利用岩石矿物分析技术解决钻井现场问题

近年来,天然气地下储气库在天然气保供、调峰方面起到越来越重要的作用,随之而来地下储气库钻井、作业工作量与日俱增,但由于注采井钻井和作业属于两个业务单位,彼此工作范畴交集比较少、相关资料无法共享等原因导致部分注采井在钻灰塞作业过程中泥浆失效。本文通过岩石矿物分析技术在地下储气库注采井钻灰塞作业中的应用实例,探讨如何解决钻井过程中泥浆失效的问题。     

我国地下储气库钻井完井技术现状与发展建议

地下储气库是目前世界上最主要的天然气储存方式和调峰手段,具有存储量大、储气成本低、安全系数大等优点,而钻井完井工程是地下储气库建设中耗资最大、历时最长的环节,且井筒完整性直接影响地下储气库长期运营的安全性和可靠性。目前,我国已建成枯竭气藏储气库和盐穴储气库共32座,初步形成了我国储气库特色钻井完井技术体系,包括枯竭气藏储气库的井型优化设计、超低压地层防漏堵漏与储层保护、韧性水泥浆固井、大流量注采完井和老井评价及再利用,盐穴储气库钻井完井、建腔及腔体形态控制、老腔改造利用技术和注采井筒完整性等特色技术,但与国外相比,在井眼尺寸、井型设计、工艺技术水平等方面均存在较大的差距,需要开展枯竭气藏储气库大井眼水平井钻井完井、盐穴储气库丛式定向井钻井、含水层储气库钻井完井和注采井筒完整性等技术攻关,形成完善的地下储气库钻井完井技术体系,以满足我国储气库高质量发展及国家能源战略的需求。      

我国地下储气库钻井完井技术现状与发展建议

地下储气库是目前世界上最主要的天然气储存方式和调峰手段,具有存储量大、储气成本低、安全系数大等优点,而钻井完井工程是地下储气库建设中耗资最大、历时最长的环节,且井筒完整性直接影响地下储气库长期运营的安全性和可靠性。目前,我国已建成枯竭气藏储气库和盐穴储气库共32座,初步形成了我国储气库特色钻井完井技术体系,包括枯竭气藏储气库的井型优化设计、超低压地层防漏堵漏与储层保护、韧性水泥浆固井、大流量注采完井和老井评价及再利用,盐穴储气库钻井完井、建腔及腔体形态控制、老腔改造利用技术和注采井筒完整性等特色技术,但与国外相比,在井眼尺寸、井型设计、工艺技术水平等方面均存在较大的差距,需要开展枯竭气藏储气库大井眼水平井钻井完井、盐穴储气库丛式定向井钻井、含水层储气库钻井完井和注采井筒完整性等技术攻关,形成完善的地下储气库钻井完井技术体系,以满足我国储气库高质量发展及国家能源战略的需求。     

地下盐穴储气库注气排卤及注采完井技术

盐穴地下储气库是利用地下较厚的盐层或盐丘,采用人工方式在盐层或盐丘中水溶形成洞穴储存空间来存储天然气,是储气库的主要类型之一。盐穴储气库建成后第一次注气排卤及注采完井是储气库建造和应用以及安全运行的关键。为了满足我国首座盐穴储气库--金坛盐穴储气库建设的需要,根据该储气库建库的特点,进行了注气排卤及注采完井工艺技术研究,通过注气排卤及注采完井方案的优选,制定了现场施工工艺,形成了我国盐穴储气库注气排卤及注采完井配套工艺技术,并成功运用于该储气库已有溶腔改造的5口井中,填补了我国盐穴储气库的注气排卤及注采完井工艺技术的空白。     

华北储气库井控压钻井技术首次试验成功

2月2日,渤海钻探第五钻井公司70003钻井队承钻的华北储气库苏49K平5井,首次成功应用控压钻井技术,标志着公司深井复杂结构井钻井技术再上新台阶。控压钻井技术通过迅速调整钻井液密度,调整井     

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钻注采井是建设枯竭油气藏储气库的重要环节。在建设大张坨储气库时，大港钻采工艺研究院对枯竭油气藏地下储气库注采井的钻井工程进行了详细研究，形成了该类储气库注采井的钻井技术，并对大张坨、板876、板中北高点地下储气库进行了钻井工程设计。从完井测试及注采生产情况来看，应用效果较好，基本能够满足储气库建设的要求。文章以大张坨储气库为例，从井口布置及井眼轨道优化、井身结构设计、套管柱设计、套管柱设计、固井设计、钻井液体系和储层保护设计、重点施工措施以及钻探效果等方面阐述了利用枯竭油气藏建地下储气库的钻井技术。     

榆37-2H国家储气库注采试验井钻井技术

地下储气库是在较深的地下利用一个完全封闭的构造体,在地面用泵送办法把天然气注入到这个构造中储存起来,在需求量大时,通过生产井把天然气采出到地面输送到用户。储气库是下游用户用气调峰、国家能 源安全的重要保障,是促进集团公司天然气业务快速、安全、有序发展的重要途径。榆37-2H井是长庆油田储气库项目组部署的首口大井眼注采试验水平井,井身结构为四开制大井眼水平井,井眼轨迹穿过延长组、刘家沟组易漏地层和石千峰组、石盒子组等易垮塌地层,大井眼井的施工对钻井工具的选择、井壁稳定、井筒清洁、井眼轨迹控制、各层套管下入、固井完井等钻井工艺都提出了更高的要求,根据榆37-2H井地层可钻性差、浸泡周期长、钻具 扭矩大、储层薄、地层不确定程度高的施工技术难点,通过井身结构和钻井液体系的优化、精心设计钻具结构以及有效的钻井技术,使该井顺利完工,为以后钻类似井提供了有益的借鉴。     

长庆储气库长水平段注采井钻完井实践

长庆储气库水平注采井,水平段最长达到1 819 m,地层压力系数约为0.72,且低孔低渗,给储气库钻完井带来了较大的技术难度。本文通过对长庆地区钻完井技术的井身结构、固井质量、地层承压能力和套管密封等分析和设计,完成了试验1H和2H井的钻探。实践表明,长庆储气库长水平段注采井应优选四开大尺寸井身结构,采用可酸溶的屏蔽暂堵钻井液可满足长水平段钻井需要,储层漏失压力可满足常规分级固井工艺要求,采用先进的成像测井技术IBC检测固井质量,结果表明固井质量满足设计要求。通过油套管管柱的气密性检测技术,提高了井筒的完整性。     

欠平衡钻井技术在冀中饶阳凹陷长6井的应用

欠平衡钻井技术是准确发现和评价油气资源的方法之一,尤其适合评价和开发低压低渗油气层。针对长6井的钻探存在邻井资料少、地层可钻性差、钻井深度大、施工难度大的情况,通过优化井身结构、优选钻头、钻具组合及钻井液体系,采用欠平衡钻井技术,取得了较好的钻井效果。现场应用表明,采用欠平衡钻井技术,能及时准确地发现油气藏并有效保护储层,提高机械钻速,缩短钻井周期,节约钻井成本,为华北油田潜山油藏欠平衡钻井技术的大规模应用奠定了较好的基础。     

低压油气藏改建地下储气库储层保护

大张坨地下储气库是我国第一座天然气地下储气库，其实践经验对我国储气库建设具有重要意义，储层保护是利用油气藏建设天然气地下储气库的关键技术之一。在概述储层保护的基础上，介绍了储层保护的指导思想，从储层特性分析技术、保护储层的钻井配套技术、固井配套技术、测试求产配套技术4个方面，详细说明了大张坨地下储气库12口注采井建设全过程储层保护的19个技术要点。从钻井效果、固井效果、完钻电测、油气测试和注采能力5个方面对储层保护效果进行了系统评价，探索出一套低压油气藏建设地下储气库的储层保护综合配套技术体系。     

文23地下储气库关键工程技术

文23储气库是我国中东部地区最大储气库,工程建设过程中遇到固井难度大、井漏严重、井筒封闭性评价困难、注采管柱要求高和老井井况复杂等技术挑战,为此开展了盐膏层固井、超低压储层防漏及保护、盖层段井筒封闭性评价、注采完井管柱设计和老井封堵与评价等技术攻关,形成了文23储气库关键工程技术,解决了文23储气库建设中的技术难题。文23储气库关键技术在现场应用后,固井质量显著提高,钻井液漏失量降低52.3%,井筒封闭性评价提高了施工决策效率,保障了储气库工程建设的顺利施工。文23储气库示范工程的建设,为类似储气库建设提供了技术保障和示范。      

枯竭砂岩气藏型储气库录井关键技术研究

井筒封闭性对储气库的建设至关重要。枯竭砂岩气藏型储气库断层发育，在其建设过程中，存在井漏频发、盐膏层段固井质量难以保证等工程技术难题，对井筒完整封闭性构成潜在风险。为此，以文23储气库为例，研究了枯竭砂岩气藏型储气库录井关键技术。利用文23储气库注采气井的钻井录井资料，并结合前期勘探开发资料，从盖层封闭性、断层封闭性2个角度评价了井筒封闭性，建立了该储气库沙三段盐膏层断缺条件下的盖层识别与评价方法，形成了基于钻井液出口流量曲线变化形态的井漏原因判别模式和断层封闭性评价方法；为了提高井筒封闭的完整性，建立了该储气库沙三段盐膏层发育和断缺2种条件下钻穿盖层底界5.00～10.00 m卡准中完井深的方法。应用实例表明，以上述方法为核心形成的枯竭砂岩气藏型储气库录井关键技术，从地质和工程2方面解决了储气库井筒封闭性录井评价难题，有助于提高录井对储气库建设的技术支持力度与技术服务质量。      

长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术

针对长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井施工中井眼轨迹控制困难、储层钻遇率低、机械钻速低、井壁易垮塌和易发生井漏等问题,分析了钻井技术难点,研究了旋转导向智能井眼轨迹控制技术、近钻头方位伽马成像技术和工程参数监测技术,进行了钻头选型优化,并研究应用纳米成膜封堵水基钻井液技术,形成了长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术,能够精准控制井眼轨迹、提高储层钻遇率、保障井下安全和提高机械钻速。长庆油田桃XX井应用旋转导向技术及相关配套技术,安全高效地完成了水平段长4466 m、井深8008 m的钻井施工,储层钻遇率高达96.6%,创造了长庆油田井深最深、亚太区陆地水平段最长的纪录。研究结果表明,长庆油田小井眼超长水平段水平井钻井技术的现场应用效果良好,具有较好的推广应用价值。      

金坛盐穴地下储气库建库关键技术综述

金坛盐穴储气库是中国第一个盐穴储气库，建设金坛盐穴地下储气库是一个比较复杂的系统工程，建库中通过摸索形成和运用了多项关键技术。①地质评价：对建库区域的选择和溶腔密封性至关重要；②溶腔设计及稳定性评价：是确保溶腔稳定的最佳形态并达到体积最大化的技术保障；③造腔技术：是整个建库工程的核心，它是能否实现所设计的理想溶腔形态和体积的关键；④声纳检测技术：确定造腔过程和最终溶腔的体积和形态；⑤完整性测试溶腔：是能否开始建造和建造后可否投入运行的关键；⑥热动力模拟：是编制盐穴储气库运行计划并为地面设施配套的重要依据；⑦老腔井筒改造技术：部分形态较好的采盐溶腔改建成为储气溶腔，加快了储气库建设进程。金坛储气库的建设使中国具备了建设同类地下油气储备库的技术实力。     

大位移双分支水平井在长北项目的实践及创新

长北天然气合作开发区块,是中国石油天然气股份公司与壳牌(中国)勘探与生产有限公司的天然气合作开发区块。为提高整体开发效率,加快长北合作气田产建进程,从2005年开始了在长北合作区块的开发。在钻井工艺方面,提出了应用大位移双分支水平井开发的思路,根据工艺技术要求,进行了包括井身结构优化、泥浆体系优选、钻头优化、钻具组合优选等多方面的配套技术研究,形成了成熟的"八大特色钻井工艺技术"。通过钻井实践表明,应用该项技术,与常规钻井相比较,气井开发效率可以得到大幅度提高,是提高产建速度、缩短产建周期的有效途径。     

高含硫气田钻井工程技术难点及应对措施——以土库曼斯坦阿姆河气田为例

阿姆河右岸气田是土库曼斯坦主要产气区之一。为保障2006年中国政府同土库曼斯坦政府签署的300×10⁸ m³天然气供应合同的顺利实施,首先对该合同区块过去勘探开发历程以及地质、工程情况作了深入分析,总结了该区块存在的工程难点、风险,并重点研究了钻井作业速度低和钻井报废的原因;然后,提出了满足高产气井的合理井身结构设计方案和井控装置配套方案,以及各层套管需要解决的地质工程难点,最后,制订了第三、四次开钻钻进控制盐水浸、膏盐溶解、膏盐缩径、井涌井喷等工程风险的应对技术措施。从2008年5月第1口井开钻到2012年5月,共钻井48口,无1口井报废,成功率达100%,平均建井周期156.75 d,平均机械钻速3.17 m/h,创造了该区钻井记录,形成了适合阿姆河右岸高温、高压、高含硫气田的一整套钻井技术。     

北美天然气储气库建设的经验与启示

北美地区是天然气储气库建设起步最早、规模最大的地区,通过对其天然气储气库建设历史的回顾和现状分析,得出如下结论：①北美地区目前是天然气储气库建设最成熟的区域;②天然气工业快速发展和管道建设促进了储气库的建设;③储气库注采周期与地质条件相关;④注采井一般遵循“大进大出”原则,从钻井和固井等方面综合考虑设计方案;⑤采用设置观察井、老井封堵和注采井安全措施等方法来保障储气库安全运行;⑥完备的法律法规和标准规范促进了储气库建设。我国天然气储气库建设相对滞后,借鉴北美地区成熟的储气库建设经验,针对国内储气库建设提出如下建议：①加强天然气储气库建设要与管道建设紧密联系在一起,这是安全平稳供气、天然气行业快速健康发展的有力保障;②重视储气库建设前期评价和研究工作;③要注重气井安全,保障储气库安全运行;④应制定和完善相应标准和规范、法律法规,以指导储气库建设。     

气体介质条件下的固井技术

近年来,四川油气田大力推广应用了气体钻井技术,对于大幅度提高机械钻速和避免井漏等钻井复杂情况起到了十分重要的作用。为了避免气体钻井结束后替入钻井液可能引发的井漏、井眼不稳定等复杂情况,缩短钻井周期、降低钻井成本,进一步提高固井质量,在川渝地区探索实践了气体介质条件下339.7 mm表层套管和244.5 mm技术套管共18井次的干井筒固井作业,基本形成了一套气体钻井后干井筒（井眼内为纯气体时的井筒简称为干井筒）固井工艺技术方案与措施。在干井筒固井施工过程中,主要作业环节的工艺技术包括：气体介质条件下井眼准备及下套管技术、非连续液相注水泥技术等,并介绍了防井漏、防井壁失稳、防环空堵塞等技术。实践表明：干井筒固井施工的固井质量明显高于常规固井的质量;注水泥浆施工工程风险小;可消除气体钻井结束后替入钻井液再固井作业可能带来的井下复杂情况。     

元坝12-1H超深井开窗侧钻技术

元坝气田长兴组气藏储量巨大,但由于气藏埋深接近7 000 m,面临多压力系统、井底高温高压、高含硫化氢等诸多技术难题。元坝12-1H井作为第1口实施开窗侧钻的开发井,钻井过程中遇到开窗点超深、地层可钻性差、超深井测量信号传输困难、地层温度高等技术难点。根据目标靶点结合实钻井眼轨迹,优化井眼轨道设计方案,优选开窗点位置,避开套管接箍和复杂层位,采用卡瓦坐封式斜向器+硬地层专用铣锥进行开窗作业,选择适合小井眼和耐高温的无线随钻仪器和螺杆钻具,优化调整钻具组合,形成了适用于元坝超深井的开窗侧钻钻井技术。该井自6 330 m处开窗,开窗时间26 h,侧钻至井深6 955 m完钻,最大井斜62.4°,全角变化率控制在16(°)/100 m以内,侧钻总进尺625 m,钻遇各类气层88.6 m,保证了地质目标的实现,为同类井的施工提供了较强的技术支撑。