长庆天然气钻井实践

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1、长庆天然气钻井实践长庆苏里格气田天然气欠平衡钻井实践赵业荣刘硕琼雷桐张汉林(长庆石油勘探局)苏里格气田探明天然气储量达6000X10m,占长庆气田探明储量的60%，是我国西气东输的重要气源之一。勘探面积2X10km，但如何高效开发，谢临着两大技术问题，首先是如何降低开发成本，其次是如何最大限度地保护储层。长庆石油勘探局从2000年开始进行以天然气为循环介质打幵储层的钻井技术研究，并在陕242井、苏35—18井和苏39一14一1井、苏39—14一4井进行了实践，为苏里格气田的高效开发奠定了一定的基础。木文将论述长庆苏里格气田天然气欠平衡钻井技术。1苏里格气田实施天然气欠平衡钻井的必要性1

2、.1苏里格气田的储层特征分析苏里格气田的主力气藏是上石盒子组盒8层，属于岩性气藏，气藏的天然气组分以甲烷为主，达88%〜96%,属无硫干气，气藏压力为27〜29MPa。储层具有以下特征：(1)盒8储层岩性主要是含砾砂岩、石英砂岩及岩屑砂岩，分布着微细裂缝，微裂缝的密度为0.2〜0.3条/m。(2)储层空隙屮粘土矿物，含量在15°%〜30%左右。⑶孔隙内自生的粘土矿物主要以伊利石、高岭石为主，含少量的绿泥石混层。(4)储层的束缚水饱和度在70%〜90%范围。苏里格气田属于典型的“四低”气田。该气田的压力系数仅为0.8左右，渗透率为(0.0188〜97.4)X10um，产量低，表1是75口

3、试气产量情况。表1截止2002年12月75口井试气产-324283储层敏感性伤害的室内评价。通过对其酸敏、速敏、盐敏、水敏以及水锁进行评价，结果认为该地区具有强水锁、中偏弱速敏、弱水敏、无酸敏特征，实验数据见表2。表2苏里格地区储层水锁试验结果岩心实验证明：储层遇水后，使得气相渗透率急剧下降，当含水饱和度超过60%时，天然气的渗透率降到原来的1/6〜1/8,甚至为0,且很难恢复。1.2在苏里格气田实施天然气欠平衡钻井的必要性由以上分析可以看出，水是有效开发苏里格气田的天敌，用水基工作液打开储层，将会污染地层，从而使储层渗透率大幅度下降，而气体钻井因没有水进入地层而能最大限度地保护储层，

4、而且，气体钻井可以大幅度提高机械钻速，缩短建井周期，因此苏里格气田实施进行天然气(或氮气)欠平衡钻井技术研宄是非常有必要的，也将是高效开发苏里格气田的主要途径。2苏里格气田目前的钻井现状针对苏里格地区储层特点，我们研究应用了水平井技术、油溶屏蔽暂堵技术，C02泡沫压裂等7项技术。2002年苏里格气田平均建井周期为45d左右，平均机械钻速7.7m/h,平均井深为3380〜3400m,井身结构见图1。该地区的不同层位的机械钻速统计数据见图2,从图上明显看出，延长组以下地层的机械钻速大大低于上部。以延长组为界，延长组以上地层和以下地层的纯钻时间在全井纯钻时间中占70%左右，综上所述，目前苏里

5、格地区的建井周期长，是因为延长组以下地层速度太慢。统计数据见表33天然气欠平衡钻井技术研究情为了进一步提高机械钻速，缩短建井周期，减少开发投资，保护储层长庆局于1999年开始研究天然气欠平衡钻井技术，在以下几个方面取得了阶段性成果。3.1地层稳定性的评价围绕三个地层压力梯度剖面需要考虑5个方面的因素，即：①实际存在的非均匀力场，包括上覆应力和构造应力；②孔隙弹性理论；③井壁I韦I岩的应力状态及其非线性弹性的修正；④地层的岩性、强度、弹性参数；⑤地层的孔隙压力和有效应力系数。3.1.1地应力与井壁稳定分析地应力是产生井壁不稳定的主要力源，地层受三个方向的地应力，即垂直应力ov、最大水平应

6、力oH、最小水平应力oh，见图3。这三个地应力是不均衡的，由于这种不均衡的存在，造成了井壁的不稳定，最终导致井壁坍塌垂直应力ov从密度测井曲线求得。最大水平应力oH和最小水〒应力Oh有两种方法求得，一是采用地层破裂压力试验，二是采用对岩性加载进行声发射试验取得岩石的弹性模量和泊桑比来进行计算。对地质构造平缓地区的分层地应力计算模型为：0H=[Us/(1—Ps)+P](Ov-aPp)+aPp0h=[Ps/(1—Ps)+y](ov-aPp)+aPp式屮ov——上覆应力，MPa；a——有效应力系数；Pp——地层的原始孔隙压力，MPa；us地层静态泊桑比；一一地层构造应力系数；OH,Oh最大和

7、最小的远场水平地应力，MPa。3.1.2井壁坍塌压力梯度模式坍塌压力是指井壁不产生崩落破坏或塑性缩径所需的井内液柱压力。井壁的坍塌崩落主要有两个方面，一是井壁上的剪切应力太大而发生剪切破坏，另一个原因是泥浆压力小于低渗地层的孔隙压力所致。井壁剪切坍塌压力的当量泥浆密度可表达为：Pb=[r)(3oH—oh)—2CK+aPp(K—1)]100/H(K+R)C=AP(1—2ud)(l+2ud)/(1—2ud)up(1+0.78ud)K=ctg(Ji/