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五部委制定政策扶持生物能源发展

2006/11/14　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

ĽIValign=left> [中国钻井网2007年12月21日] 花土沟、狮子沟和七个泉是青海油田油气开发的三个主力区块。这些区块地质条件复杂。浅部地层疏松，砾石层、断层、裂缝发育，地层倾角变化大，油气层分布浅、薄、散、多，地层压力系数低，仅0.6～0.8。钻井过程中易发生井斜、井漏、井塌、缩径、憋跳钻等复杂情况，完井固井时油、气、水层很容易对水泥浆造成污染，致使固井质量达不到要求。另外，这些区块所钻井大多为丛式井、定向井或小位移井。2001年我们在这些区块共完成22口井，通过实施调整井钻井综合配套技术，使完成的调整井平均机械钻速达到17.24m/h，比2000年（平均机械钻速11.20m/h）提高54%，其中七6-30井，6.54d完成了进尺1180m，机械钻速24.63m/h，创下了该区块最高记录。

1、青海油田主要区块地质特点

花土沟油田位于柴达木盆地西部南区，在茫崖拗陷狮子沟——油砂山背斜构造带的狮子沟构造主高点——花土沟高点，为目前国内海拔最高、条件最为艰苦、自然环境最差的老油田。地层分层主要为下油砂山组（N21）和上干柴沟组（N1），岩性以砂岩、泥岩为主，夹砾岩、砾状砂岩、含砾泥岩，粉砂岩和泥质粉砂岩、泥岩，不等厚互层，频繁交互。孔隙度18%～21%，渗透率（22～110）×10-3μm²。目前地层压力系数0.6～0.8。钻井过程中井斜、井漏、卡钻比较严重，储层具有薄、多、散、杂、非均质程度高的特征。

狮子沟构造位于柴达木盆地西部拗陷区狮子沟——油砂山背斜面构造带上的一个三级构造上。该构造以裂缝储集为主，裂缝发育，表层砾石含量高，储层岩性主要为各种不纯的碳酸盐岩，属孔隙、溶孔及裂缝储油类地层。复杂的地面和地下地质条件，使钻井过程中井斜、井漏、缩径、跳钻现象比较严重。

七个泉油田粘土矿物含量较高，钻井资料证实该区高点部位发育有多组系井间断层，钻井过程中极易引起井斜、缩径等。

2、钻井配套技术的研究与应用

根据青海油田地质特点，依靠我公司多年来在内外部市场所积累的钻井经验，通过在青海油田现场反复认真的研究、试验与应用，完善、总结出了一套系统的调整井钻井综合配套技术。

2.1钻井参数优选技术通过优选钻头和钻井参数，应用大钻压、高转速、加强井眼轨迹监控为主导的快速钻进技术，收到了显著的结果。 2.1.1钻头优选根据青海油田各区块的地质特点，结合邻井资料及多年的钻井实践经验，在花土沟、狮子沟和七个泉区块施工的调整井表层φ311.2mm井眼深度一般在200m以内，重点对8in（215.9mm）钻头进行了试验，优选出了经济性高的H517、HJ517三牙轮钻头。 2.1.2钻压与转速的最优化通过多口井的试验，并与多家钻井公司进行综合经济性对比，优选出了适用该区块的经济性高的H517或HJ517钻头。采用高钻压（120～200kN）、高转速（90～200r/min）的钻井参数，以优质的钻井液保证井下安全，严密对井斜监控，对预测位移或轨迹超标的井，及时上有线随钻扭方位。 2.1.3排量排量的优选视井下具体情况而定，一般来讲，机械钻速随排量的增加而增大，但必须考虑满足井下安全，防漏、防卡，防止排量过大冲刷井壁，过小携砂不彻底，给井下带来复杂，8in（215.9mm）井眼一般取28L/s左右为宜。 2.1.4钻头比水功率为了提高钻头的比水功率，采用斜喷嘴和中长喷嘴，选取合适的井段充分利用良好的机泵条件，打好高压喷射。据统计，使用特殊喷嘴可提高机械钻速30%～40%，仅在花土沟区块12口完成井中，共消耗牙轮钻头28只，使用喷嘴76只次，使用特殊喷嘴54只次，特殊喷嘴使用率71.05%，与以往同区块同井深使用特殊喷嘴的井相比，单只钻头进尺提高4%左右，机械钻速提高25.51%，取得了明显的效果。由于合理选用了特殊喷嘴，钻头比水功率最高，机械钻速明显提高。 2.1.5井底压差井底压差是制约牙轮钻头钻速的主要因素，在条件允许的情况下尽可能减少压差，实现平衡或近平衡压力钻井。针对青海油田老油区地层压力系数低（仅0.6～0.8），在花土沟区块采用了水包油乳化钻井液体系，钻井液密度控制在0.95～1.05g/cm³，控制含油量20%～30%，减小了井底岩屑的压持效应，钻井速度明显提高，同时有效地解决了油气层污染问题，单井平均Ô油产量也有较大幅度地增加。 2.2防斜打直技术防斜打直是小位移井的关键技术之一。2001年完成的调整井所在区块地层倾角变化较大，普遍存在着井斜难以控制问题，如果在钻进中不注意防斜而造成井斜偏大吊打纠斜，甚至填井侧钻等井身质量不符合设计要求，将严重影响到钻井速度和经济效益。造成井斜的Ô因是多方面的，有地层因素，设备安装因素，钻具结构和钻井技术措施等。地层因素是影响井斜的主要Ô因，因此，我们在管理上狠下功夫，制订出包括严把设备安装质量关、优选钻具组合、优选钻井参数、定点测斜及时跟踪井眼轨迹等切实可行的防斜打直技术措施，把人为造成井斜的因素降低到最小，同时优选合理的扭方位点，对预测位移或轨迹超标的井，及时上有线随钻反扣。 2001年度完成的22口井，没有一口井因井斜偏大吊打或因井身质量不合格填井侧钻。井身质量合格率100%，优质率78%，有效地解决了钻进中因井斜偏大影响机械钻速进而影响经济效益的难题。 2.3丛式井井眼轨迹防碰技术 2001年花土沟油田部署31口井，其中9口井是定向井。由于该油田地面山峦起伏，钻前土方工作量很大，井场往往小得连钻具都摆放不下，9口井中有5口井又是老井加密，井口相距不足10m，丛式定向井井眼防碰技术成为这类井的首要任务。针对这类井我们采取的措施是：（1）调研邻井钻井资料，作出井眼轨迹图和井眼轨迹防碰图；（2）找出相碰机率最大的点或井段做特别提示。如果发现直井段相碰机率大，则请求甲方更改设计的造斜点，避开可能相碰的井段；（3）对一些太古老的井在做井眼轨迹防碰图时预留充分的余量；（4）应用有线随钻测量仪器造斜；（5）随钻造斜时密切观察铁性物质对有线随钻仪器的影响，发现磁场强度大于正常值，方位值受到非正常影响而不稳定，立即停钻判断分析铁质物质的来源和方向，以便采取绕障措施；（6）稳斜井段如有与邻井相碰大的机率，加密测斜，及时上随钻调整井斜和方位，安全绕过障°。 2.4复合防漏堵漏技术在花土沟、狮子沟、七个泉等区块钻井中，经常发生井漏，如1999年施工的S4-2井，漏失量高达1838立方米，严重制约了钻井进度，延长了钻井周期，并造成了大量的经济损失。2001年井漏情况与2000年对比情况见表1。从表1的数据可以看出，2001年的漏失次数及漏失量都低于2000年。主要是针对上部地层孔洞及构造裂缝发育、结构疏松、渗透率高，易形成漏失通道，且漏速快、漏失量大、井段比较集中及中下部主要是由于断层或破碎地层易引起漏失的特点，实施了复合防漏堵漏技术，有效地控制了井漏的发生。 2.5固控设备应用技术良好的钻井液性能必须有良好的固控设备作保障。我公司不但每个井队配备了除砂器、离心机，同时制定了严格的使用、维护、保养措施，以高筛目振动筛、除砂器、离心机为主的固控设备应用技术，有力地保正了钻井液性能的维护，保障了井下安全，为快速钻井打下了良好的基础。 2.6泡酸解卡工艺青海油田钻遇地层中普遍存

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