文23储气库钻井工程关键技术.pdf

文章编号：10007393(2023)02016007DOI:10.13639/j.odpt.2023.02.005文 23 储气库钻井工程关键技术廖权文1胡建均1史怀忠2宋恒宇31.中石化中原石油工程有限公司；2.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室；3.中国石油集团工程技术研究院有限公司引用格式：廖权文，胡建均，史怀忠，宋恒宇.文 23 储气库钻井工程关键技术J.石油钻采工艺，2023，45（2）：160-166.摘要：文 23 储气库地层压力低、层系复杂、流体矿化度高，长期交变注采易造成生产套管及水泥环失效，给钻完井工程带来了一系列挑战。从文 23 储气库井身结构、钻井液体系、储层保护、井筒密封完整性等方面着手，优化形成了适用于文 23 储气库井的三开次和四开次井身结构设计方案，研发出了适用于文 23 储气库低压、易漏储层的微泡防漏钻井液体系，优化设计了以可自降解超细钙、可变形封堵剂、微纤维为主要屏蔽暂堵剂的储层保护基础配方，研制了适用于非盐层段技术套管、盐层段技术套管以及生产套管段的水泥浆体系，结合配套的固井工艺，形成了盐盖层和低压易漏地层固井技术。现场应用结果表明，该技术有效保护了文 23 储气库枯竭储层，提高了井筒密封完整性，进而保障了储气库的安全平稳运行。关键词：文 23 储气库；钻井；井身结构；储层保护；井筒密封完整性中图分类号：TE242文献标识码：AKey technologies in drilling engineering of Wen 23 underground gas storageLIAOQuanwen1,HUJianjun1,SHIHuaizhong2,SONGHengyu31.SINOPEC Zhongyuan Oil Engineering Co.,Ltd.,Fuyang 457001,Henan,China;2.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum(Beijing),Beijing 102249,China;3.CNPC Engineering Technology R&D Company Limited,Beijing 102206,ChinaCitation:LIAOQuanwen,HUJianjun,SHIHuaizhong,SONGHengyu.KeytechnologiesindrillingengineeringofWen23undergroundgasstorageJ.OilDrilling&ProductionTechnology,2023,45(2):160-166.Abstract:TheWen-23gasstoragefeatureslowformationpressure,complexformationsystemsandhighformationfluidsalinity.Thelong-termalternatinginjection-productiontendstotriggerthefailureofproductioncasingandcementsheaths,whichbringsaseriesofchallengestodrillingandwellcompletionengineering.Fromtheperspectivesofthecasingprogram,drillingfluidsystem,reservoirdamagepreventionandwellboreintegrityofwellsintheWen-23gasstorage,thedesignschemesofthethirdandfourthcasingsectionswereoptimized,andthemicro-foamlostcirculation-preventivedrillingfluidsystemsuitableforlow-pressureandhighly-permeablereservoirsoftheWen-23gasstoragewasdeveloped.Thereservoirdamagepreventionbasicformulawaspresented,whichmainlyconsistsofself-degradableultrafinecalcium,deformablepluggingagentsandmicro-fibersasmaintemporarypluggingagents,andthecementslurrysystemssuitablefornon-saltintermediatecasingsection,salt-rockintermediatecasingsectionandproductioncasingsectionweredeveloped.Suchslurrysystemstogetherwiththematchingcementingpracticesformthecementingtechnology of salt caprock and low-pressure thief zones.Field applications showed that this technology effectively protects the基金项目:中石化集团公司项目“枯竭砂岩气田改建储气库钻完井关键技术研究”(编号：JP14028)。第一作者:廖权文(1981-)，2005 年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事钻井工程管理与研究工作，高级工程师。通讯地址：(457001)河南濮阳市中原路 277 号。E-mail：通讯作者:史怀忠(1974-)，2009 年毕业于中国石油大学(北京)油气井工程专业，现从事钻完井工程研究工作，研究员。通讯地址：(102249)北京市昌平区府学路 18 号。电话：[phone]。E-mail：第45卷第2期石油钻采工艺Vol.45No.22023年3月OILDRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGYMar.2023depletedreservoiroftheWen-23gasstorage,improvesthewellintegrity,andthus,ensuresthesafeandstableoperationsofthegasstorage.Key words:Wen-23gasstorage;drilling;casingprogram;reservoirdamageprevention;wellintegrity 0 引言储气库作为战略储备、季节调峰保供手段，被广泛应用1-2。国外储气库建设已有上百年历史，1915 年加拿大建设了世界首座储气库3，截至2017 年底，全世界在役储气库总工作气量可达4164亿 m3，占当年天然气消费量的 11%，主要集中于美国、欧盟、俄罗斯4，这些储气库以气藏型储气库为主，约占 67%5-7。储气库建设有自身的特殊性，需要满足长周期交替注采工况下的运行安全，因此对其井筒质量有较高的要求。针对储气库的特殊需求，前人已开展了大量研究，形成了一系列的关键技术。袁光杰等8开展了国内地下储气库钻完井技术现状分析，详细介绍了国外储气库建设在注采井寿命、钻井方式及井型、井身结构、钻进工艺、固井、完井、老井封堵和注采等方面采用的最新理念和技术。陈显学等9重点开展了储气库固井技术研究，根据钻遇地层的特点及时调整钻井液性能和密度，并进行随钻堵漏和承压堵漏，为固井施工创造良好条件，应用高强低密度水泥浆降低静液柱压力，盖层段应用胶乳水泥浆固井，增强防气窜能力。谭宾10针对相国寺储气库面对的工程难题，系统研究了轨迹优化设计与控制技术、气体钻井技术、超低压储层保护技术、井筒完整性控制技术，形成枯竭型气藏储气库钻完井配套技术，在相国寺储气库建设过程中取得了较好的应用效果。党文辉等11针对呼图壁储气库钻完井中井筒工作液深度侵入储层造成储层严重损害难题，提出了强化抑制能力、弱化岩石表面液体润湿性、提高暂堵能力的钻井液技术，优选了胺基抑制剂、ABSN 等处理剂优化现场钻井液体系。文 23 储气库建设规模巨大，建设完成后整个储气库群存储容量达 100多亿 m3，居国内首位12。2019 年 3 月，一期工程 66 口新井全部完钻后陆续投注，截至2019 年7 月15 日，日注气量1400万m3/d，气库累计注气量 13.87亿 m3。文 23 储气库构造上位于东濮凹陷中央隆起带北部文留构造高部位，构造总体为基岩隆起背景上继承发育的断层复杂化的背斜，区域断层将气田分割为主块、东块、西块、南块 4 个独立断块区。气田地层层序自下而上为：中生界，新生界下第三系沙河街组、东营组，新生界上第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。沙河街组又细分为沙四段、沙三段、沙二段、沙一段。含气层系为沙河街组沙四段，埋藏深度 27503120m，地层压力 4.4424.42MPa，压力系数 0.150.80，为超低压系统。储气库盖层为沙三段文 23 盐，分布广、厚度大(400600m)。由于储气库建设特殊性和文 23 气田地质特征，给高质量钻完井带来巨大挑战，主要有以下几个方面：(1)地层压力系统紊乱，呈现“高低”或者“低高低”特征，对井身结构、储层保护和固井等提出更高要求。(2)以巨厚盐膏层为盖层储气库，国内外无相关建库经验，巨厚盐膏层固井质量及套管强度要求高。(3)要求储气库有 50 年寿命，30 年不动管，注采井强注强采，周期循环，套管和环空水泥强度、密封性须能承受寿命周期内强注强采要求，保证储气库安全平稳运行。(4)文 23 气田断层发育，易发生井漏，严重影响安全钻井和固井质量13。1 井身结构设计具有复杂地层特性的储气库井，其设计方法不同于普通井14。综合考虑传统设计法中的压力(井筒内的压力与地层压力)平衡、自上而下设计法对地层不可预见性、必封点等因素，以及目前的装备及技术水平与后续的注采工艺要求，以保证盖层和目的层固井质量为最终目标，考虑必须要封固的特殊点位，设计出符合要求的井身结构15。本储气库井身结构设计原则如下16。(1)针对“高低”地层压力特征的储气库井，立足“一个专打”的原则，即储层专打，提出了三开次井身结构方案。其中二开封固储层以上地层，保证储层专打。三开次井身结构方案见表 1。(2)针对“低高低”地层压力特征的储气库井，立足“两个专打”的井身结构设计原则，即盖层专打、储层专打，提出了四开次井身结构方案。其中二开封固低压易漏地层，保证盖层专打，为盖层安全钻进和固井质量创造条件；三开封固储层以上高压地层，保证储层专打；三开采用330mm 钻头，下廖权文等：文 23 储气库钻井工程关键技术161273.1mm 套管；四开需要保证套管与井眼之间环空间隙的尺寸，进而保障固井质量。四开次井身结构方案见表 2。表2四开次井身结构设计Table2Casingprogramdesignforthefourthcasingsection开次井段/m地层钻头直径/mm套管外径/mm水泥返深一开0300平原组558.8473.08地面二开3002400沙三中444.5365.10地面三开 24002750 沙四段1330.0273.10地面四开 27503250 沙四段7235.0177.80地面 2 钻井液及储层保护技术 2.1 微泡防漏钻井液体系针对文 23 储气库储层段低压、易漏等特点，通过承压封堵性、抑制性、润滑性、储层保护等方面优化，研制出抗温 120、密度 0.851.0g/cm3可调微泡防漏钻井液体系，配方为：3%5%膨润土浆+0.5%1%发泡剂+0.2%0.4%XC+1.5%2.5%降滤失剂+0.5%2%抑制剂+1%2%胶束促进剂+0.1%0.3%杀菌剂，能满足文 23 储气库储层段安全施工和储层保护要求。微泡防漏钻井液通过物理搅拌产生均匀泡沫，这些泡沫具有“聚能”作用，表现出一定的刚性，在井底高压条件下具有低密度而且流变性好特点，微泡防漏钻井液性能参数见表 3，不影响钻井液循环及 MWD 等井下工具的使用，同时能有效防止低压裂缝性地层漏失(见图 1、图 2)，保护油气层，降低钻井成本，能满足文 23 储气库低压枯竭油气层的安全施工和储层保护要求。文 23 储气库三开储层段虽然部分井段地层压力系数仅为 0.10.3，但仍存在部分未开发层地层压力系数在 0.81.2。当钻遇异常高压地层，必须对微泡防漏钻井液体系快速加重时，利用储气库二开饱和盐水钻井液与微泡防漏钻井液混合，加快钻井液配制时间。微泡防漏钻井液与二开 1.50g/cm3饱和盐水钻井液不同配比实验结果见表 4，可以看出，微泡钻井液与现场二开饱和盐水钻井液混合后钻井液流变性、黏切等各项性能可以满足现场施工要求，为文 23 储气库三开储层段钻进做好了准备。2.2 储层保护设计枯竭型气藏储气库对储层保护要求高，要保证气注得进、采得出17-19。通过储层伤害因素分表1三开次井身结构设计Table1Casingprogramdesignforthethirdcasingsection开次井段/m地层钻头直径/mm套管外径/mm水泥返深一开0300平原组508.0406地面二开3002750沙四段1340.0273.1/282.58地面三开 27503250 沙四段7241.3177.8地面表3微泡防漏钻井液性能Table3Performanceofmicro-foamlostcirculation-preventivedrillingfluids实验条件AV/(mPa s)PV/(mPa s)YP/PaFLAPI/mL/(g cm3)室温67.53631.54.20.85120、16h64.03529.04.60.89室温65.03530.04.40.92120、16h63.53528.54.40.94室温64.53529.54.00.98120、16h62.03329.04.20.9900.20.40.60.81.01.2051015202530密度/(gcm3)压力/MPa图1微泡防漏钻井液抗压缩性能Fig.1Compressionresistanceofmicro-foamlostcirculation-preventivedrillingfluid0481216050100150200250300350压力/MPa挤注量/mL微泡防漏体系原体系图2微泡防漏钻井液承压封堵性能Fig.2Pressure-bearingpluggingperformanceofmicro-foamlostcirculation-preventivedrillingfluids162石油钻采工艺2023 年3月（第45卷）第2期析，文 23 储气库地层的主要伤害因素为固相颗粒侵入、水敏、盐敏、水锁伤害、针对性筛选多组配方并经岩心实验验证，设计了自降解储层保护体系，配方为：现场钻井液+2%刚性架桥封堵剂 YBS-2+6%油气层可变形封堵剂 WTS+0.5%自降解储层保护剂MPA，其配伍性评价性能参数见表 5。优选自降解储层保护材料 MPA，其致密封堵能力强，封堵层强度可达到 1020MPa，减少了钻井液固相和液相侵入储层的深度；可完全降解，其在合成时引入自降解单体，具有解堵特性，可在 1020d 完全降解，储层渗透率恢复率达到 80%，能恢复储层孔道渗流能力；具有防漏能力，能够有效封堵微裂缝及孔喉发育储层，减轻钻井液渗漏量；可消除水锁，乳液中的表面活性剂可有效降低钻井液滤液界面张力，降低岩心水锁效应。表5储层保护配方配伍性评价Table5Compatibilityevaluationofthereservoirdamagepreventionformula配方/(g cm3)AV/(mPa s)PV/(mPa s)YP/PaFLAPI/mLpHGel10min/Pa微泡浆0.965631258.088微泡浆+2%YBS-2+6%WTS+0.5%MPA0.966034268.088 3 井筒密封完整性技术 3.1 套管的选择为了保证储气库井井筒完整性，满足长期强注强采要求，技术套管和生产套管采用金属气密封扣，盐层段采用外(内)加厚高强度技术套管。考虑气源的多样性和文 23 储气库的地层流体环境，生产套管按一类气标准设计，悬挂器以下选用钢级 P110S-13Cr 抗腐蚀套管，悬挂器以上选用钢级 P110 的套管。套管力学参数要满足相应的行业标准20，性能参数见表 6。3.2 水泥浆体系3.2.1技术套管段非盐层水泥浆体系针对技术套管段地层承压能力低这一问题，根据颗粒级配及紧密堆积原理，在水泥浆体系中添加0.60.7g/cm3中空玻璃微珠，构成了低密度体系的基本框架，加入纳米级微硅填充空隙，使浆体稳定且水泥石致密，加入降滤失剂有效降低失水、稳定浆体，加入稳定剂进一步提高浆体稳定性，加入膨胀早强剂提高早期强度，抑制水泥石收缩，加入优质中温缓凝剂调节稠化时间。以上配方构成了适用于技术套管段非盐层段固井的抗盐增韧高强低密度水泥浆体系，其密度 1.351.50g/cm3，稠化时间 200400min(可调)，FLAPI不大于 50mL，游离液不大于 0.5mL，上下密度差不大于 0.03g/cm3，顶部抗压强度不小于 3.5MPa，底部抗压强度不小于 14MPa，SPN 值不大于 4。3.2.2技术套管段盐层水泥浆体系以抗盐增韧高强度低密度水泥浆体系为基础，去掉中空玻璃微珠(漂珠)，加入 AMPS 多元共聚物类中温抗盐降滤失剂，有效控制盐水中的水泥浆滤失量，形成抗盐污染能力强、韧性高的抗盐增韧水泥浆体系。抗盐增韧水泥浆体系性能：水泥浆密度1.851.90g/cm3，稠化时间 60260min(可调)，FLAPI不大于 50mL，游离液 0，抗压强度不小于 14MPa，抗折强度增长率不小于 15%，抗冲击功增长率不小于 20%，SPN 值不大于 3。3.2.3生产套管段水泥浆体系储气库投产后，每年均进行高压注采气，压力及温度变化对水泥环的长期耐久性及防窜性能提出了更高要求；储层为枯竭型气藏，同时还要遏制或杜绝表4不同配比微泡防漏钻井液与饱和盐水钻井液混合后性能Table4Performanceofmixtureofmicro-foamdrillingfluidandsaturatedbrinedrillingfluidswithdifferentproportionsV微泡V盐水实验条件/(g cm3)AV/(mPa s)PV/(mPa s)YP/PaFLAPI/mL31室温1.124732154.8120、16h1.144532134.621室温1.194933164.6120/16h1.247.53314.54.611室温1.2751.53714.54.4120、16h1.275137144.612室温1.355439154.6120/16h1.355338154.2廖权文等：文 23 储气库钻井工程关键技术163固井井漏21。针对储层特性和储气库井的要求，研制出满足生产套管固井要求的常规密度弹韧性水泥浆体系和高强度低密度弹韧性水泥浆体系。在浆体中加入黏弹性降滤失剂，形成的分散连续相可填充水泥颗粒空隙，增加水泥浆弹性，复合增韧剂填充水泥石微裂隙，提高水泥石抗冲击能力及阻裂能力，界面增强剂可改善水泥石与界面的胶结程度，膨胀早强剂能提高水泥石强度，抑制水泥石收缩，避免界面因体积收缩而形成气窜通道。该弹韧性水泥浆体系弹性模量降低了 40%以上，为 89GPa，抗折强度增加 100%以上，模拟注采压力35MPa，经历 100 个周期的加压放压后，依然能保持良好的密封性，无气窜发生。同时保持了较高的抗压强度，常温常压下 24h 即能达 17MPa 以上。常规密度弹韧水泥浆体系性能：水泥浆密度1.851.90g/cm3，稠化时间为施工时间+30150min，FLAPI不大于 50mL，游离液不大于 0.5mL，抗压强度不小于 14MPa，抗折强度增长率不小于 15%，弹性模量降低率不小于 25%，SPN 值不大于 3。高强低密度弹韧水泥浆体系性能：水泥浆密度 1.351.50g/cm3，稠化时间为施工时间+150180min，FLAPI不大于 100mL，游离液不大于 0.5mL，抗压强度不小于 14MPa，SPN 值不大于 3。3.3 固井技术3.3.1井眼准备文 23 储气库属于枯竭型气藏储气库，初始地层压力 38.6MPa，压力系数 1.251.35，经过多年开采，地层压力下降明显，目前主力区块压力系数已降至0.150.18，最小地层压力 4.44MPa；同时为保证井筒完整性，需对全井段进行封固，封固段长达 3000m以上，固井中极易发生漏失。因此，固井前井眼准备尤为重要，清洁规则的井眼和足够的承压能力是保证固井质量的关键。在钻井过程中使用随钻堵漏材料、复合材料静止堵漏和化学堵漏工艺提高井眼抗破能力。环空返速不低于 1.2m/s，稠浆携岩，使井眼清洁畅通。下套管前进行静态承压试验，井眼当量破裂压力达到固井施工要求后再进行下套管作业。下套管时，套管到位后采用水泥车顶通和泵循环相结合方式，防止激动压力压漏地层。3.3.2低压易漏地层固井技术为保证低压易漏地层固井一次成功率和固井质量，采用尾管悬挂+套管回接方式，通过优化套管下入程序，形成了全井封固固井技术。对固井工艺进行优化，采用欠平衡浆柱：平衡液+隔离液+1.50g/cm3低密度领浆+1.90g/cm3中间浆+1.90g/cm3尾浆，降低环空压力，防止井漏；采用三凝水泥浆体系，通过延长水泥浆体各段稠化时间，用浆体自身压力压稳封固层段。一般领浆稠化时间为 400500min，中间浆稠化时间为 200260min，尾浆稠化时间比施工时间长 10min，逐级压稳，防止失重。最终达到“以快制动”，高效封固盐膏层。施工结束后，根据水泥浆稠化时间对环空进行控量分段加回压。3.3.3盐层固井技术文 23 盐作为盖层将文 23 储气库全部覆盖，盐层厚，盐性纯，且为盐膏层、泥岩交互韵律层，盖层封固质量直接影响气库密封性。影响盐层固井难题：一是大肚子井眼，顶替效率难以保证；二是盐层被溶蚀，溶解的盐侵入水泥浆对其性能造成破坏。通过优化井身结构，将320mm 钻头更换为340mm 钻头，保证井径不小于 330mm，保证环空表6套管性能参数Table6Performanceparametersofcasing套管程序外径/mm钢级壁厚/mm扣型线质量/(kg m1)内径/mm接箍外径/mm抗挤强度/MPa内压强度/MPa抗拉强度/kN表层套管473.08J5511.05BTC130.21450.985084.315.55910406.4J5512.57BTC125.01381.25431.89.720.55898技术套管365.13P11013.88BTC123.16337.37393.8919.23311200273.1P11012.57金属气密封扣82.60247.90298.4531.761.07762282.58125V17.32115.8247.90298.4585.492.48833273.1155V15.1197.77242.83298.4578103.513082生产套管177.8P11010.36金属气密封扣43.16157.07194.4658.877.44132177.8 P110S-13Cr 10.3643.16157.07194.4658.877.44132164石油钻采工艺2023 年3月（第45卷）第2期间隙，提高顶替效率，固井质量明显提高；采用平衡压力固井技术，固井前最后一周将钻井液密度降低0.050.07g/cm3；采用先导浆+清油型冲洗隔离液+清油型加重冲洗隔离液+稀水泥浆，紊流接触时间达到 2025min，返速达到 1.1m/s，清洗套管壁及井眼滤饼、油膜，提高井眼环空驱替效率。由于井漏和井眼条件限制，无法实现全井段大排量顶替，采用紊流+塞流顶替，注水泥浆排量接近循环最大排量，替浆前期排量控制在 1.1m/s 返速，利用前面低密度水泥浆对井眼环空进行二次驱替，后期排量 0.3m/s，使后面高密度水泥浆以塞流的方式进入环空。严格控制替浆时间与水泥浆稠化时间，缩短水泥浆在环空静态情况下的初凝时间，从而有效控制盐侵对水泥浆胶结强度的破坏。3.4 应用效果井身结构方案为现场安全钻完井、储层保护和井筒密封完整性创造了很好的井筒条件；微泡防漏钻井液防漏效果突出，有利于井壁稳定，有利于储层保护，低压储层漏失发生率仅为 13.6%，目的层平均井径扩大率不大于 5%，钻井液侵入地层深度 0.81.6m；储层保护效果明显，渗透率恢复值有较大提升，现场单井注气能力比设计平均提高 1.5 倍；盖层(盐层)段固井质量合格率 100%，生产套管固井质量优质率 100%。4 结论与认识(1)优化形成了适用于文 23 储气库井的三开次和四开次井身结构设计方案，解决了多套压力体系共存井漏频繁的问题，有利于提高盐盖层段固井质量和低压储层保护要求；微泡防漏钻井液、自降解储层保护技术解决了超低压易漏失、储层保护等难题，保证了储气库井“注得进、采得出”，储层保护效果好，安全钻进效率高；自主研发的抗盐、弹韧性水泥浆体系可满足盐盖层和超低压储层固井质量要求，保证储气库井“封得住”。(2)形成了适用于文 23 储气库建设的钻井工程关键技术，有效保护了枯竭储层，提高了井筒完整性，进而保障了储气库后续运行安全，但目前仍有一些井在复杂工况下出现了环空带压问题，后续会针对这一问题，继续开展井身质量控制、韧性水泥浆性能提高、固井工艺优化以及井筒完整性保障等方面研究，以保证安全高效、高质量完成文 23 储气库后续建设。参考文献：董长银,陈琛,周博,等.油气藏型储气库出砂机理及防砂技术现状与发展趋势展望J.石油钻采工艺,2022,44（1）：43-55.DONGChangyin,CHENChen,ZHOUBo,etal.Sandproductionmechanismandsandcontroltechnologystatusandprospectofoil-gasreservoirtypegasstorageJ.OilDrilling&ProductionTechnology,2022,44（1）:43-55.1完颜祺琪,安国印,李康,等.盐穴储气库技术现状及发展方向J.石油钻采工艺,2020,42（4）：444-448.WANYANQiqi,ANGuoyin,LIKang,etal.Statusanddevelopmentdirectionofsalt-caverngasstoragetechno-logiesJ.Oil Drilling&Production 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