四川全過程欠平衡鉆井技術及典型井例

四川全過程欠平衡鉆井技術及典型井例第一頁，共71頁。匯報內容一、四川欠平衡鉆井公司簡介二、高效勘探開發(fā)需要二、四川欠平衡鉆井技術發(fā)展三、典型井例四、下一步攻關建議第二頁，共71頁。一、公司簡介第三頁，共71頁。中國石油（一）簡介四川欠平衡鉆井公司是集科研、服務于一體的專業(yè)化技術服務公司，主要致力于欠平衡鉆井工藝技術研究及配套裝備的研制，并為國內外油氣田提供從論證、設計到現場服務及設備加工、租賃等服務。公司于2000年在中國油氣井滅火公司基礎上組建，在井控、搶險、氣層欠平衡鉆井和處理井下復雜方面具有獨特優(yōu)勢，具有一批經驗豐富的從事科研和欠平衡鉆井現場技術服務的專業(yè)技術人員和操作人員。第四頁，共71頁。中國石油（二）公司規(guī)模公司現有員工100多人，旋轉控制頭等欠平衡鉆井關鍵裝備16套，產層欠平衡鉆井作業(yè)隊伍10支；不壓井起下鉆裝置3套，不壓井作業(yè)隊伍3支。擁有1200m3/min的空氣鉆井設備、210m3/min氮氣鉆井設備，氣體鉆井作業(yè)隊伍5支。是國內規(guī)模最大的欠平衡專業(yè)化公司之一。先后在四川、吐哈、塔里木、冀東、中石化西南局、華北局、中海油渤海油田、緬甸、哈薩克斯坦、伊朗等國內外多個油氣田進行了技術服務。第五頁，共71頁。（三）技術優(yōu)勢和特點自主研發(fā)了旋轉控制頭、不壓井起下鉆裝置為代表的欠平衡鉆井系列配套裝備，擁有六項國家專利；具備國內獨具特色的全過程欠平衡鉆井作業(yè)（30多井次）；目的層欠平衡施工（220多井次）國內最多，氣體鉆井施工（100多井次）國內最多，占全國欠平衡鉆井累計總數的60％以上。第六頁，共71頁。1999年至2006年，四川共開展218井次欠平衡鉆井，全過程欠平衡鉆井48井次，獲工業(yè)性油氣流41口井，累計獲測試產氣435×104m3/d、產油143t/d。第七頁，共71頁。截至2006年底共進行氣體鉆井109井次，其中天然氣鉆井15井次、氮氣鉆井31井次，柴油機尾氣鉆井3井次，空氣鉆井60井次（干氣44井次、充氣4井次，空氣泡沫12井次）。第八頁，共71頁。四川欠平衡鉆井取得了良好的技術經濟指標國內第一口全過程欠平衡鉆井完井：2002年7月，邛西3井國內第一口全過程天然氣鉆井：2003年2月，井淺2井國內第一口氣體鉆水平井：2004年6月，白淺111H井第一口帶壓下尾管、電纜傳輸射孔完井：2004年5月，邛西6井國內天然氣鉆井井深最深（3760.71m）；國內氣體鉆井天然氣產量最高(60×104m3/d)：2004年7月，平落19井國內第一口氮氣鉆井：2005年4月，七北101井國內氣體鉆井井深最深井：2006年7月，中石化西南局大邑1井氮氣鉆井，4775.56m2006年8月，塔里木油田滿東2井，6200m第九頁，共71頁。二、高效勘探開發(fā)的需要第十頁，共71頁。碎屑巖儲層特點川渝地區(qū)中上部地層碎屑巖分布面積約9萬平方千米，僅上三疊統(tǒng)天然氣總資源量達9065億立方米，占盆地天然氣總資源量的16.96%，主要聚集在盆地中西部（占90.39%），而已探明不到5%，碎屑巖的勘探開發(fā)潛力大。第十一頁，共71頁。碎屑巖儲層特性低孔、低滲致密砂巖儲層平均孔隙度：1.2%～13.5%平均滲透率0.01～0.45md儲層非均質性強，物性縱橫向上差異大儲層有效性取決裂縫發(fā)育程度，屬裂縫—孔隙型儲層儲層含水飽和度普遍較高大于50%，平均60%～70%第十二頁，共71頁。碎屑巖儲層勘探開發(fā)存在的問題在鉆井、試油過程中易受損害且難以逆轉儲層的泥質含量高，一般為4~7%主要傷害是水敏和固相傷害使用常規(guī)開采技術不能有效經濟開發(fā)第十三頁，共71頁。碎屑巖儲層勘探開發(fā)存在的問題淺層至中深井段的井漏嚴重：處理井漏或因井漏帶來的復雜時間占鉆井總時間的8～10%，甚至個別井因井漏復雜導致報廢;大量堅硬地層：鉆井速度極低，嚴重制約了勘探開發(fā)進程。第十四頁，共71頁。井漏、卡鉆等工程難題易損害且難逆轉發(fā)展欠平衡鉆井技術機械鉆速極低難題井漏、漏噴同存、壓差卡鉆等工程難題第十五頁，共71頁。三、近年來四川欠平衡鉆井的發(fā)展第十六頁，共71頁。發(fā)展階段（2001年～2002年）起步階段（1999～2001年）近幾年四川欠平衡鉆井技術發(fā)展階段：應用與深化拓展階段（2003年～至今）第十七頁，共71頁。1999年～2001年發(fā)展階段跟蹤國外技術總結前人經驗結合碎屑巖儲層特征開展裝備和工藝研究14井次現場試驗理論缺少系統(tǒng)研究現場實踐少以及時發(fā)現為目的，取得一些成功經驗，無重大突破◆◆◆◆◆◆◆◆◆裝備可靠性、安全性和適應能力較差第十八頁，共71頁。系統(tǒng)的部署和實踐深化理論研究加強裝備研制開展工藝技術攻關理論上取得系統(tǒng)研究成果裝備自主研制取得重大進展觀念徹底改變：全過程欠平衡鉆井技術—欠平衡鉆井技術的重大突破?，F場試驗取得邛西構造勘探重大突破◆◆◆◆◆◆2001年～2002年發(fā)展階段◆第十九頁，共71頁。全過程欠平衡鉆井規(guī)模應用全過程欠平衡鉆井工藝進一步完善欠平衡完井取得突破發(fā)展了氣體欠平衡鉆井技術發(fā)展了欠平衡水平井技術運用壓力控制鉆井處理工程復雜◆◆◆2003年以來應用與深化拓展階段◆◆◆第二十頁，共71頁。欠平衡鉆井的核心技術欠平衡取心不壓井起下鉆不壓井測井欠平衡鉆井欠平衡鉆水平井不壓井完井欠平衡鉆井核心技術第二十一頁，共71頁。不壓井起下鉆技術井下套管閥強行起下鉆裝置第二十二頁，共71頁。不壓井測井、射孔技術

據欠平衡鉆井工藝技術特點，設計了帶壓測井的井口電纜防噴裝置，研發(fā)了相應的測井、射孔工藝技術，攻克了欠平衡條件下的負壓射孔技術難題，形成了全通徑射孔工藝技術、模塊式射孔槍錨定射孔工藝技術和井口帶壓電纜輸送射孔工藝技術三項欠平衡配套的射孔工藝技術。近來發(fā)展了氣體鉆井測井技術。第二十三頁，共71頁。欠平衡完井技術欠平衡完井的方式：①帶壓下油管先期裸眼完井②帶壓下特殊襯管完井下尾管不固射孔完井暫堵襯管完井（承壓10MPa，30～80?C熱熔系列）非透式膨脹篩管完井第二十四頁，共71頁。非透式可膨脹篩管套管引鞋

脹管器

非透式膨脹篩管完井

膨脹篩管第二十五頁，共71頁。欠平衡完井技術③用井下套管閥下常規(guī)襯管對下部管串要求不高，操作簡單使用后不回收，成本較高未經高壓高產油氣流檢驗，可靠性有待進一步提高（四川4井）上下舌板壓力監(jiān)測下舌板高壓情況下打開的問題第二十六頁，共71頁。形成了氣體鉆大斜度井、水平井技術井名井型循環(huán)介質水平段長(m)完井方式白淺111H水平井尾氣+天然氣245裸眼中75井大斜度定向井天然氣110.5裸眼包淺4-x2大斜度定向井天然氣515裸眼包淺4-x4大斜度定向井天然氣582裸眼塔15-H1水平井氮氣254.58裸眼塔19-H1水平井氮氣111.67裸眼第二十七頁，共71頁。初步形成了處理工程難題的壓力控制鉆井技術第二十八頁，共71頁。公稱通徑：Φ230、Φ280、Φ350mm動密封壓力：3.5～17.5MPa靜密封壓力：7～35MPa主要特點：1、液壓卡箍連接操作2、連續(xù)循環(huán)冷卻潤滑系統(tǒng)3、易于檢修10.5MPa旋轉控制頭欠平衡鉆井裝備與工具第二十九頁，共71頁。為了滿足不壓井起下油管的需要，新研制了適用于Φ73mm和Φ60.3mm油管的自封頭膠芯。使用壽命：起下油管串長度≥7000米。膠心定壓接頭第三十頁，共71頁。60噸不壓井起下鉆裝置15噸不壓井起下鉆裝置引進S-15撬裝式不壓井起下裝置第三十一頁，共71頁。ZCQ2/3真空除氣器工作介質：鉆井液工作真空度：26.7～60kPa（200～450mmHg）最大鉆井液處理量：3m3/min工作真空度時排氣量：1.65m3/min除氣室容積：2.5m3重量：3T第三十二頁，共71頁。中國石油不壓井帶壓測井裝備液氣分離器專用大通徑節(jié)流管匯第三十三頁，共71頁。開發(fā)研制的配套自動點火及防回火裝置防回火裝置第三十四頁，共71頁。四相分離器第三十五頁，共71頁。中國石油引進配套了氣體鉆井裝備空壓機制氮機增壓機空氣錘霧化泵第三十六頁，共71頁。四、典型井例第三十七頁，共71頁。實例1：充深1井－促進了全套欠平衡鉆井技術的發(fā)展3.7×104m3/d0.55t/d0.3×104m3/d00.98×104m3/d0.2t/d壓井、完井后氣油

四川油氣田于1997～2001年開始試用欠平衡鉆井技術，在提高勘探發(fā)現方面取得了顯著成就，但在開發(fā)井增加產能方面未有建樹。典型實例為充深１井。第三十八頁，共71頁。實例2：國內全過程欠平衡鉆井完井的第一口井—邛西3井邛西構造勘探簡史

該構造的勘探始于80年代初，1982年地震勘探發(fā)現邛西潛伏高點，九十年代初查明邛西構造的基本形態(tài)，2000年進一步落實了邛西構造的形態(tài)和構造細節(jié)。九十年代初，美國德士古公司攜先進技術、投入巨資在此地區(qū)進行風險勘探，先后在該構造鉆探邛西1井、邛西2井，均見有油氣顯示，但測試未獲工業(yè)氣流，最終空手而歸。第三十九頁，共71頁。

邛西3井是以須二段為目的層的一口預探井。該井215.9鉆頭鉆至井深3487m，下177.8mm油層套管下至須二頂部（3477m)固井后，于2002年6月1日采用Ф152mm的鉆頭在3487.00～3572.00m井段實施欠平衡鉆井，于2002年6月18日完鉆。后成功實施了欠平衡取心、不壓井起下鉆、不壓井測井、不壓井下油管，在國內首次實施了全過程欠平衡鉆井作業(yè)。使用了自制的欠平衡主要設備，經受了高壓、高產氣流的考驗。第四十頁，共71頁。邛西3欠平衡鉆井實鉆井身結構第四十一頁，共71頁。井口裝置及地面布置第四十二頁，共71頁。不同井深入出口鉆井液密度、地層壓力當量密度、井底ECD情況

第四十三頁，共71頁。

及時直觀地發(fā)現3個氣顯示段：

①3487.00～3488.80m；②3494.00～3496.71m；③3526.00～3528.00m。完井后用31.8mm孔板測試，獲45.673×104m3/d的高產氣流，無阻流量77.476×104m3/d。第四十四頁，共71頁。

利用全過程欠平衡鉆井完井技術在邛西3井、邛西4井、邛西6井和邛西10井獲得了高產氣流，取得了邛西構造勘探開發(fā)的重大突破，獲得邛西構造控制儲量263億立方米，提高了對整個川西南部地區(qū)的地質評價，大大促進了川西前陸盆地的勘探進程。。

T3x2T3x2T3x2T3x2T3x2T3x2-1目的層位390535353852357239004450井深(m)1.131.131.221.241.131.13地層壓力系數1.07-1.121.07-1.121.18-1.191.19-1.221.33-1.341.35-1.36鉆井液密度(g/cm3）-0.06～-0.01-0.06～-0.01-0.04～-0.03-0.04～-0.020.20～0.210.22～0.23密度附加值(g/cm3）特殊襯管特殊襯管襯管先期裸眼射孔射孔完井方式5427.389.3445.670.520.07測試產量(104m3/d）邛西10邛西6邛西4邛西3邛西2邛西1井號完井試油完井試油完井試油完井試油江斯頓測試完井試油備注第四十五頁，共71頁。實例3：井淺2井—國內第一口純天然氣全過程欠平衡鉆井的井該井在1238～1532米采用純天然氣欠平衡鉆進，實施不壓井起下鉆和下油管后裸眼完成，發(fā)現2個氣顯示段，完井測試產量5.28萬立方米/天，而同井場的井淺1井用常規(guī)鉆井方式酸化后僅獲氣1840立方米/天，首次在該構造須家河組獲得工業(yè)性氣流，實現了該構造須家河組油氣勘探開發(fā)的重大突破。

第四十六頁，共71頁。實例4：平落19井氣體鉆井完井大幅度提高了單井產量平落19井與同一構造上生產井產量對比表井號套壓（MPa）氣產量（104m3/d）平落2井10.7013.05平落8井12.008.27平落17井9.4012.70平落18井16.5012.76平落19井14.8447.27第四十七頁，共71頁。從式井組三維井身軌跡示意圖實例5：白淺111H井—國內第一口氣體鉆水平井第四十八頁，共71頁。四川西部白馬—松花構造的蓬萊鎮(zhèn)組儲層，是一類典型的強水敏性致密砂巖氣藏。儲層低孔、低滲、細孔、細喉、孔隙內富含各類水敏性粘土礦物。這些特征使儲層具有強烈的吸水能力，水侵后的水鎖和粘土礦物水化、膨脹、分散，最終使?jié)B透率幾乎降為零（儲層原始滲透率0.1至0.5md）。第四十九頁，共71頁。把氣體鉆井和水平井技術相結合，在僅4米的產層水平鉆進245m（1080～1325m），并以全過程欠平衡方式順利完井，準確中靶，產量比同場叢式井白淺109H井提高了20倍，較定向井白淺108井提高了7倍多，為勘探開發(fā)白馬－松華構造打開了突破口。柴油機尾氣、天然氣鉆井裝置第五十頁，共71頁。泥漿鉆大斜度井泥漿鉆直井泥漿鉆水平井氣體欠平衡鉆水平井第五十一頁，共71頁。川中磨溪構造香溪群地層厚度大（厚達450m~600m）、可鉆性差、地層壓力較高，偶遇天然氣，鉆井液密度高（1.5g/cm3左右），是磨溪提高鉆速的攔路虎。采用了欠平衡鉆井技術鉆過香溪層的技術措施，機械鉆速是常規(guī)鉆井機械鉆速的2.2～5.8倍。昔日在磨溪氣田打一口井，至少要用5至6個月，如今采用新技術、新工藝后鉆井周期達到50～60天。實例6:2005年磨溪提速大會戰(zhàn)第五十二頁，共71頁。在磨溪構造香溪群組采用欠平衡鉆井技術提速進與采用常規(guī)鉆井鄰井平均機械鉆速對比圖第五十三頁，共71頁。在龍崗新區(qū)的超深井龍崗1井的鉆探中，積極采用空氣、氮氣鉆井，以新技術、常規(guī)技術的集成配套，實現了超深井鉆井大提速。平均機械鉆速對比井深對比鉆井周期對比增加911米增加4.2倍減少342天實例7：龍崗1井－氣體鉆井提高鉆井速度第五十四頁，共71頁。累計進尺3304米,占總進尺的50.6%平均機械鉆速19.4米/小時鉆井時間32天，占全井鉆井時間22%660.4mm×103m444.5mm×791m311.2mm×3589m215.9mm×5861m152.4mm×6530m氮氣空氣2650m791~3441m654m3589~4243m氣體鉆井僅用五分之一強的時間完成了一半以上的進尺，對該井提速起到了決定性作用。全井氣體鉆井：龍崗1井第五十五頁，共71頁。中國石油創(chuàng)造了空氣鉆井二項紀錄：創(chuàng)造的指標：空氣錘日進尺達到557.32m，日平均機械鉆速達30.13m/h單只空氣錘進尺1712.82m，平均機械鉆速達26.84m/h

第五十六頁，共71頁。中國石油實例8：壓力控制鉆井技術在BZ28-1-N8井的應用中海油BZ28-1油田位于渤海西部海域，屬古潛山油氣田。鄰井已鉆井表明，采用常規(guī)鉆井在奧陶系、寒武系碳酸鹽巖儲層井漏嚴重。BZ28-1油田的井漏不但損失鉆井液和鉆井工程時間，增加鉆井作業(yè)成本，同時大量的鉆井液和堵漏漿液進入儲，造成嚴重的儲層傷害。第五十七頁，共71頁。N8井臨井在奧陶系鉆進時井漏情況統(tǒng)計表第五十八頁，共71頁。奧陶系地層鉆井液安全密度窗口窄：地層壓力系數1.0，漏失壓力系數1.03。海上鉆井平臺空間有限：常規(guī)鉆井器材和設備已占據大部分甲板空間，欠平衡設備的擺放受到了很大限制。海洋鉆井安全與環(huán)保要求高沒有海上平臺欠平衡鉆井的經驗N8井潛山地層奧陶系欠平衡鉆井的主要難點第五十九頁，共71頁。施工簡況：

2006年8月25日采用密度0.96g/cm3，粘度54s的特精白油型水包油鉆井液從井深3523.60m開始鉆進。8月25日鉆進至井深3525.50m鉆遇顯示，排氣管線點火頭處點火焰高4～5m，控制4.5～6MPa。后調鉆井液密度至0.99g/cm3，套壓為0MPa，循環(huán)池液面穩(wěn)定，循環(huán)未漏。繼續(xù)鉆進3784m完鉆。欠平衡進尺260.4m，耗時80:21，平均機械鉆速3.14m/h。第六十頁，共71頁。取得的主要成果⑴成功避免了該構造奧陶系井段存在的井漏風險，達到了預期的效果，縮短了鉆井周期，有效地降低了鉆井成本。第六十一頁，共71頁。取得的主要成果⑵成功實現了中海油渤海油田海上平臺的首次壓力控制鉆井的作業(yè)，實現了國內海上平臺的首次邊噴邊鉆作業(yè)。第六十二頁，共71頁。實例9：威寒1井－解決井漏采用空氣鉆井技術后避免了井漏，同時大大縮短了鉆井周期，同時利用空氣鉆井技術可以大大提高鉆井機械鉆速，在威寒1井從522米至1300米采用純空氣鉆井技術使得該井段平均機械鉆速超過29.8m/h、是常規(guī)鉆井的6倍多，最高達到60m/h，通過數十口氣體鉆井的研究和應用，充分展示了氣體鉆井技術提高鉆井速度、解決井漏難題和發(fā)現保護油氣藏的良好前景。第六十三頁，共71頁。實例10：磨41井處理高密度壓差卡鉆磨41井是磨溪構造西端的一口已鉆天然氣開發(fā)井，已鉆至2780m完鉆（嘉五2），對雷一1井段射孔、酸化后獲天然氣5428m3/d，水1.2m3/d。為加快開發(fā)評價嘉陵江組油氣藏，加深斜穿嘉二3～嘉二1儲層。加深井段地層壓力梯度2.10～2.14，采用2.10g/cm3泥漿鉆進在3145～3150m井段頻繁發(fā)生卡鉆10余次，嚴重影響鉆井進度。為保證地質目地的實現，決定在含硫氣層段（磨溪構造磨37井嘉二測試硫化氫含量為268mg/m3，磨24井嘉二測試硫化氫含量為185mg/m3）開展特殊的欠平衡鉆井工藝技術試驗，即在壓差粘附卡點以上實施近平衡作業(yè)，在壓差粘附卡點以下實施欠平衡作業(yè)，以避免頻繁壓差粘附卡鉆事故的發(fā)生。若欠平衡鉆進中發(fā)現硫化氫含量超標立即終止欠平衡鉆井作業(yè)。第六十四頁，共71頁。作業(yè)過程中，在壓差粘附卡點以下井段（3162～3350m）鉆井液密度控制在1.95～1.88g/cm3之間。鉆進中未控制回壓，消除了壓差卡鉆的情況發(fā)生。根據鉆時、分離器出口火焰情況，及時直觀的發(fā)現了3241~3245m，3298~3302m兩個產層段。本井使用了PGM5020硫化氫監(jiān)測儀及時監(jiān)測硫化氫，保障作業(yè)人員的人身安全。由于泥漿密度、粘度較高，液氣分離器不能完全分離出泥漿中的微氣泡。使用自主研制的ZCQ2/3真空除氣器很好地穩(wěn)定了入井泥漿密度