淺層枯竭型氣藏儲氣庫鉆井關鍵技術

馬金龍

1.中國石油大慶油田有限責任公司采油工藝研究院（黑龍江大慶 163453）2.黑龍江省油氣藏增產增注重點實驗室（黑龍江大慶 163453）

0 引言

S儲氣庫是由SZ和C51兩個小型枯竭氣田改建而成，屬于中俄東線黑河-永清北段（黑河-長嶺干線）天然氣管道配套工程，以期達到為哈爾濱市和大慶市季節調峰和應急供氣的功能[1]。SZ 和C51 氣田在1990年前后分別投入開發，多年的開采證實氣藏是無邊水的封閉彈性氣驅氣藏，現已進入開采末期，生產能力較低，因其具有埋藏淺、滲透率高、構造完整、地質情況清楚、氣藏剩余氣量可作為基礎墊底氣等優勢成為氣庫選址對象[2-3]。氣庫設計總庫容6.49×108m3，工作氣量3.97×108m3，低于世界儲氣庫平均工作氣量5×108m3，屬于小型儲氣庫[4]。經多年開發，氣藏衰竭程度較高，壓力系數低，儲層保護困難；注采井井筒面臨注采過程中溫度和壓力的周期性變化，井筒完整性不易控制，這兩點是枯竭型儲氣庫的主要難點問題。針對上述問題，通過對井身結構、鉆井液屏蔽暫堵體系、套管選材和氣密封扣、水泥漿體系等鉆井關鍵技術的研究及應用，解決了儲層保護和井筒完整性控制難題，實現了淺層枯竭型氣藏儲氣庫井的高效開發，為國內類似儲氣庫建設提供了借鑒。

1 地質特征

1.1 巖性及物性特征

構造位于松遼盆地中央坳陷區的朝陽溝階地，構造較完整、圈閉面積大，是理想的地下儲氣構造。目的層為姚家組一段葡萄花儲層，埋藏淺，頂面埋深為570～723 m，厚度一般為25～40 m。葡萄花儲層是一套夾于大段深湖相黑色泥巖中的灰綠色泥巖與粉砂巖、細砂巖組合?？紫额愋鸵栽ｉg孔為主，有一定的非均質性，膠結類型以接觸式為主，膠結程度中等。平均孔隙度為27.4%，平均滲透率為550.1×10-3μm2。

1.2 溫度、壓力及流體特征

葡萄花地層溫度37.5 ℃，溫度梯度為6.0 ℃/100 m，為正常溫度系統的氣藏。原始壓力區地層壓力一般為5.8～7.3 MPa，壓力系數為0.96～1.02，為正常壓力系統；生產井區經多年開發，壓力枯竭，壓力僅為2.6～4.3 MPa，壓力系數為0.36～0.60，為極低壓力系統。地層水總礦化度為19 427.63 mg/L，水型為NaHCO3型。地層水中HCO3—成垢離子質量濃度較高，易與外來鉆井液產生無機沉淀，堵塞孔喉，對儲層造成傷害[4]。

2 鉆井難點分析

2.1 儲層保護困難

經過30多年的開發，氣田葡萄花地層處于壓力枯竭狀態，地層虧空嚴重，生產井周圍預測壓力系數在0.36～0.60，承壓能力低，施工過程中易發生虧空性井漏，甚至失返性井漏。葡萄花儲層孔隙度大、滲透率高，鉆井和完井過程中工作液液相及固相顆粒易進入儲層，造成儲層損害。區塊內布置了多口水平井，暴露面積大，污染區域大，滲透率恢復難，儲層保護困難[5]。

2.2 井筒完整性不易控制

注入的氣源氣含CO2并且儲層發育地層水，因此在采出過程中管柱可能會受到腐蝕，并且管柱要長期承受運行壓力、溫度等載荷的不斷變化，密封完整性難以控制。長期注采產生的交變載荷也易導致注采井固井水泥環破裂，第I、II膠結面的失效，導致儲層氣通過失效的固井水泥環進入其他地層或沿井筒泄漏至地面，影響儲氣庫的安全運行，甚至儲氣庫的整體報廢[6]。

3 鉆井關鍵技術

3.1 井身結構

3.1.1 井身結構要求

根據砂體展布特征，優選儲層有利部位布署注采井，采用直井+水平井進行注采，水平井充分結合沉積特征，以沿河道方向為主。結合氣藏特征和注采工程要求，考慮從以下幾個原則進行井身結構優化[7-8]：

1）能夠滿足儲氣庫注采和周期交變載荷的需要，滿足長期安全生產要求；氣庫運行壓力及注采氣量相對較小。井身結構優化應秉持既安全可靠又經濟節約的理念。

2）蓋層壓力系數大，儲層壓力系數小，為更好地實現儲層保護，應滿足儲層專打的要求，以此來確定各開次套管下入深度。

3）根據完井方式和油管尺寸，由內向外確定各層套管尺寸，各層套管環空間隙應滿足水泥環長期密封要求，保障井筒完整性。

3.1.2 井身結構優化

為了提高注采能力及保護儲層，注采工程要求采用儲層篩管完井方式，同時考慮儲層專打的要求，確定最下面的開次應從蓋層底以上10 m 鉆至青山口組（未鉆穿），完全鉆穿葡萄花儲層。篩管尺寸過大不經濟節約，篩管尺寸過小不利于下入生產完井管柱及井下工具，因此選擇127 mm 的篩管，匹配常用的152.4 mm 鉆頭。篩管由膨脹式尾管懸掛器掛在上層套管鞋以上50 m處。

再上一層套管封固上部地層及蓋層，可以用于生產，從井口下入到蓋層底以上10 m。注采工程要求直井使用88.9 mm 油管，水平井使用114.3 mm 的油管，油管外封隔器的尺寸分別為145 mm 和152 mm，所以生產套管的尺寸選定為177.8 mm。生產套管與井眼之間有一定的間隙，如果間隙太大不經濟節約，間隙太小導致下套管困難及注水泥后水泥過早脫水形成水泥橋，同時在替漿過程中鉆井液和水泥漿流動阻力大，易造成混竄，固井質量差水泥環薄，強度低[7]。為保障井筒完整性，套管環空間隙滿足水泥環長期密封要求，避免小間隙固井，間隙應大于25 mm，選用241.3 mm的鉆頭。

最上面下入表層套管封固飲用水層，套管固井水泥漿均返至地面，井身結構優化結果見表1。

表1 井身結構優化結果

3.2 鉆井液屏蔽暫堵體系

3.2.1 屏蔽暫堵體系優選

通過分析S 儲氣庫地質特點可知，儲層黏土含量較少，使用鉆井液屏蔽暫堵技術可有效改善鉆井液對儲層的傷害，為此開展了鉆井液屏蔽暫堵技術研究及應用。為了優選屏蔽暫堵劑架橋粒子和填充粒子的尺寸和加量，開展了4 因素3 水平的正交實驗。儲層平均孔隙半徑為5.590 μm，基于“2/3架橋規則”，架橋粒子尺寸一般為平均孔喉尺寸的1/2～2/3，因此架橋粒子尺寸設4.0、5.0、6.0 μm 3 個水平；架橋粒子加量設1%、2%、3%3個水平；填充粒子尺寸設1.5、2.0、2.5 μm 3個水平；填充粒子加量設0.5%、1%、1.5%3個水平。根據高溫高壓濾失量實驗結果，當架橋粒子尺寸為5.0 μm、架橋粒子加量為3%、填充粒子尺寸為2.5 μm、填充粒子加量為0.5%時，該體系通過滲透率為500×10-3μm2巖心，濾失量最低為4.4 mL，濾失量變化最大為71.14%；通過滲透率為750×10-3μm2巖心，濾失量最低為5.6 mL，濾失量變化最大為66.67%，屏蔽效果最好。

3.2.2 暫堵效果室內評價

為了評價該屏蔽暫堵體系對儲層的暫堵、解堵性能，通過室內巖心樣品流動實驗，選取3塊巖心分別測定加屏蔽暫堵劑前、加屏蔽暫堵劑后和解堵后的滲透率，見表2。未加優選出的屏蔽暫堵劑前，巖心樣品表皮系數很高，說明污染嚴重；加入屏蔽暫堵劑后，巖心樣品表皮系數大幅度下降，說明該屏蔽暫堵體系能有效改善鉆井液對儲層的傷害；進一步酸化解堵后，由于屏蔽暫堵體系和部分巖石顆粒被酸化溶解，表皮系數為負值，巖心滲透率恢復值高于初始滲透率，平均增加了9.66%。

表2 加屏蔽暫堵劑前后及解堵后巖樣滲透率數據對比表

3.3 套管選材及氣密封扣

3.3.1 套管選材

氣庫自產的天然氣中，CO2體積分數為0.04%～0.25%，分壓不超過0.015 MPa，不含硫化氫。氣源CO2體積分數為2%～3%，最高分壓為0.19 MPa，不含硫化氫，氣源注入過程中由于不含水不會產生腐蝕。氣庫儲層可能有見水的風險，因此氣源在采出過程中CO2遇水會對套管產生腐蝕，最高分壓0.19 MPa，為輕度腐蝕環境。根據材質抗腐蝕評價的全浸實驗，溫度為40 ℃、CO2分壓為0.21 MPa 時，L80(1Cr)腐蝕速率為0.107 mm/a，N80 腐蝕速率為0.141 mm/a，J55 腐蝕速率為0.413 mm/a。L80（1Cr）腐蝕速率小于行業標準0.125 mm/a，因此套管選擇L80（1Cr）材質。

3.3.2 氣密封扣

為了確保管柱的密封性，儲氣庫注采管柱和生產套管柱必須選用氣密封螺紋接頭，其結構完整性、密封性和抗粘扣性能應達到使用標準。目前國內各儲氣庫選用的氣密封螺紋接頭各異，大多數對接頭的抗壓縮能力沒有任何要求，存在泄漏風險，易造成環空帶壓[9]?？紤]管柱載荷的交變情況，接頭應按管柱承受的最大拉伸載荷和最大壓縮載荷選擇，優選使用THB 特殊氣密封螺紋接頭。該接頭是金屬對金屬密封的接箍型螺紋接頭，接頭的拉伸、壓縮、抗內壓和抗外壓強度與管體100%一致，具有卓越的氣密封性能；堅固耐用的粗牙螺紋和大錐度深對扣設計，可實現輕松上扣；扭矩范圍廣，抗過扭矩能力強，抗粘扣性能好，可以反復上卸扣而不損傷螺紋。

3.4 水泥漿體系

3.4.1 性能要求

考慮長期注采產生的交變應力對水泥環完整性的影響，蓋層段固井應使用韌性水泥漿體系。注采井設計的注采壓力區間為2～6 MPa，按照最大注氣壓力不超過運行上限壓力3 MPa 計算可知，注采過程中，井底壓力區間為2～9 MPa，交變壓力為7 MPa。由于交變壓力較小，井深較淺，氣庫注采井固井按照《儲氣庫固井韌性水泥技術要求（試行）》執行，水泥石膨脹率為0，強度為28 MPa，彈性模量為6 GPa，即可滿足密封完整性要求。

為了儲層保護，固井水泥漿失水量應不大于50 mL/（30 min×6.9 MPa），游離液應控制0 mL，沉降穩定性試驗的密度差應小于0.02 g/cm3。

3.4.2 體系研發

注采井井底溫度低，強度發展更不易保證，對水泥石抗壓強度等性能要求高。針對蓋層段固井水泥性能要求，在以下幾個方面進行了水泥漿體系研究：降低水泥石彈性模量、提高水泥石抵抗外力的能力；加速水泥漿水化速度，提高水泥漿體系的抗竄阻力；改善水泥環界面過渡層結構，提高水泥環界面膠接強度和變形能力；降低水泥環的滲透率。最終研制開發了低溫增韌防竄水泥漿體系，該體系主要由G 級水泥+5%DZ750 低溫增韌劑+16%DCK（早強劑、防竄劑、降失水劑）組成。

DZ750 低溫增韌劑由低彈模、高回彈有機環氧樹脂等主要組分組成，通過正交實驗確定含有羥基、醚鍵等極性基團和苯環的含量和比例，在低溫下使水泥分子間有機結合，降低水泥石彈性模量，達到了水泥石增韌的效果，克服目前增韌劑降低水泥石抗壓強度，沉降穩定性差，水泥漿初始稠度高等缺點。根據水泥石拉伸實驗得到力學性能對比數據見表3。加5%增韌劑的水泥石抗壓強度為30.7 MPa，彈性模量為3.5 GPa。與常規水泥漿相比，加入增韌劑后彈性模量降低了53%，抗壓強度僅降低了9.1%，對抗壓強度影響不大。滿足儲氣庫韌性水泥漿標準中提出水泥石的抗壓強度≥28 MPa，彈性模量≤6 GPa的要求[10]。

表3 力學性能對比數據表

3.4.3 室內評價

原漿水泥石與低溫增韌防竄水泥石在27 ℃時滲透率隨養護時間的變化見表4，低溫增韌防竄水泥石的滲透率遠遠小于原漿水泥石的滲透率，約為其1/10。說明低溫增韌防竄水泥石結構更加緊密，膠結更強更致密，固井質量能夠明顯提高。

表4 水泥石滲透率對比表

不同溫度下原漿與低溫增韌防竄水泥漿體系的常規性能對比見表5。低溫增韌防竄水泥漿與原漿相比，稠化時間明顯縮短；8 h 和24 h 的抗壓強度大幅提升，說明具有較高的早期強度；7 d 彈性模量大幅下降，韌性較好；具有較快的凝結時間，凝結時間降低了近一半。低溫增韌防竄水泥漿在低溫下，基本性能滿足固井施工要求，同時具有較低的濾水量，有利于提高固井質量和儲層保護。

表5 不同溫度下低溫增韌防竄水泥漿體系常規性能

4 現場應用

4.1 典型井分析

S 試平1 井是S 儲氣庫第一口先導試驗水平井，通過井身結構優化后，二開鉆打蓋層時使用防塌、造壁性好的低固相鹽水鉆井液體系，密度調整為1.29～1.32 g/cm3，以穩定地層。三開需要儲層專打，在鉆井液體系中加入屏蔽暫堵劑，降低密度為1.05～1.15 g/cm3。通過加入屏蔽暫堵體系及降低鉆井液密度，能有效防止鉆井液侵入，降低泥餅滲透率，起到保護儲層的作用。施工后進行酸化解堵處理，試氣壓力恢復數據解釋儲層表皮系數值為-0.75，表明屏蔽暫堵技術取得較好的效果。

利用IBC 測井對固井質量進行檢測，共720 m的封固段中，優質井段占428.9 m，優質率為69.71%；合格井段占521.8 m，合格率為84.80%；蓋層段固井質量連續優質段長度有兩段，分別為29.68 m 和35.20 m，說明應用低溫增韌防竄水泥漿體系封固質量好，對儲層能夠起到封閉作用，滿足儲氣庫井固井質量的要求。

4.2 全部井分析

S儲氣庫已完成全部18口注采井及監測井的鉆完井作業，使用L80（1Cr）套管搭配THB 氣密封扣，套管入井前進行氣密封檢測，共計入井1 500 余根，甩出1根，THB 氣密封扣使用效果良好，滿足使用要求。鉆完井過程中無復雜風險發生，施工后管外不冒油、氣、水，環空各壓力系統不互竄，井筒完整密封、安全可靠，運行良好，可有力地保障冬季天然氣的供應。

5 結論

1）針對S 儲氣庫，二開套管封隔壓力較高的蓋層，實現下部低壓力地層安全鉆進，避免地層漏失；三開下入篩管，提高注采能力，實現儲層專打。

2）儲層埋藏淺、壓力系數極低，存在漏失污染儲層風險。鉆入儲層段后，通過加入屏蔽暫堵劑和降低鉆井液密度，有利于減少鉆井過程中的漏失，有效保護儲層。

3）優選滿足儲氣庫井安全生產的氣密封扣、抗CO2腐蝕套管，保證管柱密封性。研發使用低溫增韌防竄水泥漿體系，高強度抵御地層載荷，低彈性模量降低載荷傳遞系數，達到保持水泥石力學完整性的目的，確保儲氣庫井的長期、高效、安全運行。