火山岩气藏水平井钻完井关键技术探讨

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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。

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