鄂爾多斯盆地隴東地區天然氣開發技術

劉 峰 ，張 歧 ，葉 超 ，李 濤 ，孫利永

(1.中國石油長慶油田分公司隴東天然氣項目部，甘肅慶城 745100；2.川慶鉆探工程有限公司長慶井下技術作業公司壓裂九隊，陜西西安 710021)

隴東地區位于鄂爾多斯盆地西南部，開發面積約3.7×104km2，2013年長慶油田公司開始在該地區進行天然氣開發，目前處于評價5段。筆者依據近5年隴東地區天然氣評價工作進展情況，從井位部署、鉆井工藝及儲層改造工藝，分析總結了該地區天然氣開發技術，以期對同類型氣田開發提供參考[1-4]。

1 井位部署

隴東地區溝壑縱橫、梁卯交錯、高低起伏，儲層單一、厚度小、物性差，最大落差達300 m，地面條件復雜，井場選址困難。采用直井(V)、定向井(D)、水平井(H)組合布井的方式，大幅節省土地面積，降低了后期生產的管理難度。目前已實施的井型組合方式主要有3 叢式井組(“1V+2D”、“1V+2H”)、5 叢式井組(“1V+4D”)(見圖1)。

圖1 不同井型組合方式

1.1 地質意義

隴東地區砂體基本呈近南北向或西北～東南走向，因此水平井方位以南、北向為主，后期作為生產井產量高，單井產量約為直/定向井產量的3～5倍，同時可探明單砂體在橫向上發育長度；直井以探明砂體縱向發育厚度及層位為主，作為導眼井，為水平井實施層位和水平段調整提供依據；定向井方位以東、西向為主，探明砂體發育寬度。結合砂體發育長度、寬度及厚度參數，為刻畫河道平面發育規模及砂體走向提供參數。

1.2 節省土地使用面積

隴東地區天然氣標準單井井場為長×寬：100 m×70 m，面積為7 000 m2。叢式井井口距離為10 m，每增加1口井，井場寬度不變，長度增加10 m，面積相應增加700 m2，相比2個單井場節約土地面積6 300 m2。若該井組為n叢井，節約土地面積則為(n-1)×6 300 m2。目前實施最大井組為5叢井。

2 鉆井工藝

隴東地區儲層埋藏深度在3 600 m～4 400 m，地層溫度在110℃～130℃，地層壓力35 MPa～40 MPa，地面黃土層厚度200 m～400 m，與蘇里格氣田相比，儲層埋藏更深，地層溫度更高，地層壓力更大，因此鉆井工藝相比蘇里格氣田，難度更大、成本更高。通過優化井身結構及鉆具組合、調整鉆井液體系、采用水平段固井工藝，實現了提高機械鉆速、縮短鉆井周期、降低鉆井成本的目標[5，6]。

2.1 井身結構

2.1.1 直井井身結構 前期采用Φ346 mm鉆頭×Φ273 mm技術套管+Φ241.3 mm鉆頭×Φ177.8 mm二開井身結構。在實際施工中，由于隴東地區目的層較深，裸眼段施工周期較長，難以解決黃土層漏失以及直羅層坍塌問題，導致鉆井周期過長。經過后期探索調整，目前直井均采用Φ444.5 mm鉆頭×Ф339.7 mm表層套管+Φ311.2 mm鉆頭×Φ244.5 mm技術套管+Φ215.9 mm鉆頭×Φ139.7 mm的三開結構，利用技術套管封固洛河層及直羅層，滿足直羅層防塌、洛河層防漏要求。

2.1.2 水平井井身結構 采用Φ346 mm鉆頭×Ф273 mm表層套管+(Φ241.3 mm鉆頭+Φ215.9 mm鉆頭)×Φ177.8 mm技術套管+Φ152.4 mm鉆頭×Φ114.3 mm套管的三開井身結構，為采用套管固井完井工藝創造條件。

2.2 鉆具組合

優化鉆具組合，直井段施工容易實現防斜打直，減少井斜糾偏時間，斜井段減少了由于鉆具結構不合理造成滑動時磨阻大、鉆具托壓嚴重、鉆時慢等現象，提高了機械鉆速(見表1)。

表1 不同井型不同施工5段鉆具組合參數

2.3 鉆井液體系

經過不斷探索，對比鉆井參數，鉆井液體系由最初的鉀基聚磺鉆井液體系、抗高溫無土相復合鹽水鉆井液，到目前采用無土相低密高黏鉆井液。該鉆井液體系具有高溫流變性，在高溫條件下具有較強的抑制能力，潤滑性能好，形成的泥餅厚度薄、韌性好，使井壁更加穩定，有效減少了鉆井過程中水平段鉆遇長泥巖段井壁坍塌的情況。

2.4 水平井完井工藝

水平井由于井身結構的特殊性，其完井工藝決定了后續的改造方式。隴東地區水平井完井工藝主要歷經三個5段，依次為裸眼完井、尾管懸掛完井、套管完井，相應的改造方式為裸眼封隔器分段壓裂、水力噴射壓裂改造及水力泵送橋塞壓裂改造(見圖2～圖4)。

通過近三年鉆井指標對比，2017年與2015年、2016年相比，水平井平均鉆井周期分別降低24.9%、29.1%，直井平均鉆井周期分別降低44.9%、25.5%，鉆井提速效果顯著(見圖5、圖6)。

3 儲層改造工藝

3.1 改造方式

3.1.1 直井改造方式 下古生界儲層采用酸化壓裂的改造方式，上古生界儲層采用壓裂改造方式。經過前期探索與效果評價，目前形成了上古井采用Φ139.7 mm套管+Φ60.3 mm油管環空注入壓裂；上古、下古合層井采用Φ89 mm+Φ73 mm油管機械分層改造，壓裂、酸化一次連續作業，減少了起下管柱施工工序，節省作業時間；下古儲層采用Φ89 mm+Φ73 mm油管酸化。

圖2 裸眼封隔器分段壓裂鉆具組合

3.1.2 水平井改造方式 2013年至2016年期間，水平井采用裸眼完井及尾管懸掛固井完井方式，采用Φ114.3 mm裸眼封隔器體積壓裂，施工過程中發生壓差滑套無法開啟或打開不明顯的情況，影響儲層改造效果。2017年，水平井采用水平段一次上返固井完井工藝，為實施水力泵送橋塞分段壓裂創造了條件，完試2口水平井均采用水力泵送橋塞分段壓裂工藝，試氣效果良好，平均無阻流量達到43.3×104m3/d，證明在隴東地區水平井改造方式中，水力泵送橋塞工藝實施效果優于裸眼封隔器壓裂改造工藝。

該工藝主要針對Φ114.3 mm套管固井的水平井。施工開始，將射孔槍用連續油管或爬行器送入第一段預定位置進行射孔，作業完成后起出射孔槍，進行第一段壓裂；第一段壓裂完成后，用電纜下入橋塞及射孔槍，開泵，用水力泵送的方式將橋塞下入預定位置并座封，上提射孔槍至預定位置進行第二段射孔，起出射孔槍，投球至橋塞球座，封隔第一段壓裂層，進行第二段壓裂作業。根據壓裂段數，依次重復上述操作(見圖7)。水平段壓裂作業完成后，用連續油管將橋塞鉆除，保持水平段通徑。該工藝以橋塞封隔，封隔效果好，定點起裂、多級射孔、壓裂層位精確，井筒完善程度高，壓裂段數不受限制，施工砂堵易處理，適合隴東地區水平井改造。

圖3 水力噴射壓裂鉆具組合

圖4 水力泵送橋塞壓裂鉆具組合

圖5 水平井鉆井指標對比

圖6 直井鉆井指標對比

3.2 施工排量

隴東地區儲層埋藏深，前期儲層改造施工排量直井采用6 m3/min、水平井采用10 m3/min，入地液量大，后期排液困難且周期長。2017年在壓裂作業中探索降低施工排量、減少入地總液量，對比發現試氣無阻流量與前期改造效果持平，測試井口產量與前期改造效果相比更高。

慶1-A-C、慶1-A-D為同井場2口井，儲層測井解釋參數相近(見表2)，改造層位均為山13，改造方式均采用Φ139.7 mm光套管+Φ60.3 mm油管環空混合水壓裂。慶1-A-C井施工排量6 m3/min，試氣無阻流量 6.7×104m3/d，測試井口產氣量 1.2×104m3/d，穩定壓力23.7 MPa；慶1-A-D井壓裂過程探索將施工規模從6.0 m3/min降至3.0 m3/min，加砂量從53.1 m3降至31.7 m3，改造后試氣無阻流量5.5×104m3/d，測試井口產氣量1.9×104m3/d，穩定壓力25.5 MPa。對比發現，施工排量大與小和改造效果好與差無明顯相關性。

圖7 水力泵送橋塞壓裂改造示意圖

表2 儲層測井解釋參數對比

4 結論

(1)隴東地區地貌復雜，采用水平井、直井、定向井組合布井方式，適合地形特點，有效節約土地面積，降低布井困難，有利于加快天然氣評價工作進展。

(2)井身結構及鉆具組合優化、泥漿體系調整和水平段固井工藝改進，是降低施工風險、提高機械鉆速、縮短鉆井周期的有效方法。水平井采用一次上返固井工藝，結合水力泵送橋塞分段壓裂改造技術，解決了常規水平井裸眼封隔器壓裂改造的缺陷，該工藝更加適用于隴東地區水平井改造。

(3)隴東地區儲層單一且厚度較小，施工排量并非越大效果越好，壓裂改造過程適度控制施工排量有利于儲層裂縫延伸，有效避免了目的層上、下氣水層被壓穿，直井排量控制在4 m3/min內，水平井施工排量控制在6 m3/min～8 m3/min，實施效果良好。

參考文獻：

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