大慶地熱能U型先導試驗井鉆井設計

潘榮山 李繼豐 李童 王影 王敬巖 劉美玲

1.中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院；2.黑龍江省油氣藏增產增注重點實驗室

松遼盆地北部地熱能資源豐富，分布范圍廣，是現實可行且具有競爭力的清潔能源。“十四五”能源規劃目標是二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。在此目標下，中國石油集團公司大力推動新能源業務發展，確定了“清潔替代、戰略接替、綠色轉型”的發展戰略，大慶油田也在加快踐行“清潔替代”戰略。

目前，我國對中深層地熱能開發仍處于起步階段，在天津、陜西西安、河北邯鄲等地區部分企業開展過一些工程實踐，均存在換熱能量少，無法保證長時間運行的問題［1］。大慶油田采用U型對接“取熱不取水”技術，提高換熱量。首先對X區燃煤鍋爐房熱源替代開展先導性試驗，停運現有燃煤鍋爐房，實現污染“零排放”，達到環保要求。X區燃煤鍋爐房所處區域的平均地溫梯度達4.3 ℃/100 m，具備地熱能清潔替代的資源基礎［1］，同時該區薩爾圖、葡萄花、高臺子油層地熱水層不發育，扶楊油層已投入開發，在X區部署了1對U型井(X1-1井及X1-H1井)，采用“取熱不取水”方式開采中深層地熱能，實現地熱能供暖在邊遠城區應用的示范效應。

1 地質簡況及施工難點

1.1 地質簡況

大慶油田地熱資源形式多樣，具有地溫梯度高、儲量大、分布廣的特性。松遼盆地北部經多年油氣勘探表明，其地熱資源包括中淺層地熱水、中深層地熱能和深層干熱巖3種類型。中深層地熱能位于泉二段及以下致密砂巖層，深度在2 000～3 000 m之間，地層溫度在80～135 ℃之間。

X區屬于低滲透油田，中深層地熱能主要賦存于泉頭組和登婁庫組地層，巖層致密，發育多套砂泥巖組合，分布穩定。X區的中部地層溫度較高，相對位于背斜頂部，上部泥巖起到隔層保溫作用，下部斷裂起到溝通深部熱源作用，因此地溫梯度高，熱量散失慢，地層溫度相對較高。X7井的井深3 315.29 m處實測地溫為137.9 ℃，計算地溫梯度為4.16 ℃/100 m。根據巖心測得砂巖導熱系數為2.504 W/(m·℃)，泥巖導熱系數為2.358 W/(m·℃)，砂泥巖互層，巖石成巖作用較強，導熱能力增強。X區的換熱層為登一段(垂深為2 800 m)，發育厚度為12.4 m，該層為砂礫巖層且分布穩定，可以實現套管內的循環水與地層熱交換。

1.2 施工難點

本井組依次鉆遇第四系、第三系泰康組，中生界白堊系下統嫩江組、姚家組、青山口組、泉頭組、登婁庫組。第四系及泰康組地層疏松，成巖性差，鉆井施工中易發生井漏、井塌；嫩二段、青山口組地層發育大段泥巖，泥巖吸水后發生水化膨脹易產生剝落現象，鉆井施工中易發生井塌、鉆頭和鉆具泥包甚至卡鉆；葡萄花、扶楊油層已注水開發，地層壓力較高，且均為含氣層，易造成鉆井過程中井噴、油氣侵等復雜情況，油層固井質量差及固井后套管外發生冒氣等事故；扶楊油層裂縫發育，易發生井漏。

2 鉆井設計優化

2.1 井型優選

常見的地熱能開發井主要有2種：L型井單井閉式循環換熱［2］和U型井循環水換熱［3-4］。通過軟件建立地質模型，模擬垂深均為2 800 m的L型井換熱系統與U型井換熱系統，其出口溫度與換熱效率的具體數據見表1。由表可知，U型井循環水換熱在出口溫度和換熱效率方面均優于單井閉式循環換熱，同時閉式循環沒有污染；返排介質是無污染的軟化水，無需處理；地下熱儲無需改造；水平井換熱長度大；長水平段具有換熱效率高的技術優勢，因此優選U型井作為先導試驗井的開發方式。

表1 U型井與L型井數據對比Table 1 Data comparison between U-shaped well and L-shaped well

2.2 井身結構優化

綜合考慮鉆遇地層層位、地層巖性、鉆井復雜顯示及鉆井成本等多種因素，對井身結構進行優化，同時對周圍鄰井鉆完井資料進行統計分析，對容易出現井下復雜的井段，制定針對性技術措施。為了提高U型井換熱效率和滿足流量50 m3/h的要求，重點對?177.8 mm生產套管進行優化設計。

X1-H1水平井設計垂深 2 800.0 m，造斜點2 510 m，靶前距300 m，水平段長1 000 m。優化為3層套管井身結構：(1)表層套管優化為?339.7 mm×100 m，封固淺水層及地表松散地層，防止上部疏松地層坍塌；(2)二開?244.5 mm技術套管下至泉三段以下50 m，封固葡萄花及扶楊油層，下深優化為1 440.0 m；(3)三開井段下入?177.8 mm生產套管至3 972.00 m，地面至500 m采用保溫水泥固井，500 m至井底采用導熱水泥固井。各層套管固井水泥漿均返至地面，在水平段可以實現套管內的循環水與地層熱交換［5］。

X1-1直井優化為2層套管井身結構：(1)表層?273.1 mm套管下至嫩一底以下20 m，下深優化為324.0 m，封固地表松散地層，防止上部疏松地層坍塌；(2)二開為滿足后期取熱要求，地面至1 500 m采用?209.0 mm+?177.8 mm雙層保溫套管，采用常規G級水泥固井，1 500 m至井底下入?177.8 mm常規套管，采用導熱水泥固井，固井水泥漿均返至地面。

2.3 鉆具組合優化及井眼連通技術

為了實現優快鉆井，結合X區地質特點，利用成熟配套的水平井鉆井技術，對X1-H1井鉆具組合進行優化設計。由于水平井完鉆后不測井，因此采用LWD隨鉆監測井眼軌跡，以獲取相關地層參數。為了強化“大排量、大鉆壓、大扭矩、高轉速、高泵壓”的鉆井參數，設計?139.7 mm鉆桿，以降低鉆桿內水力損耗，實現“一趟鉆”鉆井提速。

2.3.1 造斜段鉆具組合

為了提高造斜段井眼軌跡控制精度，設計單彎螺桿造斜，LWD隨鉆監測井眼軌跡。根據實鉆情況，采用滑動鉆進和復合鉆進方式。鉆具組合為：?215.9 mm鉆頭+?172.0 mm單彎螺桿(1.25°或1.5°)+?172.0 mm鉆具浮閥+?172.0 mm LWD+?139.7 mm無磁加重鉆桿×9 m+?139.7 mm斜坡鉆桿 (18°)+?139.7 mm加重鉆桿×223.2 m +?165.1 mm震擊器+?139.7 mm加重鉆桿×334.8 m+?139.7 mm鉆桿。

2.3.2 水平段鉆具組合

為了提高機械鉆速，水平段安裝水力振蕩器，單彎螺桿造斜，LWD隨鉆監測井眼軌跡。施工中盡量減少滑動鉆進，使井眼軌跡平滑，控制好井眼曲率不超過設計范圍。鉆具組合為：?215.9 mm鉆頭+?172.0 mm 單彎螺桿 (0.75°或 1.0°)+?172.0 mm 鉆具浮閥+?172.0 mm LWD+?139.7 mm無磁加重鉆桿×9.0 m+?139.7 mm 斜坡鉆桿 (18°)×9.0 m+水力振蕩器+?139.7 mm斜坡鉆桿 (18°)+?139.7 mm加重鉆桿×334.8 m+?139.7 mm鉆桿。

2.3.3 井眼連通技術

應用磁導向技術進行井眼連通，通過實時監測地下人工磁場的分布特征，經軟件處理、控制，實現對鄰井井眼空間位置的高精度定位與導航，達到兩井眼精確連通。當X1-H1井水平段距離X1-1井50 m左右開始采用磁導向工具監測井眼軌跡，隨時對比分析實鉆井眼軌跡與設計軌跡的偏差，預測下部井段所需的造斜率，控制好井眼軌跡參數，接近對接點時，控制一小段穩斜段，采用穩斜與X1-1井精準對接，實現水平井井眼與直井井眼連通。

2.4 鉆井液體系優選

綜合考慮設計井的水平段長度、儲層配伍性、環保要求、鉆井成本等因素，以鉆井提速和儲層保護兩方面為出發點，X1-1井及X1-H1井二開優選鉀鹽共聚物鉆井液，該體系陽離子聚合物能夠快速對鉆屑進行包被，有效抑制鉆屑水化造漿，減輕地層水化膨脹，有利于鉆屑及時返出。在滿足安全施工要求的前提下，該體系具有良好的高溫穩定性及井壁穩定能力，攜巖能力強，摩阻力低，井徑規則，可保證中深層鉆井施工安全。

在高溫地熱鉆井過程中，鉆井液在高溫下會出現分散性較強和黏度增加的情況，影響鉆井作業正常施工，因此X1-H1井三開優選低固相KCl鹽水鉆井液體系［6-7］，以實現鉆井液在高溫環境下的穩定性，同時加入超細CaCO3，對井壁屏蔽暫堵，預防井漏的發生。該鉆井液體系在大慶油田致密油區塊共施工15口水平井，鉆井液性能穩定，抑制性強，無鉆頭鉆具泥包現象，防塌效果好，井壁無剝落掉塊，固井質量較好(優質井13口，水平段平均固井優質段比例為81.61%)，應用效果良好。

2.5 固井技術優化

2.5.1 套管優化

由于U型地熱井中水平井為注入井，直井為采出井，因此為保證采出井保溫效果，X1-1井地面至1 500 m采用保溫套管。保溫套管一般由雙層管組成，雙層管環空填充比熱容極低的高效隔熱材料和反輻射材料，如耐高溫巖棉纖維、氣凝膠等多層包扎，并對環空抽真空處理，接箍位置使用其他方式保溫。保溫套管導熱系數≤0.02 W/(m · ℃)，以防止熱量損失，保證換熱效果。X1-H1井及X1-1井1 500 m以下井段采用P110常規套管。

2.5.2 水泥漿體系優化

X1-1井由于上部采用保溫套管，因此井口至1 500 m井段采用常規水泥漿體系，1 500 m至井底采用導熱水泥漿體系，導熱系數≥1.6 W/(m · ℃)，目的是在采暖后期水平段換熱不足時實現二次吸熱。X1-H1井生產套管地面至500 m采用保溫水泥漿體系，導熱系數≤1.0 W/(m · ℃)，500 m至井底采用導熱水泥漿體系，導熱系數≥1.6 W/(m · ℃)，目的是實現套管內的循環水與地層充分熱交換。保溫水泥漿體系主要外加劑是漂珠和抗高溫水泥外加劑，漂珠加量一般為24%；導熱水泥漿體系主要外加劑是磁鐵礦粉和抗高溫水泥外加劑，磁鐵礦粉加量一般為45%，室內實驗證明導熱系數能夠達到地質要求 ，且韌性好，能夠滿足地熱井長期注采的要求。

2.5.3 固井關鍵技術

固井施工步驟：(1)下套管前進行固井承壓試驗，根據承壓試驗值調整水泥漿設計，確保固井不漏失，且能壓穩地層；(2)平衡壓力固井，注水泥漿連續，密度均勻；(3)水泥漿需要滿足流變性好、體系穩定、稠化時間合理的要求；(4)X1-H1井生產套管固井，由于環空間隙小，頂替過程中容易發生漏失，固井施工過程中，要小排量低速頂替；(5)X1-H1井固井及候凝過程中應始終保持X1-1井井口是關閉狀態；(6)若采用雙級注水泥技術，一級施工結束后，必須記錄一級固井最后的施工參數，在開孔過程中便于分析分級箍是否打開，防止將下塞替空，開孔后大排量循環1周以上。

3 結論

(1)大慶油田地熱資源具有地溫梯度高、儲量大、分布廣的特性。在X區開展地熱能U型先導試驗井的研究，對大慶地熱能資源的高效開發利用具有重要的社會價值和經濟價值，具有廣闊的應用前景。

(2)通過L型井單井閉式循環換熱和U型井循環水換熱出口溫度與換熱效率的對比分析，優選U型井作為先導試驗的井型。

(3)通過優化保溫套管、保溫和導熱水泥漿體系，實現套管內的循環水與地層熱交換的最大化，滿足供熱需要。