大庆地热能U型先导试验井钻井设计

潘荣山 李继丰 李童 王影 王敬岩 刘美玲

1.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院；2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室

松辽盆地北部地热能资源丰富，分布范围广，是现实可行且具有竞争力的清洁能源。“十四五”能源规划目标是二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。在此目标下，中国石油集团公司大力推动新能源业务发展，确定了“清洁替代、战略接替、绿色转型”的发展战略，大庆油田也在加快践行“清洁替代”战略。

目前，我国对中深层地热能开发仍处于起步阶段，在天津、陕西西安、河北邯郸等地区部分企业开展过一些工程实践，均存在换热能量少，无法保证长时间运行的问题［1］。大庆油田采用U型对接“取热不取水”技术，提高换热量。首先对X区燃煤锅炉房热源替代开展先导性试验，停运现有燃煤锅炉房，实现污染“零排放”，达到环保要求。X区燃煤锅炉房所处区域的平均地温梯度达4.3 ℃/100 m，具备地热能清洁替代的资源基础［1］，同时该区萨尔图、葡萄花、高台子油层地热水层不发育，扶杨油层已投入开发，在X区部署了1对U型井(X1-1井及X1-H1井)，采用“取热不取水”方式开采中深层地热能，实现地热能供暖在边远城区应用的示范效应。

1 地质简况及施工难点

1.1 地质简况

大庆油田地热资源形式多样，具有地温梯度高、储量大、分布广的特性。松辽盆地北部经多年油气勘探表明，其地热资源包括中浅层地热水、中深层地热能和深层干热岩3种类型。中深层地热能位于泉二段及以下致密砂岩层，深度在2 000～3 000 m之间，地层温度在80～135 ℃之间。

X区属于低渗透油田，中深层地热能主要赋存于泉头组和登娄库组地层，岩层致密，发育多套砂泥岩组合，分布稳定。X区的中部地层温度较高，相对位于背斜顶部，上部泥岩起到隔层保温作用，下部断裂起到沟通深部热源作用，因此地温梯度高，热量散失慢，地层温度相对较高。X7井的井深3 315.29 m处实测地温为137.9 ℃，计算地温梯度为4.16 ℃/100 m。根据岩心测得砂岩导热系数为2.504 W/(m·℃)，泥岩导热系数为2.358 W/(m·℃)，砂泥岩互层，岩石成岩作用较强，导热能力增强。X区的换热层为登一段(垂深为2 800 m)，发育厚度为12.4 m，该层为砂砾岩层且分布稳定，可以实现套管内的循环水与地层热交换。

1.2 施工难点

本井组依次钻遇第四系、第三系泰康组，中生界白垩系下统嫩江组、姚家组、青山口组、泉头组、登娄库组。第四系及泰康组地层疏松，成岩性差，钻井施工中易发生井漏、井塌；嫩二段、青山口组地层发育大段泥岩，泥岩吸水后发生水化膨胀易产生剥落现象，钻井施工中易发生井塌、钻头和钻具泥包甚至卡钻；葡萄花、扶杨油层已注水开发，地层压力较高，且均为含气层，易造成钻井过程中井喷、油气侵等复杂情况，油层固井质量差及固井后套管外发生冒气等事故；扶杨油层裂缝发育，易发生井漏。

2 钻井设计优化

2.1 井型优选

常见的地热能开发井主要有2种：L型井单井闭式循环换热［2］和U型井循环水换热［3-4］。通过软件建立地质模型，模拟垂深均为2 800 m的L型井换热系统与U型井换热系统，其出口温度与换热效率的具体数据见表1。由表可知，U型井循环水换热在出口温度和换热效率方面均优于单井闭式循环换热，同时闭式循环没有污染；返排介质是无污染的软化水，无需处理；地下热储无需改造；水平井换热长度大；长水平段具有换热效率高的技术优势，因此优选U型井作为先导试验井的开发方式。

表1 U型井与L型井数据对比Table 1 Data comparison between U-shaped well and L-shaped well

2.2 井身结构优化

综合考虑钻遇地层层位、地层岩性、钻井复杂显示及钻井成本等多种因素，对井身结构进行优化，同时对周围邻井钻完井资料进行统计分析，对容易出现井下复杂的井段，制定针对性技术措施。为了提高U型井换热效率和满足流量50 m3/h的要求，重点对Ø177.8 mm生产套管进行优化设计。

X1-H1水平井设计垂深 2 800.0 m，造斜点2 510 m，靶前距300 m，水平段长1 000 m。优化为3层套管井身结构：(1)表层套管优化为Ø339.7 mm×100 m，封固浅水层及地表松散地层，防止上部疏松地层坍塌；(2)二开Ø244.5 mm技术套管下至泉三段以下50 m，封固葡萄花及扶杨油层，下深优化为1 440.0 m；(3)三开井段下入Ø177.8 mm生产套管至3 972.00 m，地面至500 m采用保温水泥固井，500 m至井底采用导热水泥固井。各层套管固井水泥浆均返至地面，在水平段可以实现套管内的循环水与地层热交换［5］。

X1-1直井优化为2层套管井身结构：(1)表层Ø273.1 mm套管下至嫩一底以下20 m，下深优化为324.0 m，封固地表松散地层，防止上部疏松地层坍塌；(2)二开为满足后期取热要求，地面至1 500 m采用Ø209.0 mm+Ø177.8 mm双层保温套管，采用常规G级水泥固井，1 500 m至井底下入Ø177.8 mm常规套管，采用导热水泥固井，固井水泥浆均返至地面。

2.3 钻具组合优化及井眼连通技术

为了实现优快钻井，结合X区地质特点，利用成熟配套的水平井钻井技术，对X1-H1井钻具组合进行优化设计。由于水平井完钻后不测井，因此采用LWD随钻监测井眼轨迹，以获取相关地层参数。为了强化“大排量、大钻压、大扭矩、高转速、高泵压”的钻井参数，设计Ø139.7 mm钻杆，以降低钻杆内水力损耗，实现“一趟钻”钻井提速。

2.3.1 造斜段钻具组合

为了提高造斜段井眼轨迹控制精度，设计单弯螺杆造斜，LWD随钻监测井眼轨迹。根据实钻情况，采用滑动钻进和复合钻进方式。钻具组合为：Ø215.9 mm钻头+Ø172.0 mm单弯螺杆(1.25°或1.5°)+Ø172.0 mm钻具浮阀+Ø172.0 mm LWD+Ø139.7 mm无磁加重钻杆×9 m+Ø139.7 mm斜坡钻杆 (18°)+Ø139.7 mm加重钻杆×223.2 m +Ø165.1 mm震击器+Ø139.7 mm加重钻杆×334.8 m+Ø139.7 mm钻杆。

2.3.2 水平段钻具组合

为了提高机械钻速，水平段安装水力振荡器，单弯螺杆造斜，LWD随钻监测井眼轨迹。施工中尽量减少滑动钻进，使井眼轨迹平滑，控制好井眼曲率不超过设计范围。钻具组合为：Ø215.9 mm钻头+Ø172.0 mm 单弯螺杆 (0.75°或 1.0°)+Ø172.0 mm 钻具浮阀+Ø172.0 mm LWD+Ø139.7 mm无磁加重钻杆×9.0 m+Ø139.7 mm 斜坡钻杆 (18°)×9.0 m+水力振荡器+Ø139.7 mm斜坡钻杆 (18°)+Ø139.7 mm加重钻杆×334.8 m+Ø139.7 mm钻杆。

2.3.3 井眼连通技术

应用磁导向技术进行井眼连通，通过实时监测地下人工磁场的分布特征，经软件处理、控制，实现对邻井井眼空间位置的高精度定位与导航，达到两井眼精确连通。当X1-H1井水平段距离X1-1井50 m左右开始采用磁导向工具监测井眼轨迹，随时对比分析实钻井眼轨迹与设计轨迹的偏差，预测下部井段所需的造斜率，控制好井眼轨迹参数，接近对接点时，控制一小段稳斜段，采用稳斜与X1-1井精准对接，实现水平井井眼与直井井眼连通。

2.4 钻井液体系优选

综合考虑设计井的水平段长度、储层配伍性、环保要求、钻井成本等因素，以钻井提速和储层保护两方面为出发点，X1-1井及X1-H1井二开优选钾盐共聚物钻井液，该体系阳离子聚合物能够快速对钻屑进行包被，有效抑制钻屑水化造浆，减轻地层水化膨胀，有利于钻屑及时返出。在满足安全施工要求的前提下，该体系具有良好的高温稳定性及井壁稳定能力，携岩能力强，摩阻力低，井径规则，可保证中深层钻井施工安全。

在高温地热钻井过程中，钻井液在高温下会出现分散性较强和黏度增加的情况，影响钻井作业正常施工，因此X1-H1井三开优选低固相KCl盐水钻井液体系［6-7］，以实现钻井液在高温环境下的稳定性，同时加入超细CaCO3，对井壁屏蔽暂堵，预防井漏的发生。该钻井液体系在大庆油田致密油区块共施工15口水平井，钻井液性能稳定，抑制性强，无钻头钻具泥包现象，防塌效果好，井壁无剥落掉块，固井质量较好(优质井13口，水平段平均固井优质段比例为81.61%)，应用效果良好。

2.5 固井技术优化

2.5.1 套管优化

由于U型地热井中水平井为注入井，直井为采出井，因此为保证采出井保温效果，X1-1井地面至1 500 m采用保温套管。保温套管一般由双层管组成，双层管环空填充比热容极低的高效隔热材料和反辐射材料，如耐高温岩棉纤维、气凝胶等多层包扎，并对环空抽真空处理，接箍位置使用其他方式保温。保温套管导热系数≤0.02 W/(m · ℃)，以防止热量损失，保证换热效果。X1-H1井及X1-1井1 500 m以下井段采用P110常规套管。

2.5.2 水泥浆体系优化

X1-1井由于上部采用保温套管，因此井口至1 500 m井段采用常规水泥浆体系，1 500 m至井底采用导热水泥浆体系，导热系数≥1.6 W/(m · ℃)，目的是在采暖后期水平段换热不足时实现二次吸热。X1-H1井生产套管地面至500 m采用保温水泥浆体系，导热系数≤1.0 W/(m · ℃)，500 m至井底采用导热水泥浆体系，导热系数≥1.6 W/(m · ℃)，目的是实现套管内的循环水与地层充分热交换。保温水泥浆体系主要外加剂是漂珠和抗高温水泥外加剂，漂珠加量一般为24%；导热水泥浆体系主要外加剂是磁铁矿粉和抗高温水泥外加剂，磁铁矿粉加量一般为45%，室内实验证明导热系数能够达到地质要求 ，且韧性好，能够满足地热井长期注采的要求。

2.5.3 固井关键技术

固井施工步骤：(1)下套管前进行固井承压试验，根据承压试验值调整水泥浆设计，确保固井不漏失，且能压稳地层；(2)平衡压力固井，注水泥浆连续，密度均匀；(3)水泥浆需要满足流变性好、体系稳定、稠化时间合理的要求；(4)X1-H1井生产套管固井，由于环空间隙小，顶替过程中容易发生漏失，固井施工过程中，要小排量低速顶替；(5)X1-H1井固井及候凝过程中应始终保持X1-1井井口是关闭状态；(6)若采用双级注水泥技术，一级施工结束后，必须记录一级固井最后的施工参数，在开孔过程中便于分析分级箍是否打开，防止将下塞替空，开孔后大排量循环1周以上。

3 结论

(1)大庆油田地热资源具有地温梯度高、储量大、分布广的特性。在X区开展地热能U型先导试验井的研究，对大庆地热能资源的高效开发利用具有重要的社会价值和经济价值，具有广阔的应用前景。

(2)通过L型井单井闭式循环换热和U型井循环水换热出口温度与换热效率的对比分析，优选U型井作为先导试验的井型。

(3)通过优化保温套管、保温和导热水泥浆体系，实现套管内的循环水与地层热交换的最大化，满足供热需要。