火山岩气藏水平井钻完井关键技术探讨

火山岩气藏水平井钻完井关键技术探讨

【摘要】徐深气田地质情况非常复杂，上部易缩径、掉块、垮塌并含有浅层气，下部地层坚硬、研磨性强、主力储层为火山岩，孔洞是主要的储集空间和储集类型，裂缝是沟通孔隙的渗流通道，易漏失、易污染，复杂的地质条件，给气田施工水平井带来了钻井效率低、储层易污染、轨迹控制难度大，钻井液性能难维护、完井工艺复杂等技术难题，导致建井周期长，前期资金投入高；徐深气田地层情况特殊，地层压力大、地温梯度高、发育地层水，并含二氧化碳气体，导致已投产的部分深层气井井口漏气、带压，给后期的生产管理带来了难度，对气井井筒完整性提出严格的要求。2010年以来，开展了几项提高钻井速度、提高气井井筒密封性的先关技术，成功的完成了3口井钻完井施工，目前正在施工2口井。

【关键词】水平井钻井技术完井技术井筒完整性

1 前言

徐深气田地质情况复杂，给施工水平井带来了一定难度，归纳起来有以下几点：

（1）上部嫩江、姚家组地层易缩径、垮塌，造成井下复杂情况。

下部泉头、登娄库组为致密砂岩，地层坚硬，可钻性差，机械钻速低，导致钻进周期长。

（2）主力储层为火山爆发形成的火山岩，沉积规律性差，实钻资料较少，因此，设计的储层深度及展布情况在实钻中会有误差，需根据实钻情况调整井眼轨迹。

（3）储层营城组为火山岩，含有孔、洞、逢，易产生漏失和储层污染。

（4）储层压力高，井温梯度大，发育地层水，储层含co2气体，对气井井筒完整性提出了严格要求。

（5）需要在大尺寸、长封固段、易漏失条件下封固技术套管。油层套管需要采用回接固井方式，施工风险大，施工时间长。

以上技术难点产生三个方面的影响：一是钻井效率，即机械钻速低，完井工艺复杂，建井周期长；二是钻井效果，即储层钻遇率和井眼质量；三是井筒安全性，即压裂、试气、投产后井口无漏气、带压现象。2 钻完井关键技术探讨

2.1 基于提高机械钻速的钻井工艺技术探讨2.1.1 井身结构优

化设计技术

徐深地区火山岩储层埋深在3700 m左右，以往完钻的水平井技术套管下至营城组顶部，即φ311mm大尺寸井段钻至3700 m左右，并在φ311mm大尺寸井段进行定向造斜及轨迹控制，具有破岩体积大、工艺复杂等缺点。

营城组的火山岩，地层坚硬，稳定性好，实践表明，在长时间钻进水平段时，该井段能够满足长期裸眼条件要求。通过优化设计，将技术套管下至泉头组井段，然后采用φ215.9mm常规井眼进行造斜和水平段钻井施工。

此项优化，达到了以下二个目的：

（1）减少了大尺寸井段，特别是避免了在大尺寸井段定向造斜，提高了钻井速度。实例：井1、井2、井3采用改变技术套管深度，由φ311mm井眼定向造斜改为φ215.9mm井眼定向，提高斜井段机械钻速。相比在二开即进行造斜的井身结构，减少了钻头螺杆磨损，提高了钻速，平均缩短钻进周期10天。

（2）缩短了上部易垮塌的姚家组和嫩江组井段的裸露时间，有利于井下安全。2.1.2 钻头优选技术

（1）优选pdc钻头。合理使用钻头，可以大幅度降低钻井成本和周期。井1引进复合片更加锋利的美国瑞德φ311mmpdc钻头，并且改进钻头冠部结构以及优选切削齿材质等途径加强钻头对泉二

段以下地层的适应性，机械钻速相比邻井提高了2.49倍。

（2）优选牙轮钻头。深部地层岩石可钻性级值高、地层硬、研磨性强，造斜段需要全力增斜，高转速单弯螺杆配合牙轮钻头，偏心旋转，侧向力大，造成轴承局部承载过大，磨损严重。为了提高造斜段和水平段的机械钻速，井3优选了江钻超高转速牙轮钻头，当钻头磨损加剧则优选美国休斯牙轮钻头。试验结果表明，进口牙轮钻头较国产牙轮钻头单只进尺提高了22.63%，使用时间提高了19.28%，机械钻速略有提高，提高了0.11 m/h，整体的行程钻速有较大提高。

2.1.3 欠平衡、动平静欠、近平衡钻井相结合的钻井工艺技术

井1采用了欠平衡、动平静欠、近平衡钻井相结合的钻井工艺技术。进入三开后，钻井液密度控制在1. 10～1. 12 g/cm3，进行欠平衡钻井，主要目的是提高机械钻速，发现和保护储层。进入储层后，由于气体的侵入影响了随钻测量仪器正常工作，将钻井液密度提高到1. 15～1. 16 g/cm3，实现了动平静欠，钻进时，平衡地层

压力，抑制气体的侵入，保障仪器正常工作；静止时，由于负压可使气体进入环空，从而发现和保护储层。进入主力气层后，大量含co2气体进入环空，既影响仪器信号的传输，又对钻井液性能影响较大，采用近平衡钻井，钻井液密度控制在1. 21～1. 23 g/cm3，控制气体不再进入环空。该工艺具有以下两点优势：一是及时发现有利储层，减轻钻进过程中钻井液滤液和有害固相对储层的污染；二是欠平衡钻进过程中，钻井液循环压力低于地层压力，消除了正压差对岩屑的压持效应，避免岩石的重复研磨，提高了机械钻速，延长钻头寿命。

2.2 基于提高井筒密封性的完井工艺技术探讨

近年来，国内各大气田均有气井井口漏气、带压情况出现，徐深气田自2009年以来，部分气井出现了井口漏气、带压情况，给生产管理带来了风险，同时也增加了风险治理资金的投入。为此，徐深气田在提高新钻井井筒安全性方面加大了技术投入和现场管理。

2.2.1 提高井筒密封性的套管检测技术

该项技术在国内的塔里木气田、四川、吉林等各大气田得到应用，均取得了良好的效果。油套管扣的密封性与压力、介质密切相关，压力、介质分子大小不同，渗透率也不一样，而气体比液体要难密

封。气密封检测的目的，就是在管柱下井时，对油套管连接丝扣进行气体密封性能检测。2010年以来开展了套管气密封检测技术，共计试验5口井，平均丝扣泄露比例4.85%。通过该项技术，确保了入井管柱丝扣的100%合格。

2.2.2 提高井筒密封性固井技术

（1）变密度固井技术。徐深气田虽然将技术套管下深提高到了造斜点以上，但仍有3300 m左右的φ244mm技术套管需要封固，而气井对封固技术套管的要求是水泥浆必须返至地面。由于封固段存在多处破漏压力低点，最低破裂压力梯度为1. 53 mpa/100 m。采用常规固井必然会产生严重漏失。采取的主要技术措施是采用变密度固井，降低水泥浆的液柱压力。一级固井采用常规水泥浆体系；二级固井采用密度为1.60～1..65 g/cm3的低密度水泥浆体系。其次是承压堵漏。在钻井液中加入复合堵漏材料进行承压堵漏，使之达到能承受设计的固井压力。