雙6 儲氣庫大尺寸注采井鉆井技術

王博 趙春 陳顯學

中國石油遼河油田公司遼河油田(盤錦)儲氣庫有限公司

0 引言

地下儲氣庫是世界上最主要的天然氣存儲方式和調峰手段，也是國家能源安全保障的重要組成部分［1-2］。近年來，我國儲氣庫建設已進入一個新的發展階段，相繼建設了新疆呼圖壁儲氣庫、四川相國寺儲氣庫、遼河雙6 儲氣庫等地下儲氣庫［3-6］。遼河雙6 儲氣庫作為東北地區已建規模最大的儲氣庫，自投產以來已實現“八注六采”高效平穩運行，為維持東北及京津翼地區安全穩定供氣發揮重要作用。雙6 儲氣庫雖然近年來注采氣量屢創歷史新高，但現有注采井數仍無法滿足高月調峰要求，需進一步提高井網的采氣能力。然而雙6 區塊位于遼河口環境保護區內，征地受限，這要求新鉆井應具有單井注采能力強的特點，因此計劃在動用程度低的區域部署3 口大尺寸井。

在儲氣庫常規尺寸注采井研究方面，前人已取得了較多成果，如朱靜等［7］根據雙6 儲氣庫SL1井4 個注采周期的試井數據和臨界沖蝕流量計算公式建立了階段注采能力方程，提出了一種有管柱條件下極限產氣量的計算方法；黨文輝等［8］針對呼圖壁儲氣庫勺型水平井巖性復雜等難點，通過地應力測試確定最大水平主應力方位，指導了水平井定向施工；廖權文等［9］以巨厚巖膏層作為蓋層量身定制了2 套井身結構，通過采用微泡防漏鉆井液體系、低壓易漏地層固井技術等，實現了蓋層巖膏段固井質量合格率100%。與生產套管?177.8 mm 的常規尺寸井相比，本文所研究的?244.5 mm 大尺寸注采井對鉆井質量要求更高，一方面其井身結構需滿足井眼大、井筒密封性好的要求，特別是在大壓差、大流量的往復注采過程中，井筒應保持長期良好密封；另一方面，由于井眼尺寸大、裸眼井段長，鉆進過程中易出現軌跡定向難度大、井眼不易清潔、鉆井液密度窗口小等問題。

針對上述技術難點，本文開展大尺寸注采井鉆井方案優化及配套技術的研究。根據雙6 區塊地質特點，從井身結構設計、井眼軌跡優化設計及管柱優化設計等方面優化鉆井設計方案；從鉆井工具及參數優選、鉆井液配套技術、固井技術等方面優化鉆井配套技術，提高鉆井施工質量，有效地預防鉆井事故和復雜情況的發生。同時，本文研究成果也為后續遼河地區馬19、雙51 等其他儲氣庫的大尺寸鉆井工程提供實踐經驗和數據支撐。

1 雙6 儲氣庫概況

雙6 儲氣庫處于雙臺子斷裂背斜構造帶中部，2011 年開工建設，2014 年注氣投產，是目前中國東北部已建的規模最大的儲氣庫，2019?2020 年進行第1 次擴容調整，注采井數由15 口增加至30 口。雖然其注采能力不斷提高，但每年12 月和1 月為雙6 儲氣庫的調峰高月，采氣量占周期采氣量的60%，調峰高月時地層壓力會降至18 MPa，該壓力下現有注采井網的最大日采氣量為2.6 萬m3，而應急調峰情況下日采氣量需要達到3.11 萬m3。現有注采井網的采氣量與調峰目標仍有差距，應進一步增加注采井數。

注采氣量是衡量儲氣庫注采井調峰能力的重要指標，其主要取決于儲層供氣量和生產管柱的過流能力，大尺寸注采井將常規注采井的?177.8 mm 生產套管與?114.3 mm 注采管柱的組合升級為?244.5 mm 生產套管與?177.8 mm 注采管柱的組合，極大地提高了生產管柱的過流能力，可以充分釋放儲層注采氣量。大尺寸注采井與常規井的參數對比如表1 所示。

表1 大尺寸井與常規井參數對比Table 1 Parameter comparison between large-diameter and conventional wells

由表1 可知，在儲氣庫采氣初期，地層壓力25 MPa 時，大尺寸注采井的設計調峰能力可以達到280 萬m3，而相同條件下常規注采井的調峰能力僅為75 萬 m3。調峰高月時地層壓力約為18 MPa，該壓力下大尺寸井的設計調峰能力為200 萬m3，相當于3～4 口常規注采井的調峰能力之和。此外，部署大尺寸注采井不僅可以減少注采井場數量和面積、降低地面管線和設備設施的建設投資，還能夠減少新鉆井數量、大幅縮短儲氣庫建設周期。經過投資概算論證，在相同注采能力的前提下，每建設1 口大尺寸注采井可節約建井投資約1 500 萬元。

2 鉆井技術難點

雙6 區塊自上而下地層依次發育第四系平原組、明化鎮組、館陶組、東營組及沙河街組，沙河街組劃分為沙三段和沙一、二段，本文的3 口大尺寸注采井部署在沙一、二段興隆臺油層。第四系平原組和明化鎮組垂直井深0～880 m，地層疏松，易垮塌、漏失，地層水礦化度高，套管易腐蝕；館陶組垂直井深880～1 210 m，存在大套高滲水層，易垮塌、漏失，地層穩定性差；東營組垂直井深1 210～2 040 m，發育有淺層氣，大套砂泥互層井段易出現井眼縮徑的情況；沙河街組垂直井深2 040～2 400 m，該地層為儲層，薄互層多，非均質性強，地層壓力系數隨儲氣庫注采運行周期變化，壓力波動范圍為8～26 MPa，存在漏失和井噴風險。

由于大尺寸井生產套管由?177.8 mm 升級為?244.5 mm、鉆頭尺寸由215.9 mm 增加至311.1 mm，為雙6 儲氣庫高質量鉆完井帶來巨大挑戰，主要體現在以下幾點：(1)大尺寸井設計日采氣量高達200 萬m3以上，導致管柱承受的交變應力和沖蝕震動更大，對井筒、水泥環密封性，特別是蓋層密封性要求更高；(2)大井眼在疏松地層中定向難度大，難以保證造斜率，頻繁定向容易形成大肚子井眼；(3)設計?444.5 mm 井眼鉆至東營組2 200 m，鉆遇多套不穩定地層，巖屑產生量大，又因井眼尺寸大導致鉆井液攜帶性能減弱，對鉆井過程中井眼清潔能力提出更高要求；(4)長裸眼段地層承壓能力低，固井時易發生井漏，且大尺寸井固井水泥頂替效率較低，嚴重影響井筒質量。

3 鉆井關鍵技術

3.1 井身結構及井眼軌道設計

3.1.1 井身結構設計

為降低鉆井過程中事故和復雜情況發生的幾率，同時滿足儲氣庫大流量強注強采的需要［10-11］，開展了大尺寸注采井的井身結構設計。通過三維力學仿真及雙6 區塊已完井的事故復雜分析數據，預測東營組易漏失層位，結合作業要求和雙6 區塊地質特點，設計四開井身結構，如圖1 所示。

圖1 井身結構示意圖Fig.1 Casing program diagram

一開采用?508 mm 的表層 套管，下入深度350 m，封固淺表松散地層，保護技術套管不受腐蝕；二開將?339.7 mm 技術套管下至蓋層頂以下斜深50 m，保障25 m 連續固井優質井段，提供蓋層段第1 道屏障，同時封隔上部明化鎮組和東營組易漏地層，保障油層套管鉆井、固井安全；三開將?244.5 mm 生產套管下至蓋層底以上斜深60 m，實現“蓋層專打”，提供蓋層第2 道屏障；四開采用“儲層專打”設計，懸掛?177.8 mm 的油層尾管，半程固井將蓋層段裸眼封固30 m，提供蓋層第3 道屏障，下部采用?168.3 mm 篩管完井。

綜上，通過技術套管封隔蓋層頂部，生產套管封隔蓋層中部，采用?177.8 mm 油層尾管半程固井封固蓋層底，滿足長期注采密封要求，下部采用篩管完井，充分發揮大尺寸井注采能力，全井實現蓋層三道密封，保障蓋層密封性。

3.1.2 井眼軌道優化設計

井眼軌道設計是實現定向鉆井的首要環節。雙6 儲氣庫地理上位于保護區內，井場位置受限導致井眼軌跡閉合距較長，加之區塊內斷層多，井眼軌跡受地面、地下雙重約束，不可避免穿越斷層，鉆遇斷層井段會增加鉆完井施工井漏風險。結合雙6 區塊地質資料，進行長曲率半徑、直?增?穩?增?水平式三維井眼軌跡設計，如圖2 所示。

圖2 井眼軌道設計Fig.2 Well trajectory design

圖2(a)中設計垂深2 413 m、斜深3 206 m，二開長裸眼段造斜點上移，設計造斜點為600 m 處，造斜段垂深195 m，設計曲率3 (°)/30 m，井斜角增至19.6°。與常規注采井相比，造斜點上移有利于保持館陶組和東營組井段井徑規則、井壁穩定，減少卡鉆等井下風險。設計穩斜段1 325 m、閉合距477 m，有助于提高技術套管居中度，提高固井質量；三開進入增斜段，設計增斜垂深540 m，曲率4 (°)/30 m，井斜角增至90°，長增斜段可增加靶前距，降低托壓風險；設計水平段如圖2(b)所示，水平位移為493 m。

3.1.3 管柱優化設計

為了滿足30～50 年使用年限的同時保證井筒密封性，進一步對各層套管進行優化設計。通過載荷分析計算了表層套管、技術套管、回接套管、生產尾管及油層尾管的內壓力、外壓力、軸向力及彎曲應力，結合各層套管需滿足的安全裕度要求，得到套管設計的載荷約束條件，同時通過井徑、井段長度確定套管設計的幾何約束條件。在載荷約束條件和幾何約束條件的基礎上，根據現場施工要求確定各層套管的鋼級、壁厚、扣型等，如表2 所示。技術套管、生產套管、油層尾管均采用氣密封扣，形成3 道管柱氣密封屏障，其中與天然氣直接接觸的套管段使用抗CO2腐蝕13Cr 套管。入井前對蓋層段的技術套管、生產套管及油層尾管進行逐根氣密封檢測，檢測壓力不低于儲氣庫最大運行壓力的1.1 倍。完井選用高強度、高滲流能力、耐沖蝕、高擋砂精度的螺旋防砂篩管；同時選用外徑168.3 mm、梯扣、鋼級L80-13Cr、壁厚10.59 mm 的套管作為打孔基管，外焊接不銹鋼燒結濾網過濾筒，過濾筒外再焊接螺旋布縫的不銹鋼外保護罩。

表2 各層套管結構參數Table 2 Structural parameters of each casing

3.2 鉆井工具及參數優選

鉆具性能是影響鉆井效率和質量的重要因素之一，隨著螺桿型號和性能不斷完善，高效PDC 鉆頭種類日益增多，使用復合鉆具鉆井已成為近年來主要的技術手段［12-14］。對于本文所述的大尺寸井，由于上部地層松軟造斜率低，定向難度大，施工過程中要同時考慮定向與鄰井的防碰問題，因此選擇多級數螺桿配合多刀翼PDC 鉆頭的方式，在保證定向效果和破巖能力的同時，提高井眼規則性。二開?444.5 mm 井段為352～2 174 m，井眼軌跡包括圖2(a)的造斜段和穩斜段，采用整根1.25°螺桿定向，首根曲率大于1 (°)/30 m，后期每根鉆桿定向6 m，定向段平均曲率約為2～4 (°)/30 m。

三開?331.1 mm 井段為2 184～2 421 m，鉆進時平均每根鉆桿定向3.5 m，由于復合鉆時、滑動鉆時受到地層影響變化較大，復合鉆時取5～20 min/m，滑動鉆時取5～30 min/m。四開?251.9 mm 井眼采用“兩趟鉆”方式，其中第1 趟施工井段2 421～2 492 m，第2 趟施工井段2 492～2 612 m，四開初段2 421～2 492 m 為泥巖，每根螺桿定向4～5 m，使用推靠式旋轉導向施工，由于旋導近鉆頭井斜零長僅1.5 m，軌跡控制效果更好，最終實鉆水平段462.26 m，儲層鉆遇率89.2%。

大井眼鉆進巖屑產生量大且速度快，井筒清潔需要使用大排量、高泵壓，提供足夠環空返速及時將井底巖屑盡快帶出井筒［15-18］。優選70 鉆機配合3 臺高壓泥漿泵，最大工作泵壓為35 MPa。其中，導管鉆進采用低排量小鉆壓，防止淺地層坍塌，選擇排量35 L/s；一開井段需要保障攜巖能力，故選擇泵壓小于5 MPa、排量60～65 L/s；二開井段裸眼井眼長達1 850 m 以上，環空返速低，需要加大排量提高清潔效果，故選擇泵壓13～20 MPa、排量50～70 L/s；三開井段蓋層專打要確保造斜率，采用泵壓24 MPa、排量60 L/s；四開水平段需要配合旋轉導向參數，采用泵壓12～15 MPa、排量30～40 L/s。

3.3 鉆井液配套技術

根據地層壓力情況及地層巖性，結合實際使用情況對鉆井液體系進行優化設計，如表3 所示。一方面，采用隨鉆堵漏的方法，在進入薄弱地層前加入超低滲透劑、單向壓力封閉劑和超細碳酸鈣等堵漏劑，通過調整流變性提高隨鉆封堵能力和地層承壓能力；另一方面，在下入套管前通過承壓堵漏實驗模擬固井施工時井底承受的最高壓力。

表3 各開次鉆井液體系Table 3 Drilling fluid system for each casing section

隨著鉆井深度不斷增大，管柱下入過程中易受到井內巖屑的影響，出現卡鉆現象，若井內巖屑堆積到一定程度，還會產生高摩阻、高扭矩，甚至會造成鉆具斷裂等重大問題［19-21］，因此需要對井筒進行清潔，降低巖屑沉降量。由于二開井段明化鎮、館陶組、東營組發育砂礫巖、細砂巖，鉆進和固井過程中極容易發生漏失，故采用聚合物不分散鉆井液體系。二開優化鉆井液體系配方為：0.5%～1.0%改性淀粉+0.3%～0.5%PAC-LV+0.3%～0.5%頁巖抑制劑+0.3%～0.5%胺基抑制劑+0.5%～0.7%銨鹽+2%超細鈣+自固結隨鉆封堵劑+極壓潤滑劑+固體潤滑劑+2%～3%仿生封堵劑。

除采用上述鉆井液技術解決二開的攜巖問題外，還通過連續巖屑稱重裝置，對巖屑返出量實時檢測，定時分析大井眼鉆進階段巖屑返出是否達標，判斷井眼清潔狀態。圖3 為巖屑返出量實時監測結果。理論上巖屑的返出量與井段長度呈線性關系，但鉆進過程中受巖屑顆粒形狀、粗糙程度、鉆井液黏度等因素影響，鉆井液很難及時將巖屑返出，故圖中巖屑返出量理論值與實測值存在一定偏差。圖3(a)中，1 599～2 174 m 井段巖屑總返出率為94%，滿足井眼清潔要求，其中1 940～2 040 m 井段出現巖屑返出率實測值略大于理論值的情況，這是由于上一層井段的部分殘余巖屑沉降并被鉆井液返出。

圖3 巖屑返出量體積平衡關系曲線Fig.3 Cutting return volumetric equilibrium curve

圖3(b)中，2 174～2 320 m 井段巖屑體積理論值與實測值的差值不斷增大，巖屑返出率持續降低，為此采用起鉆前增加循環時間的方式提高巖屑返出率，故圖中2 322 m 的巖屑返出量實測值明顯增大，所示井段的巖屑總返出率為91%。由圖3(c)可知，2 770～2 880 m 井段巖屑返出率出現持續下降，為此采用接立柱前增加循環時間、必要時短起下鉆或掃塞破壞巖屑床的方式，通過在2 880 m 進行短起下鉆清掃井眼，巖屑返出率明顯上升，2 421～3 014 m 井段總巖屑返出率為90%，滿足井眼清潔要求。

3.4 固井配套技術

技術套管井段350～2 200 m，其中350～700 m 明化鎮組巖性為粒徑較大的砂礫巖和鵝卵石，700～2 000 m 館陶組、東營組地層多為壓實程度低、滲透性好的易漏地層。由此可知，技術套管段長、地層承壓能力低，固井時易出現漏失、水泥漿頂替效率低等問題［22］。為此，通過采用分級固井技術和優化漿柱結構的方法降低固井漏失風險，通過提高套管居中度和改善施工參數的方法提高水泥頂替效率。

分級固井選用大尺寸液壓-機械雙作用分級箍，該分級箍可通過液壓和投塞兩種方式打開、關閉，降低施工風險。此外，利用Landmark 和Cementics 軟件擬合流變參數優化分級箍布放位置，根據仿真結果確定雙6-H431 井的最佳分級箍安裝位置為1 280 m，該安裝位置下循環當量密度始終小于地層破裂壓力，安全裕度為11.2%。

通過分析隔離液、低密度水泥漿、高密度韌性水泥漿的流變性能，設計分級固井的技術套管漿柱結構，如圖4 所示。由于大尺寸注采井的環空容積大、頂替效率較低，故一級固井時加入環空高度394.85 m 的隔離液，密度為1.25 g/cm3。圖4(b)中，領漿采用1.55 g/cm3高強度低密度水泥漿，中間漿、尾漿分別采用1.85 g/cm3和1.90 g/cm3韌性防竄水泥漿。

圖4 分級固井水泥漿柱結構Fig.4 Cement slurry column structure for staged cementing

套管居中度是衡量水泥漿頂替效率的重要因素之一，雖然下入扶正器可提高居中度，但也會引起固井循環壓耗增加，易造成憋堵、漏失。因此，應優化扶正器的選型及布放位置，在滿足居中度要求的前提下盡可能減少扶正器數量，提高環空流體的通過性。通過Landmark 仿真確定雙6-431 井的扶正器布放方案：0～350 m 的套管重合段，每間隔50 m 安裝彈性扶正器；350～1 280 m 井段，每間隔30 m 交替安裝一體式扶正器和常規彈性扶正器，分級箍上下各安裝一個剛性扶正器，確保分級箍居中；1 280～2 200 m 井段，每間隔20 m 交替安裝一體式扶正器和常規彈性扶正器。基于上述扶正器布放方案，分析得到350～2 200 m 井段的平均居中度達到81.6%，遠高于66%的設定值，表明扶正器方案能夠實現套管居中度和循環壓耗的平衡。

根據井徑擴大率和水泥漿參數，采用由小到大兩級階梯式逐步提高頂替排量。圖5 為雙6-H431井的井徑圖，根據圖中的鉆頭直徑和井徑可計算對應井深的井徑擴大率，可以看出，套管底部井徑擴大率低、上部井徑擴大率高，故將頂替排量由3.0 m3/min 逐步提升至4.0 m3/min，有效提高頂替效率。

圖5 雙6-H431 井井徑圖Fig.5 Caliper log of Well Shuang 6-H431

4 現場應用

大尺寸注采井鉆井關鍵技術已在雙6 區塊應用實踐3 口井，測試瞬時注氣量高達13.5 萬m3/h，超過預期效果。通過蓋層段“3 道密封屏障”井身結構設計有效提高了蓋層段井筒密封性；高效鉆井參數搭配鉆井液配套技術為固井提供了良好的井眼條件；大尺寸分級固井工具提高了施工安全性，最終各開次固井均返至地面。以雙6-H431 為例，超聲波成像檢測顯示其蓋層井段膠結質量全部為優，生產套管蓋層連續優質井段長度為221 m。表4 為雙6-H431 井生產套管和技術套管的固井質量統計，可以看出，生產套管、技術套管固井質量合格的井段長度分別為1 962.3 m 和2 368.1 m，所占比例為93.1%和99.9%。統計表明，3 口井的技術套管平均固井合格率92.8%，生產套管平均固井合格率98.6%，遠超SY/T 7451?2019 行業標準。此外，3 口井平均機械鉆速6.64 m/h，平均完井周期104 d，單井節約鉆井周期36 d，實現了當年設計、當年開工、當年注氣投產。

表4 技術套管及生產套管固井質量統計Table 4 Statistics of cementing quality of the intermediate and production casing

5 結論

(1)通過開展雙6 儲氣庫大尺寸注采井鉆井關鍵技術研究，實現了生產套管尺寸由?177.8 mm 向?244.5 mm 的升級，單井注采能力提高了3 倍以上，解決了雙6 儲氣庫高月采氣量不足的問題，達到“少井多采”的效果。研究成果為遼河儲氣庫高質量建設提供保障，也為后續開展環空帶壓預防和治理研究奠定了基礎。

(2)對鉆井工具和施工參數進行優選，結合長曲率半徑軌道設計，降低了定向施工難度，井身質量合格率100%。通過蓋層“3 道密封屏障”井身結構設計，不僅保障了?244.5 mm 生產套管固井質量，更提高了蓋層段井筒密封性。

(3)首次應用巖屑連續稱重技術實時監測巖屑返出量，有效提高了各開次井眼清潔效果，降低了井下事故風險。大尺寸分級固井技術采用液壓-機械雙作用分級箍，并利用Landmark 等軟件確定分級箍最佳位置，確保固井循環當量密度值始終小于地層破裂壓力，安全裕度為11.2%，有效保障了固井施工安全。