呼圖壁儲氣庫勺型水平井鉆井關鍵技術

黨文輝 劉天恩 袁光杰 鐘守明 李國韜 宋琳 張弘

1. 中國石油新疆油田工程技術研究院；2. 中國石油集團工程技術研究院有限公司

呼圖壁儲氣庫是由呼圖壁氣田改建而成，位于準噶爾盆地南緣，是西氣東輸二線首座大型地下儲氣庫，具備季節(jié)調峰和戰(zhàn)略儲備雙重功能。呼圖壁儲氣庫設計總庫容107×108m3，工作氣量45.1×108m3，對于保證西氣東輸穩(wěn)定供氣、緩解新疆北部冬季用氣緊張具有重要作用［1］。呼圖壁儲氣庫位于昌吉工業(yè)園區(qū)內，受地面條件限制，為有效動用井口下方優(yōu)質儲氣層，在7#井應用了通過反向造斜來增加水平井靶前距的勺型井眼軌跡，來進一步增大水平段長度和儲層接觸面積，提高單井注采能力。目前，勺型水平井主要在頁巖油氣領域有所應用，國外水平井水平段長度多不受斷塊限制，為了保證長水平段的沿伸，井眼軌跡設計要盡可能減小難度，基本不采用勺型水平井井眼軌跡，而國內水平井的水平段長度受斷塊限制，可設計的水平段長度較短，必須要盡可能利用有限空間，勺型水平井成為提高水平段長度的一種方法。勺型井井眼軌跡及鉆具受力復雜，鉆井摩阻、扭矩較大［2-3］，同時，為了實現(xiàn)地質目標，7#井必須在上部巨厚強水敏泥巖蓋層完成?311.1 mm井眼“反向增斜-穩(wěn)斜-降斜-正向增斜”的軌跡施工，對井壁穩(wěn)定、軌跡精細控制、降摩減阻、鉆井提速等提出了更高要求。筆者針對呼圖壁儲氣庫勺型水平井井壁穩(wěn)定性、井眼軌跡控制、鉆井提速等難點問題，通過井壁穩(wěn)定性分析、井眼軌跡優(yōu)化、井身結構優(yōu)化、鉆頭個性化設計、鉆井液體系優(yōu)選、固井優(yōu)化等方面的研究與實踐，實現(xiàn)了呼圖壁儲氣庫勺型水平井的順利實施，為呼圖壁儲氣庫高效開發(fā)提供了豐富的經驗，也為國內類似儲氣庫建設提供了借鑒。

1 鉆井難點分析

1.1 巖性復雜，鉆井風險大

7#井鉆遇地層自上而下分別為第四系西域組(Q1x)、獨山子組(N2d)、塔西河組(N1t)、沙灣組(N1s)、安集海河組(E2-3a)、紫泥泉子組(E1-2z)，其中安集海河組為水敏性泥巖地層，易水化膨脹發(fā)生井壁失穩(wěn)，受山前構造高地應力影響，井眼極不穩(wěn)定，地層坍塌壓力系數(shù)達到1.55～1.72，已鉆井主要表現(xiàn)為阻卡頻繁，卡鉆多，7#井需在安集海河組進行反向造斜，井壁易坍塌掉塊，鉆井安全風險大；主要目的層紫泥泉子組地層壓力系數(shù)低，地層承壓能力較低，易發(fā)生井漏等復雜情況；整個井眼塌漏同存，對井身結構設計及安全鉆井提出了更高的要求。

1.2 井眼軌跡復雜，施工難度大

7#井采用勺型水平井井身軌跡，該井最大反向位移為-251 m，設計靶前位移為0 m，水平段長966.67 m，井眼軌跡及鉆具受力復雜，鉆井摩阻、扭矩較大，鉆井過程中易托壓，鉆井速度慢，尤其是該井需要在?311.1 mm泥巖蓋層段井眼定向施工，該地層沒有進行過定向施工作業(yè),缺失實鉆經驗參考，這對該井井眼軌跡設計以及工具的優(yōu)選均提出了更高的要求。

1.3 壓力系數(shù)低，儲層保護難度大

7#井為呼圖壁儲氣庫的一口注采井，其主要目的層紫泥泉子組紫二段儲層地層壓力系數(shù)低，屬于中等孔隙度、中等滲透率、中等喉道的儲層，存在較為嚴重的潛在水鎖損害，且地層砂巖發(fā)育，地層承壓能力較低，鉆井過程中易發(fā)生井漏，使得鉆井液液相及固相顆粒易進入儲氣層，造成儲氣層的損害，影響注采井的單井產量，這給目的層段的儲層保護提出了更高的要求。

2 鉆井關鍵技術

2.1 井壁穩(wěn)定性分析

2.1.1 地應力測定

通過1#井和2#井巖心進行圍壓5 MPa條件下的聲發(fā)射Kaiser效應測試，得到三個主應力的值，從表1可以看出：最大水平主應力σH＞上覆巖層應力σv＞最小水平主應力σh，地應力狀態(tài)符合走滑斷層控制形態(tài)。通過地應力大小可以判斷：在相同應力環(huán)境和相同鉆井液柱壓力下，垂直井眼最不穩(wěn)定，最易發(fā)生剪切坍塌，斜井或水平井相對較為穩(wěn)定［4-7］。一期工程完鉆注采井共30口(直井29口、水平井1口)，目的層紫泥泉子組鉆井液密度基本相同，通過對比直井與水平井井徑數(shù)據(jù)(圖1)，相同鉆井液密度下直井24#井井徑擴大率要大于水平井2#井(在井深3 300 m紫泥泉子組開始造斜，3 621 m為入窗點)，直井井壁穩(wěn)定性較水平井差。

表1 地應力測試結果Table 1 In-situ stress testing result

圖1 直井與水平井井徑數(shù)據(jù)對比Fig. 1 Hole diameter comparison between vertical well and horizontal well

2.1.2 最大主應力方向確定

最大主應力方向通過成像測井方法來確定，根據(jù)成像測井資料分析井壁崩落橢圓，井壁坍塌方向為最小主應力方向，最大水平主應力與最小水平主應力垂直，F(xiàn)MI測井數(shù)據(jù)分析井壁坍塌最大值方位為113°，判斷最大水平主應力方向為23°左右。

2.1.3 縱向地層坍塌壓力剖面

常規(guī)定向井鉆井實踐表明呼圖壁地區(qū)坍塌壓力高于孔隙壓力，因此坍塌壓力是鉆井液密度設計的主要依據(jù)。為提高坍塌壓力的預測精度，實測了坍塌壓力預測所需的3個主應力大小以及關鍵參數(shù)，采用多元逐步統(tǒng)計回歸分析方法，構建了電測數(shù)據(jù)與關鍵參數(shù)的計算模型，用新構建的預測模型替代預測軟件中的固化模型，整體提升地層壓力預測的精確度，同時體現(xiàn)井眼軌跡參數(shù)變化對坍塌壓力的影響，以坍塌壓力預測結果指導鉆井液密度設計。坍塌壓力縱向剖面如圖2所示，可以看出，安集海河組地層(垂深2 500～3 300 m)坍塌壓力相對較高，最高達到1.72 g/cm3，上部地層以及下部主要目的層紫泥泉子組坍塌壓力均較低，最高為1.33 g/cm3。

圖2 縱向地層三壓力預測剖面Fig. 2 Vertical prediction profile of three formation pressures

2.1.4 橫向地層坍塌壓力剖面

不同垂深、井斜角和方位角下坍塌壓力預測結果如圖3所示，同一垂深下，隨井斜角增大，坍塌壓力逐漸降低，沿上覆巖層方向也就是垂直井眼鉆井，坍塌壓力最高，井壁最不穩(wěn)定；沿最大水平主應力方向鉆井，坍塌壓力最低，井壁最穩(wěn)定。

圖3 不同井斜、方位坍塌壓力預測Fig. 3 Predicted collapse pressure at different hole deviations and azimuths

2.2 井身結構優(yōu)化

安集海河組水敏性強，易水化膨脹發(fā)生井壁失穩(wěn)，受山前構造高地應力影響，井眼極不穩(wěn)定，根據(jù)呼圖壁氣田三壓力預測數(shù)據(jù)顯示，安集海河組地層坍塌壓力系數(shù)達到1.55～1.72，上部塔西河組、沙灣組井壁穩(wěn)定性好，下部紫泥泉子組是建庫層位，以砂巖為主，坍塌壓力均較低，故需在安集海河組地層上、下部分別下入一層套管，將安集海河組易坍塌地層封固，保證上部塔西河組、沙灣組地層以及下部紫泥泉子組鉆井過程中不因鉆井液密度過高而發(fā)生井漏；同時安集海河組頂部垂深在2 518 m左右，還需下入表層套管保證地表疏松地層穩(wěn)定，所以采用四開井身結構。一開?660.4 mm鉆頭鉆進至300 m，下入?508 mm套管封住上部疏松含礫石地層；二開?444.5 mm鉆頭鉆穿沙灣組，進入安集海河組地層約25 m，下入?339.7 mm技術套管；三開?311.1 mm鉆頭鉆穿安集海河組，進入紫泥泉子組頂部5～10 m，下入?244.5 mm技術套管，降低下部目的層段鉆井液密度，預防上部地層高密度鉆井液引起的目的層井漏；四開?215.9 mm鉆頭鉆進，下入?177.8 mm+?139.7 mm復合套管至井口，滿足鉆井提速以及注采管柱下入要求。

2.3 井眼軌道優(yōu)化

呼圖壁儲氣庫受地面條件限制，水平井靶前距均在200 m以內，水平井設計常用造斜率9～11(°)/30 m，造斜點位于相對穩(wěn)定的紫泥泉子組頂部地層。為有效動用井口下方優(yōu)質儲層，增加水平段長度和儲層接觸面積，有效提高單井注采能力，7#井采用勺型軌道設計，設計靶前距0 m，通過“反向增斜+穩(wěn)斜+降斜+正向增斜”實現(xiàn)對井口下方優(yōu)質儲層的有效利用，優(yōu)化設計了如圖4所示的3種軌道，通過優(yōu)化入窗前反向造斜的造斜率(表2)，3種軌道側向力相差不大，鉆井施工難度相當。軌道1造斜率最小，施工難度最小，但造斜滑動井段最長，不利于提速；軌道3造斜率最大，造斜井段最短，利于鉆井提速，但考慮反向造斜井段處于安集海河組大段泥巖井段，造斜難度大，因此綜合對比優(yōu)選軌道2為實施井眼軌道。

圖4 勺型井軌道剖面Fig. 4 Trajectory profile of scoop-shape well

表2 入窗前井眼軌道優(yōu)化設計參數(shù)Table 2 Optimized design parameter of well trajectory before entering the window

2.4 三開套管磨損預測

三開反向造斜井段(2 500～3 400 m)極易被磨損，因此采用非線性磨損預測模型，磨損狀況常數(shù)取4.00×10-14m/Pa，機械鉆速10 m/h，轉盤轉速120 r/min。從圖5、圖6可以看出，2 598～3 409 m井段?244.5 mm技套最大磨損深度達1.01 mm，抗外擠和抗內壓強度分別最大下降4.72、6.99 MPa，故四開鉆進鉆桿要裝彈性套管保護器，以防技套磨損。

圖5 三開套管磨損深度預測Fig. 5 Predicted wear depth of third spud casing

圖6 三開套管剩余強度預測Fig. 6 Predicted remaining strength of third spud casing

2.5 鉆井液體系優(yōu)化

2.5.1 三開井段鉆井液體系優(yōu)化

呼圖壁儲氣庫三開安集海河組水敏性強，易水化膨脹發(fā)生井壁失穩(wěn)，采用鉀鈣基聚胺有機鹽鉆井液體系［8］，通過K+、Ca2+復配使用強化對井壁和鉆屑的抑制作用，保持安集海河組井壁穩(wěn)定，鉆進中K+濃度控制在大于35 000 mg/L，Ca2+濃度控制在300～600 mg/L之間，同時7#井因為反向造斜，需在安集海河組大井眼井段造斜。根據(jù)井壁穩(wěn)定性分析結果可知，該地區(qū)直井井眼最不穩(wěn)定，造斜井段穩(wěn)定性要好于直井段，考慮首次在安集海河組造斜，三開井段采用與直井相同的鉆井液密度，進一步保證井壁穩(wěn)定，形成良好的井眼條件。如圖7所示，7#井在三開井段造斜，10#井三開井段為直井段，采用相同的鉆井液體系及密度，7#井井徑要比10#井規(guī)則，說明7#井三開井段井壁穩(wěn)定性要好于10#井。

圖7 三開井段井徑數(shù)據(jù)對比Fig. 7 Hole diameter comparison of third spud hole section

2.5.2 四開井段鉆井液體系優(yōu)化

四開紫泥泉子組紫二段儲層地層壓力系數(shù)低，屬于中等孔隙度、中等滲透率、中等喉道的儲層。采用紫泥泉子組的5塊巖心進行水鎖實驗結果見表3，損害率為38.86%～79.75%，表明該地區(qū)存在較為嚴重的潛在水鎖損害。前期完鉆井采用的HRD完井液，現(xiàn)場井漿評價巖心滲透率平均恢復值為67%。針對氣藏水鎖現(xiàn)象及注采井井底壓差大的情況，在屏蔽暫堵油氣層保護技術上使用雙膜協(xié)同保護儲層完井液體系，即在原有HRD完井液體系的基礎上通過隔離膜降濾失劑和超低滲透井眼穩(wěn)定劑的雙膜協(xié)同保護作用降低鉆井液濾失量，提高地層承壓能力，從而達到提高儲層保護效果的作用，此外，體系中還加入了表面活性劑以降低水鎖損害。表4為幾種不同鉆井液配方的儲層保護效果評價，可以看出，優(yōu)化后的HRD+雙膜+ABSN完井液滲透率恢復值提高到91%，破膠后更達到95%。

紫泥泉子組井壁相對穩(wěn)定，但不同鉆井軌跡對坍塌壓力有一定影響，如圖3所示，井眼沿最大水平主應力方位，預測坍塌壓力當量密度在1.20～1.22 g/cm3之間，若沿最小主應力方向鉆進，預測坍塌壓力當量密度將達到1.34 g/cm3左右。為了驗證坍塌壓力預測的準確性，為后續(xù)井鉆井液密度設計提供依據(jù)，沿不同方位同時實施了2口水平井，四開水平段采用相同的鉆井液體系及密度，7#井水平段方位311.97°，與最大水平主應力夾角為71.03°，預測坍塌壓力當量密度為1.30 g/cm3；10#井水平段方位242.82°，與最大水平主應力夾角為39.82°，預測坍塌壓力當量密度為1.23 g/cm3。四開水平段鉆井液密度均為1.25 g/cm3，對比其實施后井徑數(shù)據(jù)，如圖8所示，10#井井徑要比7#井規(guī)則，說明10#井井壁穩(wěn)定性要好于7#井，驗證了壓力預測數(shù)據(jù)的準確性。

表3 紫泥泉子組巖心水鎖損害率實驗Table 3 Water-lock damage rate experiment of Ziniquanzi Formation core

表4 完井液配方儲層保護效果評價實驗Table 4 Reservoir protection effect evaluation experiment of completion fluid formulation

圖8 四開井段井徑數(shù)據(jù)對比Fig. 8 Hole diameter comparison of fourth spud hole section

2.6 鉆井提速配套技術

2.6.1 鉆頭個性化設計

(1)三開井段鉆頭個性化設計。針對安集海河組大段泥巖水敏性強，鉆頭易泥包，且為定向井段，需要PDC鉆頭在泥巖鉆進中實現(xiàn)高造斜率的特點，個性化設計了尖圓齒定向PDC鉆頭。個性化鉆頭具有利于側切的冠部輪廓，螺旋保徑結構，并通過力平衡計算優(yōu)化，保障鉆頭定向穩(wěn)定性；混合布置尖圓異形切削齒［9-11］，破碎巖石時形成更集中的載荷，強化了切削齒在泥巖中吃入深度，提升了鉆頭的攻擊性；四刀翼的切削結構，深寬流線型的水槽設計，水力模擬優(yōu)化的流道結構，降低了個性化鉆頭泥包的可能性。

(2)四開井段鉆頭個性化設計。四開井段造斜+穩(wěn)斜+水平段一個開次完成，裸眼井段長度1 308 m，設計了匹配旋轉導向系統(tǒng)的“一趟鉆”高性能PDC鉆頭，具有利于定向的短拋物線頭型，螺旋短保徑結構，增強了鉆頭的穩(wěn)定性和可駕馭性；主切削齒為?16 mm的高性能切削齒，保證了鉆頭整體壽命；雙排齒結構，切削角度和切削深度優(yōu)化控制，提升鉆頭的進攻性和壽命。

2.6.2 鉆具組合設計

該地區(qū)前期設計造斜率普遍較高，達到9.5(°)/30 m以上，高造斜旋轉導向工具在紫三段易垮塌泥巖段造斜率無法滿足設計要求，因此要用螺桿鉆穿高造斜率井段后，方可下旋轉導向工具控制軌跡。通過軌跡優(yōu)化，7#井采用勺型軌跡設計，通過反向造斜減少了下部四開井段造斜率，雖然增加了造斜井段長度，但使得四開井段具備一趟鉆完成的條件。四開井段通過使用“一趟鉆”高性能PDC鉆頭+斯倫貝謝旋轉導向系統(tǒng)［12-16］，首次實現(xiàn)了該區(qū)塊四開一趟鉆，一趟鉆進尺1 308 m，機械鉆速達到5.18 m/h，較相鄰井平均機械鉆速提升33.6%。

2.7 固井設計優(yōu)化

2.7.1 井眼準備

下套管前進行單扶、雙扶通井，設計通井鉆具組合剛度大于下入套管剛度，確保井眼通暢，起下鉆摩阻正常，套管能安全下放到位。單扶通井鉆具組合：?311.1 mm牙輪鉆頭+?203.2 mm鉆鋌×2根+?308 mm扶正器+?139.7 mm加重鉆桿×17柱+?177.8 mm震擊器+?139.7 mm加重鉆桿×8根+?139.7 mm斜坡鉆桿,通井鉆具組合與套管柱剛度比為1.39；雙扶通井鉆具組合：?311.1 mm牙輪鉆頭+?203.2 mm鉆鋌×1根+?308 mm扶正器+?203.2 mm鉆鋌×1根+?297 mm扶正器+?203.2 mm鉆鋌×1根+?139.7 mm加重鉆桿×17柱+?177.8 mm震擊器+?139.7 mm加重鉆桿×8根+?139.7 mm斜坡鉆桿，通井鉆具組合與套管柱剛度比為1.48。

2.7.2 套管安全下入

7#采用勺型軌跡，三開井段反向造斜，增加了套管下入的風險。下套管前上提下放鉆具記錄大鉤載荷，回歸分析測得套管內摩阻系數(shù)0.18，裸眼段摩阻系數(shù)0.23。為保證三開井段固井質量，采用滾輪扶正器+整體式彈性扶正器，通過模擬計算，扶正器的加入使得套管與地層接觸類型由面接觸改變?yōu)辄c接觸，減小了下套管摩阻，有利于套管的順利下入。

2.7.3 彈韌性水泥漿體系

儲氣庫井注采過程中水泥環(huán)長期承受高低壓交變應力，對其力學性能要求高，生產尾管和蓋層段技術套管采用斯倫貝謝彈韌性水泥漿體系，通過提高水泥石抗沖擊性能、降低動態(tài)彈性模量、增加泊松比和破碎吸收能、改善動態(tài)斷裂韌性等力學性能，增強了水泥石變形能力，保證了高低壓交變應力下水泥環(huán)的密封完整性［17］。

2.7.4 高效頂替設計

為提高固井質量，避免出現(xiàn)套管外環(huán)空竄流的問題，需要提高套管居中度，確保良好的頂替效率。套管扶正器采用整體式剛性扶正器，蓋層段及目的層水平段每1根套管加1只扶正器。同時為提高頂替效率，選用洗油型高效沖洗隔離液體系，使井壁及套管壁的“油濕”變成“水濕”狀態(tài)，有利于提高水泥石的界面膠結強度，同時提高前置液體系的高溫穩(wěn)定性及體系的壁面剪應力，保證一、二界面有效沖洗。

3 現(xiàn)場應用分析

7#井是部署在呼圖壁儲氣庫的第1口勺型水平井，靶區(qū)半徑0 m，設計井深4 598 m，井身結構見表5。通過開展井壁穩(wěn)定性分析、井眼軌跡設計優(yōu)化、井身結構優(yōu)化、鉆井液體系優(yōu)選、高效PDC鉆頭、旋轉導向鉆井技術、彈性水泥漿體系及固井配套技術等研究與實踐，保證了呼圖壁勺型水平井7#的順利實施，未發(fā)生卡鉆等復雜情況。該井完鉆垂深3 552 m，斜深4 710 m，水平段長966.67 m，最大反向位移251 m，鉆井周期154.48 d，機械鉆速3.90 m/h，創(chuàng)造了區(qū)塊最大完鉆井深、最長水平段、四開段工期最短并實現(xiàn)一趟鉆。較同時期相鄰水平井10#井水平段長度增加了245 m，平均機械鉆速提高了9.6%，鉆井周期縮短了3.0%，如表6所示。

表5 勺型水平井井身結構Table 5 Casing program of scoop-shape horizontal well

表6 鉆井指標對比Table 6 Drilling index comparison

4 結論

(1)井壁穩(wěn)定性的精細分析，對于優(yōu)化井身結構、井眼軌跡、合理的鉆井液密度以及減少井下復雜情況具有重要的參考作用，通過呼圖壁儲氣庫新鉆井的實施，證實了井壁穩(wěn)定性分析方法是可行的，為其他油田鉆井技術優(yōu)化提供了借鑒。

(2)通過不同方位的水平井實施情況證實，呼圖壁儲氣庫最大水平主應力方位為23°；沿最大水平主應力方向鉆井，坍塌壓力最低，井壁最穩(wěn)定，其次是沿最小水平主應力方向鉆井；而沿上覆巖層方向也就是垂直井眼鉆井，坍塌壓力最高，井壁最不穩(wěn)定。

(3)勺型水平井鉆井關鍵技術可以解決地面條件受限，井口下方儲層難以動用的難題，7#井的順利實施，增大了儲氣庫注采井水平段長度和儲層接觸面積，為呼圖壁儲氣庫高效開發(fā)提供強有力的技術保障，也為國內各油氣藏型儲氣庫建設提供了借鑒。