储气库水平井井身结构优化技术及应用

＊张延兵 李录科 史配铭

（中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司 陕西 710018）

国内储气库注采井普遍采用“大尺寸井眼+储层专打”的井身结构理念，长庆油田陕224井区储气库也按照此理念采用四开大尺寸井眼注采水平井完井3口，平均钻井周期239.5d，井下故障复杂处理时效平均12.83d/口，钻井周期长，复杂故障时效高，主要问题该区块地层复杂，钻遇地层存在承压能力低的易漏地层，砂泥互层及大段连续碳质泥岩和煤层发育，井壁极易失稳垮塌的地层，各开次井眼尺寸大，机械钻速低，携砂困难，大斜度井段地层钻进过程中起下钻遇阻严重、划眼困难、卡钻、井漏等井下故障和复杂频繁发生。为此，对储气库水平井井身结构进行了优化，缩小各开次井眼尺寸，提高井壁稳定性及各开次机械钻速；优化技术套管下深，有效封隔低承压易漏地层，实现塌漏分治，确定合理的井身结构，有效避免井下故障复杂的发生，缩短钻井周期，降低钻井成本，实现高效益开发。

1.地质特点及原四开井身结构存在问题

(1)地质情况

自上而下钻遇第四系，白垩系洛河组，侏罗系安定组、直罗组、延安组、富县组，三叠系延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组，二叠系石千峰组、石盒子组、山西组、太原组，石炭系本溪组，奥陶系马家沟组。其中刘家沟组灰绿砂岩夹浅棕泥岩，该组地层承压能力低，易发生漏失；石千峰组、石盒子组（简称“双石层”）棕红色泥岩夹肉红色砂岩互层，可钻性级值5.3～5.6[1]，山西组、太原组、石炭系本溪组煤层及碳质泥岩发育，煤层单层厚1～2m，易坍塌；奥陶系马家沟组以褐灰色白云岩、泥质白云岩夹膏云岩为主，可钻性级值6.1，顶部存在裂缝、孔洞发育，易漏失。

(2)原四开井身结构存在问题

陕224区块储气库水平井目的层为马家沟组，属于碳酸盐岩气藏，储气库水平井勘探开发初期完井3口，均采用“导管+大井眼”四开井身结构（见图1），该井身结构能有效分隔易复杂地层和不同压力系数地层，但施工过程仍然存在漏、塌、卡等复杂故障问题，导致钻井周期长、施工效率低，无法满足钻井提速提效和高效经济勘探开发要求，通过实际情况分析该井身结构存在以下问题[2-3]：

图1 原四开井身结构图

①井眼尺寸大，环空返速低，井眼净化难度大，机械钻速低。一开、二开、三开井眼尺寸分别为Φ660.6mm、Φ444.5mm、Φ311.2mm，井眼尺寸大，在相同60L/s排量下各开次环空返速不足1m/s，较低；全井平均机械钻速1.92m/h，机械钻速低。

②二开Φ339.7mm技术套管下深浅，设计要求进入石千峰组10～30m，不能够有效封隔易漏刘家沟组地层，三开为稳定井壁提高钻井液密度至1.35g/cm3，套管脚易发生漏失。

③斜井段Φ311.2mm井眼，井眼尺寸大，地层结构应力降低，井壁垮塌严重。斜井段大井眼大井斜钻遇山西组、太原组、本溪组多套连续性煤层、碳质泥岩等稳定性极差地层，井壁失稳垮塌严重（见图2），复杂处理时间长达到278h/口，严重制约钻井提速。

图2 斜井段煤、碳质泥岩掉块

2.井身结构优化技术

(1)井眼尺寸优化

①井眼尺寸优化，提高机械钻速。由钻速方程[4-5]可知：同一地层、相同钻压、水功率及钻头切削单元设计相同的情况下，钻头直径与机械钻速成反比关系，因此缩小钻头尺寸，可以提高钻头单位面积机械破岩能力，进而提高机械钻速。

②井眼尺寸优化，增强井壁稳定性。利用Hoek-Brown岩石尺寸效应经验模型[6-7]推导出坍塌压力、破裂压力与井眼直径的定量关系，随着井眼尺寸缩小，坍塌压力逐步减小，破裂压力逐步增大，井壁稳斜性增强，钻井液安全密度窗口范围逐步增大，稳定井壁的钻井液密度逐步降低。为此，基于钻速方程及岩石尺寸效应经验公式分析井眼尺寸与机械钻速、井眼井壁稳定性之间关系，将原井眼尺寸优化缩小，提高机械钻速，增强井壁稳定性，降低井下故障复杂，实现安全高效钻井。

(2)必封点确定

根据钻遇地质特性及工程难点，结合三压力剖面曲线（图3）提示分析，确定必封点[8-9]：①第四系为欠压实流沙层，胶结程度低，岩性松散，易垮塌，因此，采用导管封固欠压实流沙层；②白垩系洛河组存在浅水层，易出水，砂泥互层及斜层理发育，易垮塌，因此采用表层套管封隔浅水层及易塌层；③三叠系刘家沟组地层承压能力低，实钻钻井液密度1.25g/cm3，发生失返性漏失，由三压力剖面图可知：进入刘家沟组（垂深2250m）破裂压力梯度由2.0MPa/100m逐步降至1.55MPa/100m左右，进入石千峰组破裂压力梯度逐步升至2.0MPa/100m，因此，二开技术套管必须下至石千峰组，封隔易漏刘家沟组地层。④二叠系石千峰组、石盒子组、山西组泥岩发育，石炭系本溪组存在连续煤层及大段碳质泥岩，均易发生垮塌，由三压力剖面图可知地层坍塌压力由0.5～0.75MPa/100m逐步升高至0.75～1.0MPa/100m左右，低密度钻井液不能够有效稳定井壁，极易发生井壁失稳垮塌。为此，采用技术套管封隔易垮塌复杂井段，为四开储层专打提供有利条件。

图3 三压力剖面曲线图

(3)二开技术套管下深优化

二开技术套管旨在封隔低承压刘家沟组地层，为三开提高钻井液密度安全施工易垮塌双石层、山西组煤层碳泥层做好准备，但根据前期实际施工情况分析发现，二开技术套管下深进入石千峰组10～30m，不能够有效封隔刘家沟组地层，钻井液密度提高至1.35g/cm3，套管脚存在漏失现象，漏速4～6m3/h，随着钻井液密度逐步提高，漏失量逐步增大。为此，将石千峰组上部棕红色含钙质结核泥岩及肉红色砂岩作为标记层，通过现场地质录井岩屑分析及邻井垂深比对分析确定技术套管下深，进入石千峰组50～100m，有效封隔易漏刘家沟组地层。

(4)井身结构优化确定

为避免钻井过程中漏、塌、卡、断钻具等复杂故障情况发生，提高钻井速度，同时满足储气库大流量强注强采需要，在精细分析地质特性及工程技术难点的基础上，依据地层三压力剖面及井眼尺寸优化，将原“导管+四开”大尺寸井眼井身结构，通过“瘦身”优化为“导管+四开”小井眼井身结构[10]，具体井身结构优化图（见图4）。

图4 优化后井身结构图

3.现场应用效果

通过井身结构优化，机械钻速提高显著，钻井周期大幅度降低，提速效果明显，具体见表1，现场应用完井2口，平均钻井周期120.25d，平均机械钻速5.28m/h，平均钻机月速度1310m/台月，较采用原井身结构完成井平均钻井周期缩短49.79%，平均机械钻速提高174.72%，平均钻机月速度提高228.23%，现以JP22井区施工完成井为例介绍现场应用情况。

表1 井身结构优化前后完成井平均技术指标对比

JP22井区为陕224储气库项目施工井区，施工初期采用“大井眼”四开井身结构完井3口，因井眼尺寸大，机械钻速低，井下故障复杂频繁，导致钻井周期长，通过井身结构优化在JP22-4-4、S17-Z1-H2井实践应用。JP22-4-4井采用Φ660.6mm钻头钻至井深42m，下Φ520mm导管至井深42m，封固第四系；一开采用Φ444.5mm钻头钻至井深509m，进入安定组紫红色泥岩56m，下Φ339.7mm套管至508.67m封固洛河组浅水层；二开采用Φ346.1mm钻头钻穿刘家沟组，进入石千峰组地层75m，下Φ273.1mm套管至2805.55m封固承压能力低的刘家沟组地层；三开采用Φ241.3mm钻头钻穿易垮塌双石层、山西组煤层及碳泥地层，进入马家沟组入窗，下Φ177.8mm套管封固斜井段易复杂井段；四开采用Φ152.4mm钻头钻至设计井深5086m，下Φ114.3mm“尾管+筛管”至5080.57m固井完井。

采用优化后井身结构应用完井2口，平均单井钻完井周期137.0d,实钻过程无井下故障复杂发生。由表2所示，与采用原井身结构完井3口井相比，平均单井钻完井周期缩短48.11%，平均单井复杂时效减少4.85%；各开次机械钻速大幅度提高，钻井周期缩短明显，由表3所示：应用优化井身结构完成井各开次平均机械钻速分别23.14m/s、8.86m/s、3.18m/s、5.23m/s，较原井身结构平均机械钻速分别提高356.98%、146.78%、113.74%、42.09%，各开次钻井周期分别3.02d、15.06d、35.67d、19.23d，较原井身结构各开次钻井周期分别缩短69.7%、73.93%、38.44%、56.56%，提速效果显著。

表2 井身结构优化前后各开次钻井周期及机械钻速对比

表3 井身结构优化前后完成井各开次平均钻井周期及平均机械钻速对比

4.结论

（1）通过井眼尺寸、技术套管下深两方面进行储气库水平井井身结构优化，不仅提高了钻井速度，降低了钻井开发成本，同时有效解决了井下复杂故障问题，实现了储气库水平井高效钻井施工。

（2）采用缩小井眼尺寸方式优化井身结构，在提高机械钻速的同时，能够有效降低井壁坍塌压力，提高破裂压力，降低钻井液密度，解决了原井身结构井壁失稳垮塌问题，实现提高钻井速度、降低井下复杂目的。

（3）技术套管下深确定必须将设计垂深、实钻地层录井标记层以及钻遇地层复杂特性有利结合综合确定，确保下深能够准确有效封隔复杂地层。

（4）井身结构优化时需要充分分析钻遇地层特征及工程技术难点，以经济高效钻井为目的，预防井下复杂故障为前提，合理确定井眼尺寸、必封点，满足现场复杂多变的地质要求。