油气藏型储气库钻完井技术要求(试行)

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1、油气藏型储气库钻完井技术要求（试行）第一章总则第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应加强对现场各施工环节的监督。第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取可靠的技术措施，确保储气库的完整性。第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实现欠平衡或近平衡钻井。第四条本技术要求

2、包括储气库新井钻井工程、完井工程和老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。第二章钻井工程第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事故复杂、保证固井质量等目的。第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，新钻注采井井间距应根据井场面积、布井数量、安全生产以及后期作业等因素统筹考虑，原则上不小于10m。第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、老井防碰和后期作业要求。老井若没有暦D或多点测斜仪测量数据，应采用陀螺仪进行轨迹复测，新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测量误差。

3、第八条注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度注采及安全生产的需要，各层套管下深应结合当前实际地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。第九条为了提高储气库单井注采能力，宜采用较大尺寸的井身结构，同时应根据储层特征，优先采用水平并。第十条应结合储层特征具体分析储层段完井方式，宜采用裸眼或筛管完井方式，可采用遇油、遇水膨胀封隔器提高完井管串的稳定性。第十一条为了满足储气库长期交变应力条件卜对生产套管强度的要求，应根据储气库运行压力按不同工况采用等安全系数法进行设计和三轴应力校核。生产套管材质应结合油气藏流体性质和外来气质进行选择。第十二条原则上技术套管不做生产套官。技术

4、套管作为生产套管时，套管壁厚的设计应考虑钻井过程屮的套管磨损因素，施工过程中应采取防磨措施，完井后应做套管磨损分析，评价套管可靠性。第十三条生产套管及上一层技术套管应选用气密封螺纹，套管附件机械参数、螺纹密封等性能应与套管相匹配。为保证气密螺纹的气密性能，下套管作业应由专业队伍采用专用工具完成，生产套管应逐根进行螺纹气密性检测，螺纹密封检测压力为储气库井U运行上限压力的1.1倍。第十四条生产套管固井不使用分级箍，若封固段长应采用尾管悬挂再冋接方式固井。生产套管固井推荐使用套管管外封隔器，配合固井措施提高防气窜能力。第十五条钻井施工中应加强井眼质量控制，平均井径扩大率不超过1

5、0-15%。第十六条应根据井眼轨迹参数、井径数据，应用专业软件进行套管扶正器设计，确保套管柱居中度不小于67%。第十七条下套管前应做地层承压试验，确保地层承压能力满足固并施工要求，达不到承压条件，不进行固外施工。第十八条注水泥施工前，应以不小于钻进时的最大环空返速，充分循环钻井液，清洁井眼，振动筛无明显岩屑返出。第十九条生产尾管及盖层段固井应使用異有柔韧性的微膨胀水泥体系。水泥浆游离液控制为0,滤失量控制在50ml以内，沉降稳定性试验的水泥石柱上下密度差应小于0.02g/cm3,水泥石气体渗透率应小于0.05X103um2,膨胀率0.03-1.5%。1.常规密度水泥石24-

6、48小时抗压强度应不小于14MPa，7天抗压强度应不小于储气库井口运行上限压力的1.1倍，但原则上不小于30MPa。1.低密度水泥石24-48小时抗压强度应不小于12MPa，7天抗压强度应不小于储气库井口运行上限压力的1.1倍，但原则上不小于25MPa。第二十条各层套管固井水泥浆均应返至地面，应在施工前对现场样品进行复核实验。固井过程中应取水泥和水样品评价其性能。生产套管固井应采用批混批注方式施工，水泥浆密度差小于0.02g/cm3。第二十一条水泥胶结质量检测应选择声幅/变密度测井，生产套管及盖层段应增加超声波成像测井，测井资料按照相应技术要求进行处理，处理结果包括第一、二

7、界面胶结程度和水泥充填率等内容，并对水泥环封固质量及层间封隔情况等进行综合评价。第二十二条生产套管固卯质量胶结合格段长度不小于70%；对于封固盖层的技术套管，盖层段固井质量连续优质水泥段不小于25m,且胶结合格段长度不小于70%。第二十三条生产套管应采用清水介质进行试压，试压至井U运行上限压力的1.1倍，但不能超出生产套管任一点的最小屈服压力值，30min压降不大于0.5MPa为合格。第二十四条套管头应根据井口最高运行压力、注采流体性质进行压力级别和材质选择，应采用金属与金属密封。第三章完井工程第二十五条注采井完井