气体钻井技术在川渝地区的应用

气体钻井技术在川渝地区的应用四川石油管理局钻采工艺技术研究院二００六年六月气体钻井技术在川渝地区的应用（四川石油管理局钻采工艺技术研究院艾惊涛）一、概况川渝地区气体钻井技术的发展主要经历了三个阶段：第一阶段，上世纪60～70年代，开展了天然气钻井技术的试验，用于保护和发现油气层，并取得了一些经验。受到当时气体钻井装备的限制，天然气钻井经过一段时间的试验很快陷于停顿状态。第二阶段，上世纪90年代，很多的气田的开采都到了后期，储层压力系数远远低于1，迫于石油天然气的勘探开发形势的需要，在修井作业中开展少量气体修井工作，主要是应用柴油机尾气工艺技术，但气体钻井的成功经验非常少，对国外气体钻井技术了解不多，再加上气体钻井装备投资大，使得该项技术在川渝地区的发展缓慢。第三阶段，进入21世纪后，比较系统地研究气体钻井理论与装备，并进行大量试验，气体钻井初具规模。有三个方面的因素加快了气体钻井技术的发展，第一个原因就是钻井工程技术服务走向国际市场、降低成本提高效益的需要，“伊朗项目”迫使我们不得不采用气体钻井技术；第二个原因就是随着国民经济的快速发展，石油天然气供求矛盾日益突出，急切需要在国内找到更多的石油天然气资源，气体钻井技术是解决“难动用资源”有效技术途径之一；第三个原因就是解决钻井工程复杂的需要，由于近几年石油天然气勘探工作量加大，钻井面临的难度也加大，钻井速度慢、井漏复杂成为制约勘探开发的瓶颈，这也迫使我们加快气体钻井技术的发展。经过几代石油人的不断探索，气体钻井装备不断配套完善，气体钻井工艺日益成熟，气体钻井专业化服务队伍逐步壮大。2004年专业化重组通过整合钻井公司资源，组建了专业化的空气钻井公司，气体钻井装备得到升级换代。现有各型空压机31台，供气能力达到900m3/min，各型增压机18台，膜制氮4套，制氮能力210m3/min，雾泵4台，空气钻井公司现有专业技术服务人员51人，具备5口井同时作业的能力。截止2006年5月在川渝地区有针对性的开展了各种类型气体钻井77井次，其中空气/泡沫40井次，氮气钻井19井次，天然气15井次，尾气钻井3井次，气体钻井技术逐渐走向成熟。二、川渝地区气体钻井应用情况气体钻井主要有以下几种用途：1）提高钻井速度；2）发现和保护油气层；3）治理井漏。（一）提高钻井速度川渝地区深探井地质复杂，可钻性差，大尺寸井眼长，机械钻速极低，例如：七里北1井钻井周期长达452天，平均机械钻速1.29m/h，钻具事故频繁，严重制约了川渝地区的天然气勘探开发进程。集团公司科技局把四川七里北地区气体钻井列为2005年“重大现场试验”项目，随着七北101井多种气体循环介质钻井试验的成功，极大地鼓舞了气体钻井的发展势气，展开了四川气体钻井新篇章。以下是气体钻井提高钻井速度的典型范例：1、七北101井针对七里北1井钻井难点，经过充分论证，优化了井身结构及气体钻井方案，设计并采用了泡沫、空气、氮气三种气体钻井方案，气体钻井总进尺2709m，占设计井深的55%，机械钻速提高了3～15倍，最大井斜仅2.45º，且井径规则，未发生井漏、断钻具、垮塌等井下复杂。仅用106天完成了4900m设计进尺和飞仙关的勘探任务，加深钻完长兴仅用156天，实际完钻井深5287m，钻井周期173天，与同构造的七里北1井相比，缩短钻井周期269天，在地质复杂和加深的情况下，完成了七北101井钻井周期控制在180天以内的提速目标。该井的提前完井，不仅使飞仙关预测储量422.99×108m3升级为控制储量348.88×108m3，而且在七里北构造长兴组生物礁勘探取得重要新发现。七北101井与七里北1井钻速对比层位钻头七北101井（气体）七里北1井（钻井液）钻速提高倍数井段m介质平均钻速m/h井段m平均钻速m/h沙溪庙444.5115～274泡沫8.30147～2963.031.74沙溪庙311.21750～2056空气16.641750～20622.934.68须家河215.92587～2944氮气12.054061～42820.7814.44雷口坡～嘉陵江215.92944～3426氮气15.734282～44011.698.3七北101井与七里北1井进度对比井段m循环介质钻井时间（d）时间差（d）七北101井七里北1井0～30.00无固相钻井液330～320.23空气泡沫516-11～472.00无固相钻井液72+5～2056.35纯空气1083-73～2587.6聚合物钻井液2724+3～3426.11氮气7126-118累计/59256-197该井试验创造了多项记录，其中单只空气锤进尺达1381m。川渝地区须家河地层是最难钻的地层，以石英砂岩为主，一直以来是川渝地区最难钻的井段，厚度500m左右，一般用7～10只钻头才能钻完该层段，钻进周期一般超过1个月。七里北1井须家河井段534m，共使用9只钻头，其中包括最新型的7只宽齿钻头，平均每只钻头进尺59.3m，作业周期56天。须家河也是区域性的产层，七北101井在该井段采用氮气钻井，钻井进尺835.11m，进入嘉四415m结束，平均机械钻速13.73m/h，是七里北1井机械钻速（1.69m/h）的8倍；氮气钻井用1只牙轮钻头钻完353m须家河和43m雷口坡，作业周期仅2天，单只钻头进尺是常规钻井进尺的6倍，单只钻头穿越353m的须家河地层，机械钻速达到12.05m/h，是七里北1井0.78m/h的15.4倍。2、东升1井该井在311.2mm井眼，700～3276m井段采用纯空气钻井，进尺2576m，占设计井深的42%，平均机械钻速12.3m/h，是邻井七里北1井机械钻速1.20m/h的10.3倍。对比结果见下表：东升1井与七里北1井钻速对比层位钻头尺寸mm东升1井（空气）七里北1井（钻井液）钻速提高倍数井段m介质平均钻速m/h井段m平均钻速m/h沙溪庙311.2700～3276空气12.301750～32821.209.3东升1井与七里北1井进度对比井段东升井循环介质钻井时间（d）时间差（d）东升1井七里北1井0～700m钻井液25261700～1750m空气669631750～3276空气15149134700～3276m空气钻井节约时间空气212181970～3276m节约总时间空气462441983、黄金1井该井是在七北101井和东升1井气体钻井获得成功后，为探索高陡构造空气钻井技术而进行的一口试验井。地层倾角达64°，311.2mm井眼纯空气钻井钻至井深2518.18m，进尺1544.18m，平均机械钻速7.85m/h，是邻构造类似井坡西1井的4.3倍；黄金1井最大井斜14.5°，坡西1井最大井斜18.9°。通过该井的试验在高陡构造上采用空气钻井见到了很好的提速效果，同井段比较，节约钻井周期43天，为今后高陡构造防斜打快降低钻井成本提供了很好的经验。黄金1井空气钻井试验井眼尺寸mm层位循环介质井段m进尺m钻速m/h311.2沙溪庙～凉高山空气974～2518.331544.337.85010002000300040005000600001020304050井斜，°井深，m坡西1(地层倾角22°)黄金1（地层倾角64°）黄金1井与坡西1井井斜对比图4、普光D-1该井是中石化普光气田评价井，设计井深5506m，空气钻井井段：564～3002m，进尺2438m，平均钻速7.23m/h，提高4～5倍，单只钻头平均进尺488m。与成规钻井相比节约钻井周期80天，节约钻头10只。024681012老君1普光D-1大弯2马1清溪1普光A-2老君3气体钻井常规钻井普光气田空气钻井速度对比(二)发现和保护油气层1、河包场须家河勘探取得重大突破河包场构造须家河组气藏为岩性－构造复合气藏，勘探面积约1600Km2。采用气体钻井之前，须家河没有获得工业性气流。2004年包浅4井采用天然气钻井在须家河组勘探获得重大突破，在须四获得井口测试产量1.57×104m3/d。2005年包浅1、包浅201、包浅4-X2、包浅202井勘探取得新进展。其中，包浅4-X2天然气钻井获得测试产量4.6×104m3/d，产量最高；包浅201井氮气钻井，测试天然气产量3.77×104m3/d，原油产量18m3/d，同时探明了储层油气水关系。河包场须家河实施气体钻井前测试数据井号层位气井类型显示测试情况气（×104m3/d）水（m3/h）包13井T3x4工业气井后效气浸井涌1.55包1井T3x2小气井气浸0.109包2井T3x2微气井无包65井T3x2小气井井喷0.34足2井T3x2小气井无显示0.36T3x2小气井后效浸井涌0.3651.65河包场须家河气体钻井获产数据井号层位井眼尺寸mm井段m介质产量×104m3/d包浅4须家河152.41630～1960天然气1.57包浅201须家河152.41396～1850氮气3.77油18m3/d包浅1须家河152.41391～1902天然气1.23包浅4－X4须家河152.41848～2430天然气0.5包浅202须家河152.41241～1770天然气0.5包浅4－X2须家河152.41824～2188天然气4.6通过气体钻井展示了河包场地区须家河气藏巨大勘探潜力，估算须二、须四天然气地质储量约680×108m3。2、首次采用天然气钻水平井获得成功白浅111H井采用天然气、柴油机尾气钻成了国内第一口水平井，完井测试获气6.85×104m3/d，产量比同场采用水基钻井液钻成的白浅109H井提高了近20倍，较白浅108大斜度井提高了7倍多。白马庙白浅111H丛式井组钻井效果对比表井号井型钻井介质改造前气量×104m3/d改造措施改造后气量×104m3/d白浅111H水平井段长245m尾气天然气6.85未改造白浅120H水平井段长415m常规2.28未改造白浅108定向井泥浆欠平衡0.8310加砂压裂4.53白浅109H水平井段长215m泥浆欠平衡0.3020加砂压裂5.343、天然气钻井技术使老气田焕发青春平落19井是四川盆地平落坝潜伏构造上一口开采后期的开发井，目的层为须家河组，地层压力梯度仅为0.70MPa/100m，在须二段进行天然气钻井，经钻具测试，天然气产量47.27×104m3/d，比同构造以前所钻井的平均测试产量提高了3倍，是该构造测试产量最高的一口井，取得了衰竭性油气田开发的突破。是国内采用天然气钻井井深最深(3760m)、天然气产量最高的一口井。平落19井与同一构造邻井产量对比表井号套压MPa测试气产量(×104m3/d)平落19井14.83947.271平落2井10.713.0526平落8井12.08.2684平落17井9.412.6958平落18井16.512.7564、小井眼、大斜度气体钻井取得突破中75井是采用纯天然气钻成的国内第一口104.8mm小井眼大斜度井。该井在须家河地层，2390～2500.50m井段，井斜80°、水平位移112m的情况下，分别使用104.8mm单牙轮和金刚石钻头钻进尺110.50m，平均机械钻速4.87m/h。探明了该构造须三储层情况，也为勘探开发储备了一项新的技术。5、广安地区展示良好勘探前景广安构造广安2井、广安101井和老井试修中在须家河组获得了新的勘探发现，地质认识进一步深化，展现了很好的勘探前景。由此，中石油股份公司作出了2006年广安构造探明地质储量1000×108m3的总体目标部署。整体部署探井42口，分三批滚动实施，2005年实施11口井；2006年6月底以前完成第二批20口评价井；2006年9月底前完成第三批评价井。第一批探井已实施10井氮气钻井，其中5口井获得良好油气显示，展示了岩性气藏的巨大勘探前景。广安氮气钻井获气情况统计表井号层位井段m井眼mm气体类型进尺m获气情况×104m3/d广安3须家河1838～1851.99152.4氮气13.992.2759广安4须家河1902.5～2368152.4氮气465.5无显示广安5须家河2109～2388152.4氮气2790.8612广安7须家河1955