王博 趙春 陳顯學(xué)

中國石油遼河油田公司遼河油田(盤錦)儲(chǔ)氣庫有限公司

0 引言

地下儲(chǔ)氣庫是世界上最主要的天然氣存儲(chǔ)方式和調(diào)峰手段，也是國家能源安全保障的重要組成部分［1-2］。近年來，我國儲(chǔ)氣庫建設(shè)已進(jìn)入一個(gè)新的發(fā)展階段，相繼建設(shè)了新疆呼圖壁儲(chǔ)氣庫、四川相國寺儲(chǔ)氣庫、遼河雙6 儲(chǔ)氣庫等地下儲(chǔ)氣庫［3-6］。遼河雙6 儲(chǔ)氣庫作為東北地區(qū)已建規(guī)模最大的儲(chǔ)氣庫，自投產(chǎn)以來已實(shí)現(xiàn)“八注六采”高效平穩(wěn)運(yùn)行，為維持東北及京津翼地區(qū)安全穩(wěn)定供氣發(fā)揮重要作用。雙6 儲(chǔ)氣庫雖然近年來注采氣量屢創(chuàng)歷史新高，但現(xiàn)有注采井?dāng)?shù)仍無法滿足高月調(diào)峰要求，需進(jìn)一步提高井網(wǎng)的采氣能力。然而雙6 區(qū)塊位于遼河口環(huán)境保護(hù)區(qū)內(nèi)，征地受限，這要求新鉆井應(yīng)具有單井注采能力強(qiáng)的特點(diǎn)，因此計(jì)劃在動(dòng)用程度低的區(qū)域部署3 口大尺寸井。

在儲(chǔ)氣庫常規(guī)尺寸注采井研究方面，前人已取得了較多成果，如朱靜等［7］根據(jù)雙6 儲(chǔ)氣庫SL1井4 個(gè)注采周期的試井?dāng)?shù)據(jù)和臨界沖蝕流量計(jì)算公式建立了階段注采能力方程，提出了一種有管柱條件下極限產(chǎn)氣量的計(jì)算方法；黨文輝等［8］針對(duì)呼圖壁儲(chǔ)氣庫勺型水平井巖性復(fù)雜等難點(diǎn)，通過地應(yīng)力測(cè)試確定最大水平主應(yīng)力方位，指導(dǎo)了水平井定向施工；廖權(quán)文等［9］以巨厚巖膏層作為蓋層量身定制了2 套井身結(jié)構(gòu)，通過采用微泡防漏鉆井液體系、低壓易漏地層固井技術(shù)等，實(shí)現(xiàn)了蓋層巖膏段固井質(zhì)量合格率100%。與生產(chǎn)套管?177.8 mm 的常規(guī)尺寸井相比，本文所研究的?244.5 mm 大尺寸注采井對(duì)鉆井質(zhì)量要求更高，一方面其井身結(jié)構(gòu)需滿足井眼大、井筒密封性好的要求，特別是在大壓差、大流量的往復(fù)注采過程中，井筒應(yīng)保持長期良好密封；另一方面，由于井眼尺寸大、裸眼井段長，鉆進(jìn)過程中易出現(xiàn)軌跡定向難度大、井眼不易清潔、鉆井液密度窗口小等問題。

針對(duì)上述技術(shù)難點(diǎn)，本文開展大尺寸注采井鉆井方案優(yōu)化及配套技術(shù)的研究。根據(jù)雙6 區(qū)塊地質(zhì)特點(diǎn)，從井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、井眼軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)及管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)等方面優(yōu)化鉆井設(shè)計(jì)方案；從鉆井工具及參數(shù)優(yōu)選、鉆井液配套技術(shù)、固井技術(shù)等方面優(yōu)化鉆井配套技術(shù)，提高鉆井施工質(zhì)量，有效地預(yù)防鉆井事故和復(fù)雜情況的發(fā)生。同時(shí)，本文研究成果也為后續(xù)遼河地區(qū)馬19、雙51 等其他儲(chǔ)氣庫的大尺寸鉆井工程提供實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)和數(shù)據(jù)支撐。

1 雙6 儲(chǔ)氣庫概況

雙6 儲(chǔ)氣庫處于雙臺(tái)子斷裂背斜構(gòu)造帶中部，2011 年開工建設(shè)，2014 年注氣投產(chǎn)，是目前中國東北部已建的規(guī)模最大的儲(chǔ)氣庫，2019?2020 年進(jìn)行第1 次擴(kuò)容調(diào)整，注采井?dāng)?shù)由15 口增加至30 口。雖然其注采能力不斷提高，但每年12 月和1 月為雙6 儲(chǔ)氣庫的調(diào)峰高月，采氣量占周期采氣量的60%，調(diào)峰高月時(shí)地層壓力會(huì)降至18 MPa，該壓力下現(xiàn)有注采井網(wǎng)的最大日采氣量為2.6 萬m3，而應(yīng)急調(diào)峰情況下日采氣量需要達(dá)到3.11 萬m3。現(xiàn)有注采井網(wǎng)的采氣量與調(diào)峰目標(biāo)仍有差距，應(yīng)進(jìn)一步增加注采井?dāng)?shù)。

注采氣量是衡量儲(chǔ)氣庫注采井調(diào)峰能力的重要指標(biāo)，其主要取決于儲(chǔ)層供氣量和生產(chǎn)管柱的過流能力，大尺寸注采井將常規(guī)注采井的?177.8 mm 生產(chǎn)套管與?114.3 mm 注采管柱的組合升級(jí)為?244.5 mm 生產(chǎn)套管與?177.8 mm 注采管柱的組合，極大地提高了生產(chǎn)管柱的過流能力，可以充分釋放儲(chǔ)層注采氣量。大尺寸注采井與常規(guī)井的參數(shù)對(duì)比如表1 所示。

表1 大尺寸井與常規(guī)井參數(shù)對(duì)比Table 1 Parameter comparison between large-diameter and conventional wells

由表1 可知，在儲(chǔ)氣庫采氣初期，地層壓力25 MPa 時(shí)，大尺寸注采井的設(shè)計(jì)調(diào)峰能力可以達(dá)到280 萬m3，而相同條件下常規(guī)注采井的調(diào)峰能力僅為75 萬 m3。調(diào)峰高月時(shí)地層壓力約為18 MPa，該壓力下大尺寸井的設(shè)計(jì)調(diào)峰能力為200 萬m3，相當(dāng)于3～4 口常規(guī)注采井的調(diào)峰能力之和。此外，部署大尺寸注采井不僅可以減少注采井場數(shù)量和面積、降低地面管線和設(shè)備設(shè)施的建設(shè)投資，還能夠減少新鉆井?dāng)?shù)量、大幅縮短儲(chǔ)氣庫建設(shè)周期。經(jīng)過投資概算論證，在相同注采能力的前提下，每建設(shè)1 口大尺寸注采井可節(jié)約建井投資約1 500 萬元。

2 鉆井技術(shù)難點(diǎn)

雙6 區(qū)塊自上而下地層依次發(fā)育第四系平原組、明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組及沙河街組，沙河街組劃分為沙三段和沙一、二段，本文的3 口大尺寸注采井部署在沙一、二段興隆臺(tái)油層。第四系平原組和明化鎮(zhèn)組垂直井深0～880 m，地層疏松，易垮塌、漏失，地層水礦化度高，套管易腐蝕；館陶組垂直井深880～1 210 m，存在大套高滲水層，易垮塌、漏失，地層穩(wěn)定性差；東營組垂直井深1 210～2 040 m，發(fā)育有淺層氣，大套砂泥互層井段易出現(xiàn)井眼縮徑的情況；沙河街組垂直井深2 040～2 400 m，該地層為儲(chǔ)層，薄互層多，非均質(zhì)性強(qiáng)，地層壓力系數(shù)隨儲(chǔ)氣庫注采運(yùn)行周期變化，壓力波動(dòng)范圍為8～26 MPa，存在漏失和井噴風(fēng)險(xiǎn)。

由于大尺寸井生產(chǎn)套管由?177.8 mm 升級(jí)為?244.5 mm、鉆頭尺寸由215.9 mm 增加至311.1 mm，為雙6 儲(chǔ)氣庫高質(zhì)量鉆完井帶來巨大挑戰(zhàn)，主要體現(xiàn)在以下幾點(diǎn)：(1)大尺寸井設(shè)計(jì)日采氣量高達(dá)200 萬m3以上，導(dǎo)致管柱承受的交變應(yīng)力和沖蝕震動(dòng)更大，對(duì)井筒、水泥環(huán)密封性，特別是蓋層密封性要求更高；(2)大井眼在疏松地層中定向難度大，難以保證造斜率，頻繁定向容易形成大肚子井眼；(3)設(shè)計(jì)?444.5 mm 井眼鉆至東營組2 200 m，鉆遇多套不穩(wěn)定地層，巖屑產(chǎn)生量大，又因井眼尺寸大導(dǎo)致鉆井液攜帶性能減弱，對(duì)鉆井過程中井眼清潔能力提出更高要求；(4)長裸眼段地層承壓能力低，固井時(shí)易發(fā)生井漏，且大尺寸井固井水泥頂替效率較低，嚴(yán)重影響井筒質(zhì)量。

3 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

3.1 井身結(jié)構(gòu)及井眼軌道設(shè)計(jì)

3.1.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

為降低鉆井過程中事故和復(fù)雜情況發(fā)生的幾率，同時(shí)滿足儲(chǔ)氣庫大流量強(qiáng)注強(qiáng)采的需要［10-11］，開展了大尺寸注采井的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。通過三維力學(xué)仿真及雙6 區(qū)塊已完井的事故復(fù)雜分析數(shù)據(jù)，預(yù)測(cè)東營組易漏失層位，結(jié)合作業(yè)要求和雙6 區(qū)塊地質(zhì)特點(diǎn)，設(shè)計(jì)四開井身結(jié)構(gòu)，如圖1 所示。

圖1 井身結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Casing program diagram

一開采用?508 mm 的表層 套管，下入深度350 m，封固淺表松散地層，保護(hù)技術(shù)套管不受腐蝕；二開將?339.7 mm 技術(shù)套管下至蓋層頂以下斜深50 m，保障25 m 連續(xù)固井優(yōu)質(zhì)井段，提供蓋層段第1 道屏障，同時(shí)封隔上部明化鎮(zhèn)組和東營組易漏地層，保障油層套管鉆井、固井安全；三開將?244.5 mm 生產(chǎn)套管下至蓋層底以上斜深60 m，實(shí)現(xiàn)“蓋層專打”，提供蓋層第2 道屏障；四開采用“儲(chǔ)層專打”設(shè)計(jì)，懸掛?177.8 mm 的油層尾管，半程固井將蓋層段裸眼封固30 m，提供蓋層第3 道屏障，下部采用?168.3 mm 篩管完井。

綜上，通過技術(shù)套管封隔蓋層頂部，生產(chǎn)套管封隔蓋層中部，采用?177.8 mm 油層尾管半程固井封固蓋層底，滿足長期注采密封要求，下部采用篩管完井，充分發(fā)揮大尺寸井注采能力，全井實(shí)現(xiàn)蓋層三道密封，保障蓋層密封性。

3.1.2 井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)

井眼軌道設(shè)計(jì)是實(shí)現(xiàn)定向鉆井的首要環(huán)節(jié)。雙6 儲(chǔ)氣庫地理上位于保護(hù)區(qū)內(nèi)，井場位置受限導(dǎo)致井眼軌跡閉合距較長，加之區(qū)塊內(nèi)斷層多，井眼軌跡受地面、地下雙重約束，不可避免穿越斷層，鉆遇斷層井段會(huì)增加鉆完井施工井漏風(fēng)險(xiǎn)。結(jié)合雙6 區(qū)塊地質(zhì)資料，進(jìn)行長曲率半徑、直?增?穩(wěn)?增?水平式三維井眼軌跡設(shè)計(jì)，如圖2 所示。

圖2 井眼軌道設(shè)計(jì)Fig.2 Well trajectory design

圖2(a)中設(shè)計(jì)垂深2 413 m、斜深3 206 m，二開長裸眼段造斜點(diǎn)上移，設(shè)計(jì)造斜點(diǎn)為600 m 處，造斜段垂深195 m，設(shè)計(jì)曲率3 (°)/30 m，井斜角增至19.6°。與常規(guī)注采井相比，造斜點(diǎn)上移有利于保持館陶組和東營組井段井徑規(guī)則、井壁穩(wěn)定，減少卡鉆等井下風(fēng)險(xiǎn)。設(shè)計(jì)穩(wěn)斜段1 325 m、閉合距477 m，有助于提高技術(shù)套管居中度，提高固井質(zhì)量；三開進(jìn)入增斜段，設(shè)計(jì)增斜垂深540 m，曲率4 (°)/30 m，井斜角增至90°，長增斜段可增加靶前距，降低托壓風(fēng)險(xiǎn)；設(shè)計(jì)水平段如圖2(b)所示，水平位移為493 m。

3.1.3 管柱優(yōu)化設(shè)計(jì)

為了滿足30～50 年使用年限的同時(shí)保證井筒密封性，進(jìn)一步對(duì)各層套管進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。通過載荷分析計(jì)算了表層套管、技術(shù)套管、回接套管、生產(chǎn)尾管及油層尾管的內(nèi)壓力、外壓力、軸向力及彎曲應(yīng)力，結(jié)合各層套管需滿足的安全裕度要求，得到套管設(shè)計(jì)的載荷約束條件，同時(shí)通過井徑、井段長度確定套管設(shè)計(jì)的幾何約束條件。在載荷約束條件和幾何約束條件的基礎(chǔ)上，根據(jù)現(xiàn)場施工要求確定各層套管的鋼級(jí)、壁厚、扣型等，如表2 所示。技術(shù)套管、生產(chǎn)套管、油層尾管均采用氣密封扣，形成3 道管柱氣密封屏障，其中與天然氣直接接觸的套管段使用抗CO2腐蝕13Cr 套管。入井前對(duì)蓋層段的技術(shù)套管、生產(chǎn)套管及油層尾管進(jìn)行逐根氣密封檢測(cè)，檢測(cè)壓力不低于儲(chǔ)氣庫最大運(yùn)行壓力的1.1 倍。完井選用高強(qiáng)度、高滲流能力、耐沖蝕、高擋砂精度的螺旋防砂篩管；同時(shí)選用外徑168.3 mm、梯扣、鋼級(jí)L80-13Cr、壁厚10.59 mm 的套管作為打孔基管，外焊接不銹鋼燒結(jié)濾網(wǎng)過濾筒，過濾筒外再焊接螺旋布縫的不銹鋼外保護(hù)罩。

表2 各層套管結(jié)構(gòu)參數(shù)Table 2 Structural parameters of each casing

3.2 鉆井工具及參數(shù)優(yōu)選

鉆具性能是影響鉆井效率和質(zhì)量的重要因素之一，隨著螺桿型號(hào)和性能不斷完善，高效PDC 鉆頭種類日益增多，使用復(fù)合鉆具鉆井已成為近年來主要的技術(shù)手段［12-14］。對(duì)于本文所述的大尺寸井，由于上部地層松軟造斜率低，定向難度大，施工過程中要同時(shí)考慮定向與鄰井的防碰問題，因此選擇多級(jí)數(shù)螺桿配合多刀翼PDC 鉆頭的方式，在保證定向效果和破巖能力的同時(shí)，提高井眼規(guī)則性。二開?444.5 mm 井段為352～2 174 m，井眼軌跡包括圖2(a)的造斜段和穩(wěn)斜段，采用整根1.25°螺桿定向，首根曲率大于1 (°)/30 m，后期每根鉆桿定向6 m，定向段平均曲率約為2～4 (°)/30 m。

三開?331.1 mm 井段為2 184～2 421 m，鉆進(jìn)時(shí)平均每根鉆桿定向3.5 m，由于復(fù)合鉆時(shí)、滑動(dòng)鉆時(shí)受到地層影響變化較大，復(fù)合鉆時(shí)取5～20 min/m，滑動(dòng)鉆時(shí)取5～30 min/m。四開?251.9 mm 井眼采用“兩趟鉆”方式，其中第1 趟施工井段2 421～2 492 m，第2 趟施工井段2 492～2 612 m，四開初段2 421～2 492 m 為泥巖，每根螺桿定向4～5 m，使用推靠式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向施工，由于旋導(dǎo)近鉆頭井斜零長僅1.5 m，軌跡控制效果更好，最終實(shí)鉆水平段462.26 m，儲(chǔ)層鉆遇率89.2%。

大井眼鉆進(jìn)巖屑產(chǎn)生量大且速度快，井筒清潔需要使用大排量、高泵壓，提供足夠環(huán)空返速及時(shí)將井底巖屑盡快帶出井筒［15-18］。優(yōu)選70 鉆機(jī)配合3 臺(tái)高壓泥漿泵，最大工作泵壓為35 MPa。其中，導(dǎo)管鉆進(jìn)采用低排量小鉆壓，防止淺地層坍塌，選擇排量35 L/s；一開井段需要保障攜巖能力，故選擇泵壓小于5 MPa、排量60～65 L/s；二開井段裸眼井眼長達(dá)1 850 m 以上，環(huán)空返速低，需要加大排量提高清潔效果，故選擇泵壓13～20 MPa、排量50～70 L/s；三開井段蓋層專打要確保造斜率，采用泵壓24 MPa、排量60 L/s；四開水平段需要配合旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向參數(shù)，采用泵壓12～15 MPa、排量30～40 L/s。

3.3 鉆井液配套技術(shù)

根據(jù)地層壓力情況及地層巖性，結(jié)合實(shí)際使用情況對(duì)鉆井液體系進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，如表3 所示。一方面，采用隨鉆堵漏的方法，在進(jìn)入薄弱地層前加入超低滲透劑、單向壓力封閉劑和超細(xì)碳酸鈣等堵漏劑，通過調(diào)整流變性提高隨鉆封堵能力和地層承壓能力；另一方面，在下入套管前通過承壓堵漏實(shí)驗(yàn)?zāi)M固井施工時(shí)井底承受的最高壓力。

表3 各開次鉆井液體系Table 3 Drilling fluid system for each casing section

隨著鉆井深度不斷增大，管柱下入過程中易受到井內(nèi)巖屑的影響，出現(xiàn)卡鉆現(xiàn)象，若井內(nèi)巖屑堆積到一定程度，還會(huì)產(chǎn)生高摩阻、高扭矩，甚至?xí)斐摄@具斷裂等重大問題［19-21］，因此需要對(duì)井筒進(jìn)行清潔，降低巖屑沉降量。由于二開井段明化鎮(zhèn)、館陶組、東營組發(fā)育砂礫巖、細(xì)砂巖，鉆進(jìn)和固井過程中極容易發(fā)生漏失，故采用聚合物不分散鉆井液體系。二開優(yōu)化鉆井液體系配方為：0.5%～1.0%改性淀粉+0.3%～0.5%PAC-LV+0.3%～0.5%頁巖抑制劑+0.3%～0.5%胺基抑制劑+0.5%～0.7%銨鹽+2%超細(xì)鈣+自固結(jié)隨鉆封堵劑+極壓潤滑劑+固體潤滑劑+2%～3%仿生封堵劑。

除采用上述鉆井液技術(shù)解決二開的攜巖問題外，還通過連續(xù)巖屑稱重裝置，對(duì)巖屑返出量實(shí)時(shí)檢測(cè)，定時(shí)分析大井眼鉆進(jìn)階段巖屑返出是否達(dá)標(biāo)，判斷井眼清潔狀態(tài)。圖3 為巖屑返出量實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)結(jié)果。理論上巖屑的返出量與井段長度呈線性關(guān)系，但鉆進(jìn)過程中受巖屑顆粒形狀、粗糙程度、鉆井液黏度等因素影響，鉆井液很難及時(shí)將巖屑返出，故圖中巖屑返出量理論值與實(shí)測(cè)值存在一定偏差。圖3(a)中，1 599～2 174 m 井段巖屑總返出率為94%，滿足井眼清潔要求，其中1 940～2 040 m 井段出現(xiàn)巖屑返出率實(shí)測(cè)值略大于理論值的情況，這是由于上一層井段的部分殘余巖屑沉降并被鉆井液返出。

圖3 巖屑返出量體積平衡關(guān)系曲線Fig.3 Cutting return volumetric equilibrium curve

圖3(b)中，2 174～2 320 m 井段巖屑體積理論值與實(shí)測(cè)值的差值不斷增大，巖屑返出率持續(xù)降低，為此采用起鉆前增加循環(huán)時(shí)間的方式提高巖屑返出率，故圖中2 322 m 的巖屑返出量實(shí)測(cè)值明顯增大，所示井段的巖屑總返出率為91%。由圖3(c)可知，2 770～2 880 m 井段巖屑返出率出現(xiàn)持續(xù)下降，為此采用接立柱前增加循環(huán)時(shí)間、必要時(shí)短起下鉆或掃塞破壞巖屑床的方式，通過在2 880 m 進(jìn)行短起下鉆清掃井眼，巖屑返出率明顯上升，2 421～3 014 m 井段總巖屑返出率為90%，滿足井眼清潔要求。

3.4 固井配套技術(shù)

技術(shù)套管井段350～2 200 m，其中350～700 m 明化鎮(zhèn)組巖性為粒徑較大的砂礫巖和鵝卵石，700～2 000 m 館陶組、東營組地層多為壓實(shí)程度低、滲透性好的易漏地層。由此可知，技術(shù)套管段長、地層承壓能力低，固井時(shí)易出現(xiàn)漏失、水泥漿頂替效率低等問題［22］。為此，通過采用分級(jí)固井技術(shù)和優(yōu)化漿柱結(jié)構(gòu)的方法降低固井漏失風(fēng)險(xiǎn)，通過提高套管居中度和改善施工參數(shù)的方法提高水泥頂替效率。

分級(jí)固井選用大尺寸液壓-機(jī)械雙作用分級(jí)箍，該分級(jí)箍可通過液壓和投塞兩種方式打開、關(guān)閉，降低施工風(fēng)險(xiǎn)。此外，利用Landmark 和Cementics 軟件擬合流變參數(shù)優(yōu)化分級(jí)箍布放位置，根據(jù)仿真結(jié)果確定雙6-H431 井的最佳分級(jí)箍安裝位置為1 280 m，該安裝位置下循環(huán)當(dāng)量密度始終小于地層破裂壓力，安全裕度為11.2%。

通過分析隔離液、低密度水泥漿、高密度韌性水泥漿的流變性能，設(shè)計(jì)分級(jí)固井的技術(shù)套管漿柱結(jié)構(gòu)，如圖4 所示。由于大尺寸注采井的環(huán)空容積大、頂替效率較低，故一級(jí)固井時(shí)加入環(huán)空高度394.85 m 的隔離液，密度為1.25 g/cm3。圖4(b)中，領(lǐng)漿采用1.55 g/cm3高強(qiáng)度低密度水泥漿，中間漿、尾漿分別采用1.85 g/cm3和1.90 g/cm3韌性防竄水泥漿。

圖4 分級(jí)固井水泥漿柱結(jié)構(gòu)Fig.4 Cement slurry column structure for staged cementing

套管居中度是衡量水泥漿頂替效率的重要因素之一，雖然下入扶正器可提高居中度，但也會(huì)引起固井循環(huán)壓耗增加，易造成憋堵、漏失。因此，應(yīng)優(yōu)化扶正器的選型及布放位置，在滿足居中度要求的前提下盡可能減少扶正器數(shù)量，提高環(huán)空流體的通過性。通過Landmark 仿真確定雙6-431 井的扶正器布放方案：0～350 m 的套管重合段，每間隔50 m 安裝彈性扶正器；350～1 280 m 井段，每間隔30 m 交替安裝一體式扶正器和常規(guī)彈性扶正器，分級(jí)箍上下各安裝一個(gè)剛性扶正器，確保分級(jí)箍居中；1 280～2 200 m 井段，每間隔20 m 交替安裝一體式扶正器和常規(guī)彈性扶正器。基于上述扶正器布放方案，分析得到350～2 200 m 井段的平均居中度達(dá)到81.6%，遠(yuǎn)高于66%的設(shè)定值，表明扶正器方案能夠?qū)崿F(xiàn)套管居中度和循環(huán)壓耗的平衡。

根據(jù)井徑擴(kuò)大率和水泥漿參數(shù)，采用由小到大兩級(jí)階梯式逐步提高頂替排量。圖5 為雙6-H431井的井徑圖，根據(jù)圖中的鉆頭直徑和井徑可計(jì)算對(duì)應(yīng)井深的井徑擴(kuò)大率，可以看出，套管底部井徑擴(kuò)大率低、上部井徑擴(kuò)大率高，故將頂替排量由3.0 m3/min 逐步提升至4.0 m3/min，有效提高頂替效率。

圖5 雙6-H431 井井徑圖Fig.5 Caliper log of Well Shuang 6-H431

4 現(xiàn)場應(yīng)用

大尺寸注采井鉆井關(guān)鍵技術(shù)已在雙6 區(qū)塊應(yīng)用實(shí)踐3 口井，測(cè)試瞬時(shí)注氣量高達(dá)13.5 萬m3/h，超過預(yù)期效果。通過蓋層段“3 道密封屏障”井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)有效提高了蓋層段井筒密封性；高效鉆井參數(shù)搭配鉆井液配套技術(shù)為固井提供了良好的井眼條件；大尺寸分級(jí)固井工具提高了施工安全性，最終各開次固井均返至地面。以雙6-H431 為例，超聲波成像檢測(cè)顯示其蓋層井段膠結(jié)質(zhì)量全部為優(yōu)，生產(chǎn)套管蓋層連續(xù)優(yōu)質(zhì)井段長度為221 m。表4 為雙6-H431 井生產(chǎn)套管和技術(shù)套管的固井質(zhì)量統(tǒng)計(jì)，可以看出，生產(chǎn)套管、技術(shù)套管固井質(zhì)量合格的井段長度分別為1 962.3 m 和2 368.1 m，所占比例為93.1%和99.9%。統(tǒng)計(jì)表明，3 口井的技術(shù)套管平均固井合格率92.8%，生產(chǎn)套管平均固井合格率98.6%，遠(yuǎn)超SY/T 7451?2019 行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。此外，3 口井平均機(jī)械鉆速6.64 m/h，平均完井周期104 d，單井節(jié)約鉆井周期36 d，實(shí)現(xiàn)了當(dāng)年設(shè)計(jì)、當(dāng)年開工、當(dāng)年注氣投產(chǎn)。

表4 技術(shù)套管及生產(chǎn)套管固井質(zhì)量統(tǒng)計(jì)Table 4 Statistics of cementing quality of the intermediate and production casing

5 結(jié)論

(1)通過開展雙6 儲(chǔ)氣庫大尺寸注采井鉆井關(guān)鍵技術(shù)研究，實(shí)現(xiàn)了生產(chǎn)套管尺寸由?177.8 mm 向?244.5 mm 的升級(jí)，單井注采能力提高了3 倍以上，解決了雙6 儲(chǔ)氣庫高月采氣量不足的問題，達(dá)到“少井多采”的效果。研究成果為遼河儲(chǔ)氣庫高質(zhì)量建設(shè)提供保障，也為后續(xù)開展環(huán)空帶壓預(yù)防和治理研究奠定了基礎(chǔ)。

(2)對(duì)鉆井工具和施工參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選，結(jié)合長曲率半徑軌道設(shè)計(jì)，降低了定向施工難度，井身質(zhì)量合格率100%。通過蓋層“3 道密封屏障”井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，不僅保障了?244.5 mm 生產(chǎn)套管固井質(zhì)量，更提高了蓋層段井筒密封性。

(3)首次應(yīng)用巖屑連續(xù)稱重技術(shù)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)巖屑返出量，有效提高了各開次井眼清潔效果，降低了井下事故風(fēng)險(xiǎn)。大尺寸分級(jí)固井技術(shù)采用液壓-機(jī)械雙作用分級(jí)箍，并利用Landmark 等軟件確定分級(jí)箍最佳位置，確保固井循環(huán)當(dāng)量密度值始終小于地層破裂壓力，安全裕度為11.2%，有效保障了固井施工安全。