距钻头位置，无磁钻铤由Ø203 mm 优化为Ø228 mm，在提高钻具造斜率的同时，降低钻具刚性差，缩减中完通井次数［7］。通过复合钻头+高造斜螺杆+钻具结构匹配优化，造斜段机械钻速达到3.27 m/h，单只钻头进尺251 m，二开井段机械钻速同比前期提高119%，趟钻进尺提高198%。

2.3 钻井液及储层保护技术

2.3.1 钻井液体系优选及性能参数设计

西山窑储气层建库初期地层压力低，漏失严重，如采用气体(泡沫)钻井液进行近(欠)平衡钻井，不能满足直井取心和水平井MWD 仪器信号传输，若采用油基钻井液费用高(尤其在发生恶性漏失时)、环保处理压力大。先导试验阶段应用聚胺钻井液取得了一定效果，在此基础上进一步完善了配方，增加了以甲酸钠、氯化钾为主的有机盐和无机盐，进一步提高了钻井液抑制性能，同时也降低了滤液中自由水的活度。该体系泥页岩一次滚动回收率达93.4%，抑制性明显优于聚磺钻井液体系，能有效抑制黏土矿物水化膨胀和分散；钻井液动塑比＞0.6，静切力适宜，具有良好的动态携砂和静态悬砂能力，能保障水平井井眼净化要求；泥饼黏滞系数0.043 7～0.052 4，润滑性满足水平井钻井要求［8-10］。

一开井段钻遇第四系、上第三系地层，使用膨润土钻井液，密度1.05～1.08 g/cm3。二开七克台至三间房泥岩发育井段井壁稳定性较差，钻井液以减少钻井复杂和降低井径扩大率为目的，用聚胺抑制剂、有机盐、无机盐增强抑制性，配合可变性封堵剂强化封堵造壁能力，钻井液密度控制在1.15～1.25 g/cm3；三开井储层段专打，以减少漏失和保护储层为主，钻井液密度控制在1.05～1.08 g/cm3，降低自由水活度，滤失量控制在3.5 mL 以内，性能参数设计见表2。

2.3.2 储层保护技术

应用理想充填储层保护技术［11］，根据孔喉尺寸加入具有连续粒径序列分布的暂堵剂颗粒,有效封堵储层中大小不等的各种孔喉及暂堵颗粒之间形成的孔隙，形成合理的粒径序列分布，形成滤失量极低的致密泥饼，进而有效保护储层。根据温西一西山窑储层平均渗透率，用软件优化形成了暂堵剂颗粒分布见表3，最大限度地降低钻井液的滤失量及减轻对储层造成的损害(如进入储层段发生井漏，应根据漏失量按比例加入储层保护剂)。形成了钻进过程中储层保护方案，三开钻前调整钻井液性能的同时，加入改善固相粒度分布的储层保护剂：质量分数3%的QCX 超细碳酸钙(wQCXⅡ∶wQCXⅠ=4∶1)、质量分数1.5%的白沥青、质量分数1%的单向压力封闭剂。

表3 理想充填优化暂堵粒度分布Table 3 Optimal temporary-plugging particle size distribution for ideal filling

将配制的聚胺强抑制钻井液性能调整好，密度控制在1.06 g/cm3，加入储层保护剂使密度升高至1.07 g/cm3。采用2 块岩心做了渗透率恢复实验，渗透率恢复值分别达到93.4%、92.8%，具体数据见表4，验证了储层保护方案效果。

表4 岩心污染评价实验Table 4 Core damage evaluation experiments

2.4 防漏堵漏与承压堵漏优化技术

为了降低漏失，减少堵漏施工对储层的伤害，不断优化防漏堵漏工艺、配方及承压措施。钻进过程中以防漏为主，钻井液尽可能低黏切，在兼顾井控和井壁稳定条件下，密度尽量走下限，采用随钻堵漏剂做好防漏。发生漏失后采取堵漏措施，根据漏速依次采用随钻堵漏、常规复合堵漏、凝胶复合堵漏及承压堵漏技术措施。堵漏材料立足于保护储层，储层段尽量采用酸溶和油溶性材料进行堵漏，配方整体酸溶度达到85%以上，优选不同类型、不同形状、不同尺寸堵漏材料，优化堵漏材料粒径级配，确保堵漏效果。表5 中，ZYD 为钻井液用高强度抗高温酸溶堵漏剂，分别有B 型、D 型、E 型；QCX 为超细碳酸钙堵漏剂；DF-1 为钻井液用油层保护剂棉籽壳粉；801 为钻井液用随钻堵漏剂；SQD-98 为钻井液用桥塞堵漏剂为酸溶型矿物纤维；SDL 为钻井液用随钻堵漏剂改性植物纤维；TDL-2 为钻井液用堵漏剂凝胶聚合物。

漏失量在10 m3/h 以下采用随钻堵漏，增加随钻堵漏剂浓度，提高地层承压能力减少漏失；漏失量在10～50 m3/h 采用常规复合堵漏；漏失量在50 m3/h以上或失返性漏失，非储层段采用凝胶复合堵漏，储层段尽量避免使用凝胶类堵漏剂(减少储层伤害)，选用压裂用绳结式暂堵剂或自降解堵漏剂实施承压堵漏［12-16］。

为提高完井承压成功率，水平段采用分段承压的方式，每钻进150 m 进行一次专项承压，确保已钻井段承压能力均能满足要求。个别井在水平井钻进过程中安装了能够多次打开和关闭的旁通阀(安装位置在无磁钻铤上部)，在发生漏失时可以实现不起钻换钻具直接堵漏，节约了起下钻时间。

3 固井工艺优化

温西一气库技术套管封固段长、地层承压能力低，选用分级固井工艺。大尺寸环空固井面临井漏、水泥返至地面困难、井径扩大率大、井眼难清理、顶替效率低等诸多挑战，结合先导试验井情况，优化了固井工艺措施［17-18］。

(1)浆柱结构设计。前置液采用低密度轻浆和冲洗液，总长度＞1 000 m，加大对大肚子井段、不规则井段的冲洗携带，增强顶替效率；技术套管一级水泥浆，采用常规密度韧性水泥浆，当量密度控制在1.40 g/cm3左右；二级固井采用1.40 g/cm3低密度水泥浆，浆柱当量密度控制在1.47 g/cm3左右。

(2)地层承压措施。采取分段承压措施，根据浆柱结构，软件模拟计算固井施工过程中的最高环空当量密度(ECD)进行分段及全井筒地层承压试验，下套管前最终承压6 MPa，满足要求后，在进行下套管作业。

(3)扶正器设计。根据实测井斜、井径、方位数据，在井径不规则井段及盖层段套管安放异形扶正器及旋流发生器，提高套管居中度，降低套管下放摩阻，同时提高顶替效率。

(4)施工参数设计。采取大排量紊流注水泥及顶替技术，提高冲洗效率和顶替效率。固井采用三部水泥车注水泥，排量3.0～3.3 m3/min，确保返速1.0 m/s 以上，避免注水泥过程中水泥浆与钻井液在管内发生窜槽，形成大段混浆。前期顶替排量为3.0～3.6 m3/min，以提高冲洗液的紊流清洗效果，冲刷虚泥饼。

4 现场应用

通过工艺优化，温西一储气库2021 年完钻3 口注采直井(定向井)W2、W4、W8，平均钻井周期由先导试验井的136 d 缩短至92 d，单井漏失量由1 598 m3降至504 m3，其中W8 井用时73 d 完成钻井作业，全井无漏失，实现了超低压地层直井安全快速钻完井的目标。

2022 年已完成二开大井眼施工水平井5 口，技术套管水泥均返至地面，固井胶结合格比例大于70%，自储层顶以上盖层段累计或连续优质均超过50 m（见表6)，固井质量较先导试验井有了显著提升，满足储气库注采井技术套管封固要求。

5 结论

(1)通过对先导试验井钻完井资料分析，进一步分析认识了温西一库注采井钻井工程地质难点，建立了钻井复杂剖面，为方案及措施优化提供了技术思路。

(2)根据温西一库气藏压力特征和工程地质难点，提出并应用了井身结构优化、钻具匹配，防漏堵漏、储层保护及固井工艺优化等钻完井措施，形成了适应温西一库注采井的安全快速钻完井技术系列。

(3)通过配套技术在W4、W8、W1H、W9H 等井的现场成功应用，钻井效率显著提升，同时有效解决了上部易垮塌地层与枯竭气藏钻完井过程中塌漏同层等难题，为固井作业提供良好井眼条件，井筒完整性得到有效保障。