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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。 专业化重组经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210 m3/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 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 ”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, 不但使飞仙关预测储量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
444.5
115～274
泡沫
8.30
147～296
3.03
1.74
沙溪庙
311.2
1750～2056
空气
16.64
1750～2062
2.93
4.68
须家河
215.9
2587～2944
氮气
12.05
4061～4282
0.78
14.44
雷口坡
～
嘉陵江
215.9
2944～3426
氮气
15.73
4282～4401
1.69
8.3

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
3
3
0
～320.23
空气泡沫
5
16
-11
～472.00
无固相钻井液
7
2
+5
～2056.35
纯空气
10
83
-73
～2587.6
聚合物钻井液
27
24
+3
～3426.11
氮气
7
126
-118
累计
/
59
256
-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835.11 m, 进入嘉四4 15m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
311.2
700～3276
空气
12.30
1750～3282
1.20
9.3

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
25
26
1
700～1750m
空气
6
69
63
1750～3276
空气
15
149
134
700～3276m空气钻井节约时间
空气
21
218
197
0～3276m节约总时间
空气
46
244
198
3、 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°。经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/h
311.2
沙溪庙～凉高山
空气
974～2518.33
1544.33
7.85

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。

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。 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。 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18 m3/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
0.36

T3x2
小气井
后效浸井涌
0.365
1.65
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
152.4
1630～1960
天然气
1.57
包浅201
须家河
152.4
1396～1850
氮气
3.77
油18 m3/d
包浅1
须家河
152.4
1391～1902
天然气
1.23
包浅4－X4
须家河
152.4
1848～2430
天然气
0.5
包浅202
须家河
152.4
1241～1770
天然气
0.5
包浅4－X2
须家河
152.4
1824～2188
天然气
4.6
经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
5.34
3、 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
14.839
47.271
平落2井
10.7
13.0526
平落8井
12.0
8.2684
平落17井
9.4
12.6958
平落18井
16.5
12.756
4、 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 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, 实施11口井; 6月底以前完成第二批20口评价井; 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
1838～1851.99
152.4
氮气
13.99
2.2759
广安4
须家河
1902.5～2368
152.4
氮气
465.5
无显示
广安5
须家河
2109～2388
152.4
氮气
279
0.8612
广安7
须家河
1955～2455
152.4
氮气
500
无显示
加沙改造0.24
广安8
须六-雷口坡
2087～2634
152.4
氮气
547
无显示
广安9
须家河
2079～2556
152.4
氮气
477
无显示
广安10
须家河
1757～2243
152.4
氮气
486
无显示
广安11
须家河
1658～1909.02
152.4
氮气
251.02
微气
广安12
须六
1919～
152.4
氮气
96
1.4176
广安13
须六-须四
2054～2358.47
152.4
氮气
304.47
2.45
( 三) 解决井漏复杂
近年川渝地区利用气体钻井治理恶性井漏7口井, 节约了钻井周期, 大幅减少了井漏等复杂造成的损失。
充气/泡沫钻井技术指标
井 名
井 段
m
井眼尺寸
mm
进尺
m
机械钻速
m/h
循环介质
与常规钻井相比提高机械
钻速倍数
正坝1
138～518
311.2
380
15.9
空气
7
核桃1
18～300
444.5
282
10.1
空气、 泡沫
5.2
矿2井
1535～1901
311.2
366
3.21
泥浆充空气
1.82
大天9
29～383
311.2
354
6.14
空气、 泡沫
3.48
威寒1
30～485
311.2
455
5.28
空气泡沫
3.5
天井1
135～911
444.5
776
5.8
空气泡沫
2.2
雷17
30～400
444.5
370
6.2
空气泡沫
3.5

气体钻井与常规钻井治理恶性井漏节约时间统计表
井号
钻井方法
井眼
mm
井段
进尺
m
耗时
d
日进尺
m/d
正坝1井
常规
311.2
30.00～138.46
108.46
13
8.36
空气
311.2
138.46～ 518
379.54
5
75.91
核桃1井
常规
660.4
0～18.25
18.25
9
2.03
空气泡沫
444.5
18.25～300
281.75
8
35.22
大天9井
强钻
444.5
0～29.88
29.88
3
9.96
空气
311.2
29.88～311.27
281.39
4
70.77
矿2井
常规
311.2
1319～1522
203
50
4.06
微泡充气
311.2
1423.68～1901
477.32
14
34.09
威寒1井
堵漏
311.2
30.11～115
84.89
16
5.3
充空气
311.2
115～485.5
370.05
7
52.93
空气/充空气
215.9
521～2068
1547
23
67.26
天井1井
空气/泡沫
444.5
135.50～911.19
775.69
18
43.09
实践表明: 利用充气、 泡沫钻井技术, 为解决过去常规钻井技术难以解决的井下复杂提供了一种有效的技术手段。
三、 气体钻井面临的技术难题
经过不断探索中国气体钻井技术有了长足进步, 正在成为热门技术。可是还存在许多技术难点需要继续攻克:
1、 气体钻井井斜问题
气体钻井在较低钻压下即可获得较高机械钻速, 特别是配合空气锤具有一定的防斜效果, 防斜问题得到不同程度缓解。可是, 在实际作业中仍存在井斜问题, 钻具中增加稳定器在遇地层出水时极易卡钻, 至今还没有有效的解决途径。

气体钻井井斜趋势图
2、 气体钻水平井轨迹随钻监测难题
我们虽然尝试了气体钻水平井, 但不能实现轨迹随钻监测, 这是急需解决的技术难题。具文献介绍, 国外有电池波测量技术, 但对其适用条件及效果不太了解。
3、 氮气、 天然气循环利用问题
随着能源供需矛盾的增加及油价日益高涨, 如何有效利用资源, 提高氮气、 天然气循环利用效益是需要研究的课题。
4、 气体钻井循环系统防冲蚀问题
由于气体钻井的岩屑返速高, 对钻具、 循环系统有较强的冲蚀作用, 需要研究降低冲蚀的措施及新材料。

5、 气体钻井动态设计软件问题
当前国内气体钻井软件大多基于理论推导建立的计算模型, 缺乏全尺寸模拟实验基础, 计算结果与实际施工相差甚远, 其可靠性难以保证。需要加强基础研究或引进可靠的国外气体钻井软件。
6、 气体钻井地质适应性评价难题
国内对气体钻井井壁稳定性做了一些研究, 但对油气水的预测一直缺乏可靠的方法, 特别是地表浅层水分布规律认识不清, 套管层序不合理, 是导致某些井气体钻井效果不理想的重要原因。
7、 反循环气体钻井难题
反循环气体钻井能大幅降低供气量, 能有效解决气体钻井地层出水问题。川渝地区大尺寸井段气体钻井效果不佳主要是需要的供气量太大, 供气机组井场摆放困难, 导致浅层大尺寸井段气体钻井效果不理想。国内西南石油大学虽做了些前期研究, 但一直没能开展工业试验, 对试验中可能存在的问题认识不足, 需要开展国际合作进行攻关。
8、 提高气体取心单筒进尺及收获率难题
气体钻井中地质资料录取是一个大的技术难题, 从 11月开始研究, 进行了5井次的试验, 经过不断的工具改进, 工艺研究, 取得了重大进展。其间经过了两次”革命”, 第一次是气体钻井的粉尘状钻屑发展到可辨认的薄片状岩心, 平均取心收获率18％～40％; 第二次是气体钻井取得完整岩心, 取心收获率提高到94％～97％, 满足了地质资料录取的要求。但整体来讲, 气体取心单筒进尺低, 效率不高, 收获率不能保证, 需要继续研究完善。

9、 提高空气螺杆寿命难题
经过攻关, 研制出了空气螺杆, 并进行了试验, 但其可靠性和寿命难以保证, 需要继续攻关。
结 束 语
各位领导、 各位同仁: 四川油气田气体钻井技术在各级领导、 专家的指导下, 在兄弟油气田、 科研院所的帮助下, 取得了长足进步, 与往年相比无论完成的工作量和钻井速度都有了很大的提高, 但比起威德福、 哈里伯顿等知名国际公司的水平还有相当大的差距, 我们希望经过交流与合作认真学习她们的好经验、 好做法, 促进我们的工作更上一层楼, 进一步解放思想, 不断创新实践, 依靠技术进步, 推动四川油气勘探开发更大的发展, 为中国石油持续有效、 较快协调发展做出更大的贡献!