吐哈盆地氮气钻井的优势及存在问题

吐哈盆地氮气钻井的优势及存在问题

一、基性储层精细特性吐鲁番-哈密盆地油气层主要分布在侏罗系的七克台组（j2q）、三间房组（j2s）和西山瑶组（j2x）。大型地质勘探始于1987年。经过近20年的开发，储层的地质条件逐渐复杂，压力系统逐年下降。属于典型的低暴露、低渗和低产量“三低”储层。储层的主要特征是：储层的砂体为碎屑岩，砂体横向变化较大，属于低压（压力系数一般为0.7.1.0g/cm3）、低渗（m，<5.10-3）和低产量微裂缝孔储层。孔之间的连接不好，产水量低。碎屑岩储层主要由粘土结合，水敏性强。储层宽度长，沙体与泥岩交织在一起。从七克台西山瑶厚度到700米，有许多压力系统。复杂的地质条件带来了严峻的储层保护问题,为解决该问题,吐哈钻采院进行了大量的氮气钻井技术研究和现场试验,取得了良好的效果。二、氮气钻井前预钻井段矿井可能出现的问题氮气钻井要受到地层出水、井壁稳定、有毒气体、煤层等多方面的井下条件限制,实施氮气钻井之前必须针对预钻井段井下可能出现的问题从以下几个方面进行研究。1.排环环空通道地层出水是限制氮气钻井最主要的因素之一,地层出水会导致裸眼的泥页岩水化膨胀,造成井眼缩径,造成井壁坍塌;形成滤饼环,堵塞环空通道;环空中的循环气体需要将地层出水雾化并带出地面而做功,导致注入压力升高,增加设备负担,实践表明,当地层出水大于1m3/h时,所需要的气体排量将需要增加20%以上。通过邻井测井资料预计地层水层分布情况。采用套管封隔和舍弃非主力油层的方法,尽量避免氮气钻井井段穿过水层,转换为雾化和泡沫钻井方式等方法是对付地层出水的主要手段。2.化氢地层流体污染含硫储层不宜采用氮气钻井,氮气不可燃也不助燃,当井内返出地面的含硫化氢地层流体含量较低时点火不成功,一方面造成环境污染,另一方面造成作业区周围生物中毒。因此,进行氮气钻井之前必须进行储层硫化氢含量评估,当地层流体中硫化氢含量超过30mg/m3时不推荐采用氮气钻井。3.耦合因素的确定井壁稳定是氮气钻井成功的首要条件,钻前必须通过邻井实钻及测井资料来对预钻井段进行充分评估是否能保持稳定。井壁失稳理论认为,影响井壁稳定的因素有力学因素、化学因素、钻井工艺因素以及三种因素的耦合。氮气钻井不向井内注入任何液相,当地层不出水时,化学因素的影响可假定为0,影响井壁稳定的主要因素为井壁岩石脆性破碎、气流冲蚀和机械碰撞,因此,氮气钻井在非应力地层井壁稳定性比常规钻井好,在地层成岩性和完整性较好、原地地应力小特别是水平主应力差值小且不出水的地层,井壁稳定性均能满足氮气钻井的要求。当地层出水较小且泥质含量较高时,可采用注入由大分子、钾盐、表面活性剂等配制的胶液来稳定井壁。4.有水不高、厚度大的情况下矿膏覆岩发生大无所不对大肠子过大或时间长煤性脆,胶结性差,应力释放速度快,高流速的气体冲刷下,钻开后在无水的条件下也会发生快速坍塌,当厚度大、时间长时会形成大肚子,极易造成井下复杂。盐膏层本身具有塑性特征,在没有水的情况下,厚度超过15m,仍会发生石膏缩径。氮气钻井应尽量避开煤层和盐膏层。5.井壁、钻具的影响油不与泥页岩发生化学作用,但油别是粘度大的油包着岩屑上升过程中,在表面张力作用下,会使岩屑抱团和黏附在井壁、钻具上,在气流关节点处形成滤饼环,堵塞环空通道,对氮气排量要求增大、压力增高,不利于岩屑携带。理论计算,当油的体积含量大于0.065%(返出井口后的含量)将会对岩屑携带有较大的影响。天然气产量较低时,有助于岩屑携带,当产量高时,环空流速大幅度增快,套管压力上升,增加井控风险。钻前必须充分做好油气产量评估。三、天然气钻孔技术1.降低井眼尺寸氮气钻井井身结构设计主要考虑成本和安全两个方面的问题。为降低氮气钻井成本,在满足油气开采的前提下,应尽量减小井眼尺寸,减少设备和材料的使用量。从安全的角度出发,应尽量缩短氮气钻井裸眼井段,以减小井下复杂和事故的发生率。因此,氮气钻井井身结构设计时,一般采用∅177.8技术套管下至油层顶部,采用∅152.4钻头进行储层段的氮气钻井。2.气体控制及循环与常规钻井最不同的地方是,氮气钻井需要使用专用的井控和循环设备,来实现气体的压力控制、循环携岩、旋转分流、流体处理等多项功能,以保证安全、快速钻井,主要的设备有:2.1旋转防喷器及环空与钻台间的屏障氮气钻井过程中,井筒内无液柱压力平衡地层压力,井筒返出的循环流体流速极高,可达到50～200m/s,因此除需要标准的单、双闸板防喷器和环型防喷器外,还需利用旋转防喷器来建立环空与钻台间的屏障,将井筒返出流体导离钻台的设备,主要是采用旋转防喷器开实现上述功能,旋转防喷器安装在井口装置的顶部。2.2复杂地面应用供气系统是氮气钻井的核心设备之一,主要由制氮车、液氮泵车以及相关的连接管线组成。要求满足循环携带岩携的同时,具有处理地层出水、环空堵塞等需要大排量和高压力气体等井下出现复杂的能力。吐哈采用1台液氮泵车(液氮)配合4台制氮拖车或2台液氮泵车供气的两种供气系统,这两种供气特点就是排量和压力调节范围大,排量在10～240m3/min可调,最高额定压力可达到105MPa,应用效果非常好。2.3液体设备供液设备用于雾化钻井、泡沫钻井转化或清洗套管和钻具,主要采用雾化泵和水泥车。2.4安装防回流体回流装置浮阀、单流阀、蝶阀。携带着岩屑、地层流体等物质的氮气倒流而堵赛钻头水眼或损坏井下工具。旋塞阀。安装在钻杆顶部的防回流体流装置之下,在起钻拆卸上部防流体回流装置之前将钻杆内的高压气体关在钻杆内部,拆卸防流体回流装置后进行排气。斜坡钻杆。防止钻杆接箍过旋转控制头胶芯时将胶芯损坏。六方钻杆。更有利于旋转控制头的胶芯抱紧,同时避免使用常规四方钻杆钻进损坏旋转控制头内胶芯。2.5不压井随钻测压装置氮气钻井和完钻施工中,由于井眼处于欠平衡状态,为了保护油气层,必须采用特殊的辅助设备来完成压力监测、起下钻、下筛管、下油管、安装采油树等带压作业。井下防喷器(套管阀)。套管阀是连接在气体钻井井眼的上一层的技术套管上某一位置上,在无钻具通过时能将井眼封死的封井装置,可实现钻井、完井全过程的欠平衡钻井。井底随钻测压装置。由于多相流本身的复杂性,目前多相流的模拟和计算还是一个世界性难题,且模拟和计算结果都与实际的井底压力存在一定的差别。采用井底随钻测压的随钻压力计(PCWD),可实现确切了解井底压力和井底负压值。不压井起下井内管串装置。配合旋转防喷器使用,可实现不压井起下钻、不压井下套管、不压井下筛管(长度不超过2m)、不压井下油管等全过程欠平衡钻井施工。其优点是使用时临时安装在钻台上,当下入的钻具合力大于3～5t便可不使用,操作简单,可重复使用。但不允许下入长而复杂的钻井、完井管串。因此,使用不压井起下钻装置作业的井一般采用裸眼完井。3.工艺工艺流程的合理设计是全过程氮气钻井便捷、安全、顺利施工的保证,经研究,吐哈氮气钻井的工艺流程如图1所示。4.降斜钻具组合的确定氮气钻井钻头可按常规钻井设计钻头选用,一般不装水眼;钻具设计应尽量简单化,如不要求控制井身质量,可采用光钻铤钻具组合,否则可采用满足井身质量的降斜钻具组合;为防止压缩气体从钻具内倒流,应在尽量接近钻头的位置安装2只浮阀;泄压时,为防止钻具内的高压气体被泄掉,再次充满增加接单根的时间,下钻完后应安装1只下旋塞和1只浮阀,其它不做特殊要求。钻头+∅120浮阀2只+钻铤2～3根+稳定器1只+钻铤15根+斜坡钻杆+下旋塞+浮阀1只+斜坡钻杆+方钻杆下旋塞+六棱方钻杆。5.其它井下复杂情况岩屑携带是气体钻井最重要的技术之一,携岩不畅,井下岩屑沉降堆积将会造成卡钻以及引发其它井下复杂情况。为设计合理的气体钻井注入参数,国内外均研究和编制了许多的气—固—液三相流态模拟软件,我们主要使用莫尔软件和HUBS软件,经理论计算和现场应用验证,认为表1列出的氮气钻井注入参数较为合理,能满足现场施工岩屑携带的要求。6.井准备6.1裸眼完井完钻后利用不压井起下钻装置直接下入油管进行生产。适应于不需要分层作业和增产措施的储层。优点是储层无伤害、费用低、油流入井阻力小,裸眼完井的缺点是存在层间窜流的可能,在多油层的情况下不能采取分段测试和增产措施,生产控制困难。裸眼完井要求井眼稳定,特别是生产过程中不出或极少出砂,能够保持油气通道和下入必要的作业管柱;适应的岩性主要有碳酸盐岩、致密砂岩、致密白云岩、火山喷发岩等。6.2储层自动井井施工衬管(带孔管、筛管)悬挂完井的主要目的是防砂和防止井壁坍塌,需要用套管阀。目前国产的套管阀尚不能进行气密封,因此成本较高。该完井方式适合于井壁较稳定、储层水平应力小、储层层位不多、少量出砂的地层。其特点是不进行固井施工,避免了水泥浆对储层的伤害;不进行射孔等作业,既避免了射孔作业对储层的伤害,又加快了投产速度,降低了投产费用;从很大程度上防止开发过程中的出砂。6.3膨胀管柱筛管由北京石油勘探开发科学研究院机械所研究开发的非透式可膨胀割缝管完井技术,其特点与衬管(筛管)悬挂完井方式基本相同,但不需要套管阀,而是完钻后利用不压井起下钻装置向井眼内下入下端封闭的膨胀管管柱,膨胀管管柱上有若干未穿透管壁的盲孔,且盲孔处管壁的壁厚能够保证足以抵抗住膨胀管管内和管外的压差(欠平衡压力)的作用而不会通透或变形,使膨胀管管柱内外隔开,保持欠平衡状态。利用膨胀机械使非透式可膨胀管管柱膨胀,同时使膨胀管管柱上的盲孔被膨成通孔,形成筛管(如图2),使储层与膨胀管管柱内部相通。根据需要,膨胀后的膨胀筛管管柱的管壁可以紧贴在井壁上,也可以不贴在井壁上。四、现场应用取得的主要进展在多年的研究和前期气体钻井现场试验的基础上,2005年6月以来,对吐哈低压低渗储层进行了大量的可行性和适应性论证,优选了适合氮气钻井的区块,进行了红台2-15、红台2-4、鄂尔多斯D12-1等多口井的氮气钻井现场应用,获得了良好的效果,取得了多项重大突破。1.氮气钻井现场应用红台2-15井是吐哈红台地区的一口开发井,目的层为侏罗系三间房组的4个气层,储层的压力系数为0.8左右。为安全起见,采用∅177.8技术套管下至油层顶部,封隔了上部七克台组的水层和煤线,舍弃了主力油气层以下的一个差气层。2005年6月17日,采用1台液氮泵车和4台制氮拖车作为供气系统,使用∅152.4钻头进行三开氮气钻井,6月20日顺利钻至井深2420m完钻,氮气钻井段长126m、纯钻时间9.83h,平均机械钻速12.81m/h。采用裸眼完井方式,下入∅73油管至井深2288m,安装采油树完井。该井氮气钻井应用充分体现了氮气钻井及时发现油气层、提高单井产量、提高机械钻速方面的优势。氮气钻井钻至对应邻井第一个差气层,即井深2320m排砂口返出天然气,自动点火成功,火焰呈蓝色、橘红色,火焰高3.5m;钻至主力气层,即井深2375m火焰顶部出现浓烈的黑烟,火焰最高可达25～30m。三次测试结果(见表2)表明,与邻井相比,单井油气产量和机械钻速(见表3和表4)得到了大幅度提高。该井在该地区首次获得了高产油流,同比红台204井改造前油气当量提高了3.62倍,同比改造后油气当量提高1.18倍。2.气层地层开侏罗系发挥了地质工程目标的实现红台2-4井是红台构造的一口开发井,为探明目侏罗系西山窑组含油气情况,采用∅177.8技术套管封隔了侏罗系三间房组的主力油气层,氮气钻井钻开侏罗系西山窑组的4个气层。氮气钻进井段为2625～2828m,段长203m。钻至井深2580m进行接方钻杆循环过程中,排砂口自动点火成功,火焰高60cm,持续时间30s,此后未发现较好的油气显示,完钻后固井完井,通过改造后油气无产量,解决了吐哈西山窑组构造的勘探争论,实现了预定的地质工程目标。氮气钻井纯钻时间21.67h,平均机械钻速为13.94m/h,为邻井的6～8倍。3.井身结构及井身结构D12-1井是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部构造上的一口开发井,位于伊金霍洛旗台格苏木门克庆二队大12井1806m处。该井目的层位为下石盒子组盒2和盒1层段及山西组山2和山1层段,全部采用氮气钻井方式钻开,全部由液氮来完成供气,全井共使用液氮370m3,钻至设计井深2805m氮气钻井完钻,井身结构如图3所示。氮气钻井过程中陆续有微弱的显示,全烃含量最高为1.5%左右,完钻后起钻至套管脚后观察后效,出口点火成功,火焰高度30～50cm,火焰呈蓝