大牛地致密砂巖氣田水平井鉆完井技術(shù)

摘 要

摘要：鄂爾多斯盆地大牛地氣田氣藏類(lèi)型多為低孔低滲砂巖氣藏，水鎖是氣田的主要傷害因素，采用直井配合后期改造雖基本滿(mǎn)足了相對(duì)高產(chǎn)區(qū)產(chǎn)能建設(shè)要求，但上述方法在新區(qū)不能有效建產(chǎn)
摘要：鄂爾多斯盆地大牛地氣田氣藏類(lèi)型多為低孔低滲砂巖氣藏，水鎖是氣田的主要傷害因素，采用直井配合后期改造雖基本滿(mǎn)足了相對(duì)高產(chǎn)區(qū)產(chǎn)能建設(shè)要求，但上述方法在新區(qū)不能有效建產(chǎn)，致使占?xì)馓锝?/3探明儲(chǔ)量的下二疊統(tǒng)下石盒子組盒1段氣層不能有效動(dòng)用，采用水平井技術(shù)可能是最佳選擇。為此，在分析前期水平井鉆井存在問(wèn)題的基礎(chǔ)上，優(yōu)化細(xì)化了水平井方案設(shè)計(jì)，水基微欠平衡、近平衡水平井試驗(yàn)取得突破性進(jìn)展，初步形成了水平井近平衡鉆完井技術(shù)，欠平衡水平井鉆井工藝在該區(qū)初見(jiàn)成效：在下二疊統(tǒng)山西組1-2段(山1-2段)、盒3段等一類(lèi)氣層實(shí)現(xiàn)了近平衡自然建產(chǎn)，在盒1段等三類(lèi)氣層實(shí)現(xiàn)了欠平衡自然建產(chǎn)。試驗(yàn)成果為有效動(dòng)用該區(qū)探明未動(dòng)用天然氣儲(chǔ)量提供了技術(shù)支撐。
關(guān)鍵詞：大牛地氣田；低孔隙度；低滲透率；氣藏；水平井；無(wú)黏土相鉆井完井液體系；近平衡；欠平衡
    大牛地氣田氣藏類(lèi)型多為低孔低滲砂巖氣藏，水鎖傷害為氣田的主要傷害因素[1～2]，大牛地氣田采用直井+壓裂工藝技術(shù)雖基本滿(mǎn)足了相對(duì)高產(chǎn)區(qū)的開(kāi)發(fā)需要，但就目前壓裂改造配套工藝技術(shù)而言，壓后泄氣面積依然受限。為了擴(kuò)大泄氣面積，提高氣田單井產(chǎn)量，進(jìn)而提高氣田的開(kāi)發(fā)經(jīng)濟(jì)效益，近兩年在繼DP1、DP35-1、DF1井之后在氣田開(kāi)展了水平井鉆完井工藝技術(shù)試驗(yàn)，試驗(yàn)應(yīng)用了多項(xiàng)先進(jìn)的鉆井工藝技術(shù)：近平衡水平井鉆井技術(shù)、充氣欠平衡鉆完井技術(shù)、氮?dú)馀菽菲胶忏@井技術(shù)；欠平衡水平井井眼軌跡控制技術(shù)；初步形成了適用于一類(lèi)儲(chǔ)層的近平衡水平井鉆完井工藝技術(shù)，適用于二類(lèi)、三類(lèi)儲(chǔ)層的欠平衡鉆井技術(shù)也初見(jiàn)成效。在一類(lèi)、二類(lèi)儲(chǔ)層獲得了自然建產(chǎn)，在三類(lèi)儲(chǔ)層通過(guò)改造實(shí)現(xiàn)了水平井建產(chǎn)。
1 前期水平井存在的問(wèn)題
1.1 以下二疊統(tǒng)山西組為目的層的水平井煤層易垮塌
    DF1井目的層為下二疊統(tǒng)山西組1段(以下簡(jiǎn)稱(chēng)山1段)氣層，造斜段穿越煤層段長(zhǎng)，累計(jì)煤層厚43m，單層最厚達(dá)25m，施工中發(fā)生煤層垮塌，填井側(cè)鉆，后期施工垮塌頻繁導(dǎo)致通井不正常，鉆具遇阻遇卡、憋鉆、憋泵現(xiàn)象時(shí)常發(fā)生，下套管前共通井9次，第一主井筒鉆遇煤層發(fā)生垮塌埋鉆事故。分支井也因井壁垮塌無(wú)法完成施工。
    DP1井鉆遇煤層時(shí)有大塊煤層掉塊帶出?？逅蛑饕ǎ孩倜簩幼陨硖匦裕簭?qiáng)度低、松、脆，易垮塌；②DF1井造斜段揭開(kāi)煤層時(shí)鉆井液密度低，不足以平衡煤層的垮塌；③鉆井液體系抑制性不夠；④氮?dú)馀菽h(huán)介質(zhì)無(wú)法滿(mǎn)足井眼穩(wěn)定的要求。
1.2 地層非均質(zhì)性強(qiáng)，井眼軌跡控制困難
    DP1井、DP35-1井著陸點(diǎn)、水平段預(yù)測(cè)深度和實(shí)際深度有差別，導(dǎo)致填井側(cè)鉆。A靶點(diǎn)因氣層垂深較預(yù)測(cè)上提8m，回填側(cè)鉆1次，水平段3次回填側(cè)鉆，1次懸空側(cè)鉆。
    DP35-1井A靶點(diǎn)深度較預(yù)測(cè)深度上提14.1m，為了準(zhǔn)確中靶被迫加大造斜率，最大造斜率達(dá)14.54°/30m，接近Φ178mm、壁厚9.19mm、N80技術(shù)套管的允許最大曲率(15°/30m)，工程施工風(fēng)險(xiǎn)加大。
    DF1井因水平段井斜變化較大，控時(shí)側(cè)鉆1次。
1.3 8½″井眼與7″套管間隙小
    DF1井因8½″(1″=25.4mm，下同)井眼與7″套管間隙小，加上煤層垮塌，無(wú)法下入套管閥，在下部實(shí)施欠平衡鉆井時(shí)導(dǎo)致更換底部鉆井工具時(shí)，耗時(shí)長(zhǎng)、工作量大。
1.4 完井方式不確定性
    完井方式采用先期裸眼完井，在自然產(chǎn)能達(dá)不到配產(chǎn)要求時(shí)，套管射孔完井。
    6″水平段井眼需下4½″尾管，當(dāng)時(shí)在小井眼中實(shí)施壓裂改造在工具上有一定的局限性，配套工具不完善。
1.5 氮?dú)馀菽h(huán)介質(zhì)下常規(guī)地質(zhì)導(dǎo)向受限
    DF1井采用氮?dú)馀菽鳛檠h(huán)介質(zhì)，常規(guī)地質(zhì)導(dǎo)向不能傳輸信號(hào)，為了有效控制井眼軌跡，采用EM MWD電磁測(cè)量工具。
2 水平井方案優(yōu)化
    根據(jù)前其水平(分支)井存在問(wèn)題，對(duì)DF2、DP3井施工方案進(jìn)行了優(yōu)化。
    1) 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化。DF1井為了滿(mǎn)足威德福公司井下工具的要求，設(shè)計(jì)靶前距420m，在造斜段穿越煤層段比較長(zhǎng)，易發(fā)生煤層垮塌事故，DP1井、DP35-1井靶前距230m，不利于水平段的延伸。因此在DF2、DP3井方案設(shè)計(jì)時(shí)靶前距調(diào)整到350m。因前期水平井的實(shí)施未達(dá)到預(yù)期地質(zhì)效果，對(duì)DP35-1采用了下4½″尾管進(jìn)行后期壓裂改造，目前國(guó)內(nèi)小井眼壓裂改造配套井下工具還不完善，工藝技術(shù)還不成熟，對(duì)DF2、DP3井井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)，做好兩手準(zhǔn)備：如果獲得自然產(chǎn)能且達(dá)到配產(chǎn)要求則裸眼完；如果沒(méi)有自然產(chǎn)能或達(dá)不到配產(chǎn)要求，為了避免小井眼中實(shí)施壓裂改造在工具上的局限性，水平段采用了8½″井眼。
    2) 針對(duì)DF2井制定了鉆遇煤層措施。為了有效避免煤層垮塌，在進(jìn)入山西組前將鉆井液密度調(diào)整到1.20g/cm3。
    3) 因氣田的非均質(zhì)性較強(qiáng)，為了卡準(zhǔn)儲(chǔ)層、了解煤層的位置和厚度，DF2井在斜井段設(shè)計(jì)實(shí)施了復(fù)合導(dǎo)眼。
    4) 為了有效保護(hù)儲(chǔ)層，在DP3井水平段實(shí)施水基欠平衡鉆井工藝技術(shù)[3]。
    5) 無(wú)土相漂珠鉆井完井液體系的應(yīng)用有效解決了地質(zhì)導(dǎo)向數(shù)據(jù)傳輸問(wèn)題。
6) 調(diào)整了A點(diǎn)靶前距，有效降低DF2井鉆遇煤層段長(zhǎng)。造成DF1井兩次埋鉆事故原因主要有以下幾個(gè)方面：①打開(kāi)煤層時(shí)鉆井液密度不足以平衡煤層的垮塌應(yīng)力(表1為DP1井、DP35-1、DF1打開(kāi)煤層時(shí)鉆井液密度數(shù)據(jù))；②DF1造斜段煤層垮塌時(shí)采用倒裝鉆具組合，滑動(dòng)鉆進(jìn)后變復(fù)合鉆進(jìn)時(shí)，由于鉆具撓動(dòng)敲打，誘發(fā)煤層大量坍塌，造成突然坍塌埋鉆；③DF1井為長(zhǎng)半徑水平井，A點(diǎn)靶前位移大，造斜率小，穿越煤層段長(zhǎng)，累計(jì)煤層厚43m，單層最大厚度為25m(表2為DP1井、DP35-1、DF1、DF2井造斜段造斜率數(shù)據(jù))。
 
3 水基微欠平衡、近平衡水平井試驗(yàn)取得突破性進(jìn)展
    2007年在DF2、DP3井試驗(yàn)了水基欠平衡水平井試驗(yàn)，因?yàn)檫@2口井設(shè)計(jì)水平段較長(zhǎng)，DF2井水平位1962.80m，DP3井水平位移1695.00m，為了確保鉆井作業(yè)安全實(shí)施，配套頂部驅(qū)動(dòng)裝置、旋轉(zhuǎn)防噴器、套管井下安全閥等欠平衡設(shè)備設(shè)施，確保平衡、近平衡、全程欠平衡作業(yè)安全有效。采用LWD等地質(zhì)導(dǎo)向和隨鉆測(cè)量技術(shù)有效控制井眼軌跡[4]。
    DF2、DP3井采用第三次開(kāi)鉆井身結(jié)構(gòu)，Φ339.7mm表套進(jìn)入中下侏羅統(tǒng)直羅組，封住上部膠結(jié)強(qiáng)度低、疏松、易垮塌地層，第二次開(kāi)鉆采用Φ311mm鉆頭，下入Φ244.5mm技術(shù)套管封住造斜段。第三次開(kāi)鉆采用Φ215.6mm鉆頭，為下步完井方式的選擇留有余地，如果獲得理想的自然產(chǎn)能則裸眼完井，若自然產(chǎn)能低先進(jìn)行氣舉、解堵，解堵后仍不能達(dá)到配產(chǎn)要求，可以下5½″尾管射孔完井，對(duì)儲(chǔ)層實(shí)施壓裂改造[5]。這樣既降低了施工風(fēng)險(xiǎn)，又避免了小井眼中實(shí)施壓裂改造在工具上的局限性。鉆井實(shí)踐結(jié)果表明，這種井身結(jié)構(gòu)是合理的，其結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、施工方便，具有可操作性和經(jīng)濟(jì)性。DF2、DP3井實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)如表3所示。
 
    在實(shí)際施工中DF2井為了解煤層深度、準(zhǔn)確預(yù)測(cè)測(cè)氣層實(shí)施了復(fù)合導(dǎo)眼，DP3井未實(shí)施導(dǎo)眼，實(shí)際A點(diǎn)垂深比設(shè)計(jì)下調(diào)2.25m。
    試驗(yàn)利用空心玻璃微珠(3M公司)降低鉆井液密度，DF2井實(shí)現(xiàn)近平衡鉆進(jìn)、配套生物酶完井液有效解除水鎖傷害[6]，DP3井部分井段實(shí)現(xiàn)了欠平衡鉆進(jìn)，有效保護(hù)儲(chǔ)層。
    DF2井實(shí)際施工中水平段鉆井液密度控制在0.97～1.05g/cm3，山1段氣層壓力系為0.96，基本實(shí)現(xiàn)了近平衡壓力鉆井。
    DP3井實(shí)際施工中水平段鉆井液密度控制在0.94～1.05g/cm3，下二疊統(tǒng)下石盒子組3段(以下簡(jiǎn)稱(chēng)盒3段)氣層壓力系為0.95，實(shí)現(xiàn)了平衡壓力鉆井。大部分井段實(shí)現(xiàn)了微欠平衡鉆井。DP3井完鉆進(jìn)行了酸洗解堵，替酸液43m3，酸液密度1.02g/cm3。
2口水平井的實(shí)施取得了較好的成果，在山1段、盒3段氣層獲得了自然產(chǎn)能：DF2井山1段氣層按4×104m3/d配產(chǎn)，DP3井盒3段氣層按3×104m3/d配產(chǎn)。
4 初步形成了水平井近平衡鉆完井技術(shù)
DF2、DP3井雖然取得了初步成效，但成本較高，要實(shí)現(xiàn)水平井的規(guī)模開(kāi)發(fā)，還需進(jìn)一步優(yōu)化水平井方案，降本增效。DP3井無(wú)黏土相鉆井完井液體系所用空心玻璃微珠承壓能力有限，易碎，造成鉆井液密度上升，至使DP3井未能全面達(dá)到欠平衡鉆井，水平井鉆井完井液體系有待進(jìn)一步篩選和優(yōu)化。
    大牛地氣田石炭二疊系泥頁(yè)巖地層易水化膨脹、剝落，造成阻卡。這個(gè)問(wèn)題在DP3比較突出，在造斜段鉆遇上石盒子組泥巖2670～2774.37m井段多次遇阻遇卡(井斜62°左右)，當(dāng)時(shí)鉆井液失水過(guò)大，加劇了泥頁(yè)巖的水化膨脹、剝落，將鉆井液密度1.10g/cm3提高到1.19g/cm3，不能有效緩解阻卡，被迫填井側(cè)鉆，報(bào)廢進(jìn)尺140.88m。(水泥塞面2608.80m，從2633.49m開(kāi)始控時(shí)側(cè)鉆)側(cè)鉆時(shí)在該井段時(shí)依然遇阻、遇卡比較嚴(yán)重，井內(nèi)有掉塊，側(cè)鉆井段鉆井液密度由1.20g/cm3提高到1.23g/cm3，下套管前調(diào)整到1.24g/cm3。在今后水平井的施工中可適當(dāng)提高造斜段曲率，減少造斜段長(zhǎng)度，提高鉆井液的抑制性，控制失水。
    為此在DF2井的基礎(chǔ)上對(duì)鉆井完井液體系進(jìn)行了優(yōu)化，形成了無(wú)土相鉆井完井液體系及配套生物酶完井液[7]，并針對(duì)造斜段泥巖、煤層提出了鉆井液維護(hù)處理措施，優(yōu)化后方案在山1-2段氣層進(jìn)行了水平井開(kāi)發(fā)，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果，部分井實(shí)現(xiàn)了自然建產(chǎn)。其中DP6、DP9、DP11、DP15等井自然建產(chǎn)。
5 欠平衡水平井鉆井工藝初見(jiàn)成效
    為了有效保護(hù)氣層，在二、三類(lèi)氣層(盒1段、山2段氣層)進(jìn)行了欠平衡鉆完井工藝技術(shù)試驗(yàn)，其中DP4井、DP5井采用充氣欠平衡、DP14井采用氮?dú)馀菽菲胶狻?/span>
    充氣欠平衡、氮?dú)馀菽@井在盒1段儲(chǔ)層中成功實(shí)施，DP4井采用充氣無(wú)土相鉆井完井液體系，充氣量為50m3/min，計(jì)算循環(huán)當(dāng)量密度0.82～0.86，計(jì)算欠壓值1.24～2.74MPa，鉆井過(guò)程中多次測(cè)地質(zhì)后效可燃，其中一次持續(xù)140min，火焰高度為3～9m。該井在后期完井過(guò)程中，因鉆桿傳輸測(cè)井需要，轉(zhuǎn)為近平衡。該井未自然建產(chǎn)，但欠平衡在二、三類(lèi)儲(chǔ)層取得的效果為下部水平井欠平衡試驗(yàn)提供了較好的啟示，在隨后的DP14盒1段氣層中，優(yōu)選欠平衡循環(huán)介質(zhì)，進(jìn)一步進(jìn)行了欠平衡水平井試驗(yàn)。
    相關(guān)試驗(yàn)表明大牛地氣田儲(chǔ)層毛細(xì)管自吸力為3.5MPa，而DP4井充氣欠平衡欠壓值為1.24～2.74MPa，充氣欠平衡雖然達(dá)到了欠平衡的目的，但欠壓值不能有效克服毛管自吸力，雖然井底反應(yīng)為負(fù)壓，但對(duì)于儲(chǔ)層而言，未實(shí)現(xiàn)真正意義的欠平衡。為此DP14井選用了氮?dú)馀菽h(huán)介質(zhì)。
    DP14井充氮?dú)饬?0m3/min，基液排量5L/s，實(shí)鉆的井底循環(huán)當(dāng)量密度最低達(dá)0.2g/cm3，遠(yuǎn)低于該區(qū)預(yù)告壓力系數(shù)值0.93，欠壓值達(dá)7.63～17MPa，有效克服了毛細(xì)管自吸力，實(shí)現(xiàn)了真正意義的欠平衡，鉆進(jìn)過(guò)程中排砂口處長(zhǎng)明火持續(xù)燃燒，火焰高度為2～8m。實(shí)鉆井深為4147.03m，該井實(shí)鉆水平段長(zhǎng)度為1290.83m，在完鉆前鉆遇泥巖卡鉆處理事故32d，處理事故時(shí)轉(zhuǎn)換成無(wú)土相鉆井完井液，處理事故完畢下篩管完井，該井最終試氣無(wú)阻流量達(dá)6×104m3/d，以1.5×104m3/d投產(chǎn)。欠平衡水平井在大牛地氣田盒1段氣層取得初步成效，有望成為有效動(dòng)用盒1段探明儲(chǔ)量的有效技術(shù)手段之一。
6 結(jié)論與認(rèn)識(shí)
    1) 水基微欠平衡、近平衡在大牛地氣田一類(lèi)儲(chǔ)層(山1-2段、盒3段氣層)率先獲得突破，實(shí)現(xiàn)了自然建產(chǎn)，結(jié)束了大牛地氣田靠后期改造才能建產(chǎn)的歷史。基本形成了適合大牛地氣田致密砂巖氣藏一類(lèi)儲(chǔ)層的水平井近平衡鉆完井技術(shù)。
    2) 充氣欠平衡、氮?dú)馀菽菲胶馑骄@井工藝在難動(dòng)用儲(chǔ)量——三類(lèi)儲(chǔ)層(盒1段)試驗(yàn)初見(jiàn)成效，為有效動(dòng)用盒1段氣層探明未動(dòng)用儲(chǔ)量提供了技術(shù)儲(chǔ)備：①盒1段氣層砂體展布穩(wěn)定，不含煤，泥巖夾層少，砂巖鉆遇率高；②欠平衡鉆井有利于機(jī)械鉆速的提高；③DF1井水平井段平均機(jī)械鉆速達(dá)5.81m/h；④DP4井采用充氣無(wú)土相欠平衡鉆井創(chuàng)造了國(guó)內(nèi)陸地滑動(dòng)定向工藝最長(zhǎng)裸眼水平段記錄(1625.06m)，水平段平均機(jī)械鉆速達(dá)5.2m/h；⑤DP14井采用氮?dú)馀菽?，裸眼水平段長(zhǎng)1281.83m，水平段機(jī)械鉆速達(dá)5.74m/h。
    3) 欠平衡水平井水平段機(jī)械鉆速比常規(guī)水平井(平均2.71m/h)提高105%。配套井眼軌跡控制技術(shù)實(shí)現(xiàn)了欠平衡條件下井眼軌跡的有效控制。
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(本文作者：鄧紅琳 中國(guó)石化華北分公司工程技術(shù)研究院鉆井完井所)