澀北氣田鉆井工程提速、提效措施及成效

張存福 霍自成 周 平

1.中國石油青海油田公司概預算管理部 2.中國石油青海油田公司鉆采工藝研究院

1 氣田概況及開發難點

澀北氣田位于柴達木盆地東部，是中國陸上的大氣田之一，現已共計探明天然氣地質儲量2 768.56×108m3，其中澀北一號氣田990.61×108m3、澀北二號氣田826.33×108m3、臺南氣田951.62×108m3。

為推進中國石油“加快青海天然氣發展，用3年時間建成100×108m3天然氣產能”戰略決策的實施，達到澀北氣田年產天然氣85×108m3的目標，需新鉆井474口，其中直井410口、水平井64口，低成本快速鉆井便成了該氣田實現高效開發的關鍵［1－2］。

1.1 地質情況復雜，易發事故

澀北氣田的產層為第四系，鉆井過程中噴、漏、垮、卡事故多，主要表現如下：

1）地層疏松，成巖性差；泥質含量高，易吸水后膨脹引起井眼縮徑、垮塌，從而造成下鉆遇阻、遇卡。

2）氣層埋藏淺，含氣井段長，井控風險大。氣層埋深介于405～1 746m，含氣層數多達88層，氣水關系復雜，起鉆時容易發生抽汲。

3）澀北地區分布淺部鹽漬巖土，發育淺層水溶氣，固井時易發生竄槽，固井施工難度大［3－4］，導致固井質量合格率不足81%。

1.2 產能建設速度慢

澀北氣田井漏嚴重，2008年有34口井發生井漏，漏失鉆井液2 332m3，損失時間高達69.04d，平均單井損失時間1.87d。

澀北氣田平均機械鉆速13.03m／h，平均鉆井周期為27.55d，鉆井周期長。臺南氣田采用三層套管程序的直井平均固井作業時間為15.04d，占鉆井周期的54.75%；采用四層套管程序的水平井平均固井作業時間為23.65d，占鉆井周期的43.69%。由此導致氣田產能建設速度慢、成本高，投資效益低下。

2 鉆井提速、提效的措施及成效

針對該氣田開發中的難點，從2008年起，中國石油青海油田公司（以下簡稱青海油田）提出了“提速、提效、提素”（以下簡稱為“三提”）的工作目標，通過開展《澀北氣田安全快速鉆井及水平井工藝配套技術研究》［5］，借鑒其他油氣田的有效經驗［6］，引入競爭機制，采取多種措施，取得了明顯的成效。具體做法和取得的成效詳述于下。

2.1 采用“8＋3”模式，引入競爭機制

2008年初，青海油田調動青海鉆井公司8部鉆機，另外，通過市場化運作從系統內調用3部鉆機，采取“8＋3”（關聯隊伍8、市場隊伍3）生產組織管理模式，在公司與公司之間、井隊與井隊之間建立了良好的競爭機制。

2.2 開展配套技術研究，加強技術創新，推廣水平井鉆井技術

2.2.1 優化井身結構

1）澀北一號氣田：表層套管下深，三層結構井由400m優化為200m、二層結構井由400m優化為300 m、套管鋼級由N80優化為J55、壁厚由10.03mm優化為8.94mm；氣層套管由177.8mm 優化為139.7mm。

2）澀北二號氣田：表層套管下深由400m優化為150m、氣層套管由177.8mm優化為139.7mm。

3）臺南氣田：Ⅰ層系直井和Ⅱ層系水平井采用兩開井身結構，Ⅲ層系以下直井和水平井均采用三開井身結構，Ⅴ層系、Ⅵ層系水平井采用四開井身結構；直井氣層套管由177.8mm優化成139.7mm。

2.2.2 優選鉆井液體系

通過綜合評價，優選鉆井液體系，在澀北氣田采用了兩性離子聚合物鉆井液、成膜低滲透聚合物鉆井液，并研發和試驗了鹽水聚合物鉆井液，提高了鉆井液的流變性能、降低了濾失量、增強了抑制性和潤滑性，滿足了澀北氣田鉆井的需要。

2.2.3 優化固井工藝，提高固井質量

表層套管應用內插法固井，使用高黏隔離液，采用低溫早強水泥漿體系；技術套管采用早強防竄雙凝水泥漿體系，采用平衡壓力固井；氣層套管采用低密高強和增韌膨脹水泥漿體系，防竄防漏，其中水平井完井應用了管外封隔器＋A靶點以上注水泥的固井方式，實現了產層與上部井筒的封隔，避免了因固井質量不好而造成天然氣上竄的問題。

2.2.4 優快鉆井技術，縮短鉆井時間

取消表層標準和聲幅測井，單井縮短鉆井周期1d以上；通過優選水泥漿體系，下表層套管候凝時間縮短24h、下技術套管候凝時間縮短8h、下生產套管候凝時間縮短24h，僅此一項就使單井鉆井周期縮短2d以上；加強各工序間的銜接，縮短搬遷與安裝時間；優化鉆具結構，使用簡易擴眼器和螺旋鉆鋌，預防縮徑；優化鉆頭選型，強化鉆井參數提高噴射鉆井效率；水平井全部使用柔性鉆具組合，以加重鉆桿替代鉆鋌，避免大斜度井極易出現的粘附及鍵槽卡鉆等井下事故。

2.2.5 大規模推廣水平井鉆井技術

通過水平井鉆井技術攻關，成功推廣了長井段水平井鉆井［7］、雙臺階水平井鉆井、水平井優快鉆井、割縫篩管完井等配套技術，近4年澀北氣田共完成水平井75口。其中水平井應用篩管＋管外封隔器＋套管完井技術，解決了固井水泥漿倒灌和射孔費用高的問題，有效地保護了氣層并降低了完井成本。

2.2.6 采取防漏預堵漏技術

通過對堵漏技術的研究，在澀北氣田采取預堵、靜堵相結合的方法，提高了鉆井速度、減少了材料消耗量、避免了因井漏造成的井眼坍塌、井涌及井噴等復雜事故的發生。

2.2.7 應用疏松砂巖取心技術

采用松散地層取心和內襯管保形加壓取心技術［7］，使得取心收獲率超過90%。

2.3 強化生產組織和井控管理

2.3.1 強化生產組織管理，提高整體素質

加強生產組織協調［7－8］、細化井位安排、注重隊伍管理，形成了關聯隊伍與市場隊伍“比、學、趕、幫、超”的良好競爭局面，項目管理水平、施工隊伍素質得到了全面提升。

2.3.2 加強井控制度管理

制訂了《澀北氣田鉆井井控安全管理要求》《東部天然氣鉆井井控措施》《澀北氣田產能建設工程監督實施細則》3個管理辦法；強化設計管理、QHSE體系管理，提高設計的科學性和指導性，從源頭抓好井控安全工作。

圖1 2007年—2011年鉆井周期和機械鉆速對比圖

2.4 實施“三提”所取得的成效

2.4.1 鉆井速度大幅提升

區塊鉆井提速成果不斷刷新，總的鉆井平均機械鉆速由13.03m／h提高到41.39m／h；平均鉆井周期由27.55d降低至最低時的6.29d（圖1）。其中：直井平均機械鉆速由16.58m／h提升至46.49m／h；水平井平均機械鉆速由11.55m／h提升至31.92m／h；鉆機平均搬遷安裝時間由6.66d縮短至3.36d；直井電測遇阻率由35.48%降至27.27%，水平井電測遇阻率由32.76%降至16.67%；固井漏失率明顯降低，固井合格率達到100%，其中優質率提高到80.65%。

2.4.2 單井產量提高，鉆井投資節約

2.4.2.1 水平井產量提高3倍

水平井采用MWD＋LWD地質導向鉆井技術，油層鉆遇率超過92%；割縫篩管完井技術的全面推廣，使單井產量大幅度提高，實現了氣井產量提高3倍以上的目標，其中臺H4－3井投產初期日產氣26.6×104m3，是鄰井直井產量的4.19倍［9］。

2.4.2.2 鉆井投資節約4.88億元

通過引入競爭機制，開展技術攻關，應用成熟配套技術及水平井鉆井技術，近4年澀北氣田3個區塊累計為青海油田節約投資4.88億元。

1）通過優化井身結構、優選鉆井液和水泥漿體系、優化鉆頭選型號及鉆具組合，加強各工序間銜接，節約投資1.67億元（表1）。

表1 井身結構優化效益情況分析表

2）為達到“少井高產”的目的，大力推廣水平井鉆井技術，節約投資3.21億元（表2）。

表2 推廣水平井鉆井技術效益情況分析表 萬元

2.4.3 項目管理水平和施工企業效益全面提高

在經營管理上，采用總包經營模式，按設計周期和定額結算，保持設計周期的相對穩定，極大激發了施工企業的積極性，隊伍素質得到全面提升，項目管理水平不斷提高［10］。

近4年鉆井隊伍累計節約設計鉆井周期51.61臺月，節約成本8 516萬元，實現了“甲乙”雙方互利共贏。

3 結論與認識

要實現“三提”成果提起來、保持住、可持續，必須堅持管理創新、技術創新、機制創新，發揮定額管理的基礎性作用。

1）持續“三提”必須堅持引入市場競爭機制。引入市場競爭機制，有利于勘探鉆井資源的優化配置、有利于促進勘探生產力水平的提高、有利于充分挖掘企業的管理資源，能夠避免“一對一”關聯交易帶來的工程造價、工程進度失控等弊端；充分發揮關聯交易隊伍、市場化隊伍，鉆探企業、民營企業之間的優勢和特點。

2）持續“三提”必須堅持技術創新。近年來以高效PDC鉆頭為核心的鉆井提速配套技術取得顯著效果，空氣鉆井、充氣鉆井、復合導向鉆井和新型鉆井液技術有了長足的發展，持續“三提”必須加強成熟技術集成應用和創新，促進鉆井工程技術的全面發展和進步。

3）持續“三提”必須發揮定額管理的基礎作用。只有建立科學的定額周期和定價機制，發揮定額管理在鼓勵先進鞭策落后方面的基礎性作用，給鉆井施工方保留一定的周期富余空間，做到利益共享，才能激發鉆井施工隊伍的自覺性、能動性和積極性，最終實現甲乙雙方互利共贏的目標。

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