浅谈大塔场低效气藏低成本钻井模式

李皓珉 邢政伟 唐 铸 胡光皓

（宜宾华油天然气有限责任公司，四川 宜宾 644000）

0 引言

大塔场沙溪庙气田位于四川省宜宾县李场镇境内，是典型的低孔、低渗透、低压气藏，气藏埋深约1300-1500m，单井平均日产量低于 5000m3，按照行业标准为低效或无效气藏，采用常规钻井工程技术，难以实现经济效益。此外，该区块北部区域遂宁组、沙二段地层极易发生恶性井漏，漏层垂向分布，使用传统或新型的堵漏工艺技术及材料成本极高，从经济角度考虑根本无法在该区域进行实施。为此，通过大塔浅层气团队十余年的探索努力，提出了以丛式井组、三开三完井身结构-简易井口、全井PDC钻进、聚黄钻井液体系、清水强钻定向技术、“无渗透”钻井液体系-筛管完井、氮气钻井-裸眼完井为一体的低成本钻井配套技术。

1 地质概况

1.1 地质构造

大塔场构造为一短轴背斜，浅层构造形态简单，为一两翼基本对称的短轴背斜构造。由于印支运动的影响，上三叠统香溪群以上的构造有两组构造叠合而成，一组为北东～南西向，一组为北西～南东向[1-2]。 大塔场构造区侏罗系沙溪庙组气藏的勘探表明，在构造圈闭区内并不是所有钻井均能获得工业气流，高产井也并非都分布在构造的高部位。可见沙溪庙组气藏并非只受构造圈闭的控制，它还受岩性的控制，沉积相控制的有利砂体也是确定井位重要因素。

1.2 勘探现状

大塔场构造的钻井工作始于1976年12月的塔5井钻探。该井设计目的层为下二叠统，因井漏严重在下三叠统嘉陵江组完钻，1977年12月对嘉陵江组试油未获油气，上试侏罗系沙一段，获得工业气流0.96×104m3/d，由此发现了大塔场侏罗系气藏。

截止2017年，大塔场共有井115口，生产井 74口。共建设采气井站2座，建设采气管道84.8公里。目前大塔场日均产气19.1万立方米，单井平均日产气2581立方米，年产天然气7000万立方米，自然递减率为12.46%。

1.3 资源储量

2011年申报国家储委储量，计算大塔场地区沙溪庙组沙一段气藏 B砂体探明储量为 39.06×108m3，储量丰度为 1.09×108m3/km2，技术可采储量为 18.36×108m3。

2015年开展大塔场构造沙一段气藏开发方案编制，数据截止2011年底，计算得到大塔场沙一气藏B砂体探明储量区储量40.26亿立方米，基本与储委批复的39.06亿立方米一致。结合2012至2015年勘探成果，现今含气面积已扩大至约45平方公里，储量进一步增加。

2 钻井配套技术

大塔浅层气钻探开发团队从工艺、设备、材料等多方面着手，研究探索适合区块的低成本钻探模式，在确保安全的前提下，力争从各个方面降低成本。

2.1 丛式井组方案

大塔区块所有浅层气井均以丛式井组进行建设，每个井组一般设计四至六口气井。根据地质靶点情况，丛式井组气井一般为“一直多斜”（或水平井），分别钻探不同“甜点”。斜井或水平井井眼轨迹分为“直-增-稳”三段式轨迹和“直-增-稳-增-稳”五段式轨迹两类。通过丛式井组方式，气井钻探在征地费用及钻前工程建设费用方面比建设四座单井井场可节约60%-70%，钻探施工效率提高300%以上。

2.2 三开三完井身结构及简易井口

气井井身结构一般采用φ311.2mm钻头钻进200m下 φ244.5mm表层套管，φ215.9mm钻头钻进至距产层上部约 10m下 φ177.8mm油层套管，φ152.4mm钻头稳斜钻穿产层完钻，裸眼完井或甩φ152.4mm割缝筛管完井。该井身结构技术上适应地层地质条件，并能有效封隔不同地层压力系统，同时在钻井、下套管、固井阶段最为节约工程费用。

气井井口均采用KQ65-35采气树，可适应10-15MPa的原始底层压力，并且安全余量充足，开采后期可进行修井、压裂等作业。采气井口安装采用φ177.8mm+底法兰+采气树的方式，每口井可节省一套套管头安装。

2.3 全井PDC钻头钻进

根据地层可钻性研究分析，该气藏钻井阶段各开次均采用PDC钻头钻进，机械钻速可尽可能提高。一开PDC钻头可重复使用5个井次以上，二开PDC一般使用2-3只，三开PDC使用1只，且以上入井钻头出井均磨损较轻，更换PDC复合片后可再次入井使用。

2.4 聚黄钻井液体系

该区块浅井一开采用般土-聚合物钻进。泥浆性能：密度 1.02-1.05g/cm3，漏斗粘度50-70S，般土含量45-60g/l，API失水＜10ml，静切力 2-5/5-20 Pa。 二 开钻井，地层主要为砂岩及泥岩，使用聚磺钻井液体系。该体系抑制性、抗温性良好，能确保安全钻进，且成本相对其他钻井液体系低20%-30%。二开钻井液密度1.15-1.25g/cm3，漏斗粘度 40-50"，APIFL6-8ml。

2.5 清水强钻定向技术

为适应区块北部上部地层严重漏失，通过采用井口旋转防喷器控制井控风险，清水强钻穿漏层，小喷嘴配合MWD定向，实现了二开钻进。由于井漏严重，甚至出现立压为0，为解决仪器数据丢失问题，在气体或充气钻井采用电磁波随钻测量系统成功应用的基础上，综合考虑工作原理、适用范围、可靠性、成本等，确定选取EMWD作为大塔场构造增斜井段清水强的随钻测量工具，从而很好地解决了定向数据读取问题。根据统计，该技术的使用在单井堵漏成本方面，每口井节约堵漏直接费用及间接费用在100万元以上。

2.6 “无渗透”钻井液体系-筛管完井

为保护油气层，通过比较油基钻井液、“无渗透”钻井液、超低渗透钻井液等多种钻井液体系，最终发现1.05-1.10g/cm3的“无渗透”钻井液体系最适应沙一段产层，产层污染程度最低，因此优选该体系作为水平井或开窗侧钻井产层段钻井液体系。三开打开产层后，通常采用割缝筛管完井。筛管与油层套管重合30m，最大限度节约筛管成本。通过该技术的实施，大塔浅层气最高单井测试产量达到7×104m3/d。

2.7 氮气钻井-裸眼完井

在井下工况符合的条件下（一般直井或60°以内斜井），为加快钻完井速度，实现产层零污染，选取氮气前平衡打开产层。使用氮气打开产层的井，为确保井控安全及井下安全，一般采用裸眼完井，油管下至油层套管管鞋以上30m。氮气钻井属于前平衡钻井技术，对井口装置要求较高，但由于大塔浅层气井产层较薄，利用该技术打开油气层一般施工周期只需要3-5天，同时该工艺的钻时快，污染小，产能预判准确度高可快速对下步决策提供依据，完井便捷，完井后试气时间短，因此虽然直接成本较高，但综合成本与“无渗透”钻井液完井基本持平。

3 结论

（1）通过配套技术的实施，该气藏已经成功实现上百口气井的钻探，单井平均建井周期约30天，钻井效率高，安全性高，证明该配套技术成熟可靠。

（2）该配套技术实施成本导致单井综合米进尺费用在4000元以下，经济性突出。

（3）在该配套技术的支持下，该气藏最高产量达到30×104m3/d，单方气开采利润最高时达到 1元/m3，打破了低效无效气藏的瓶颈，实现了良好的经济效益和社会效益。