羅 增 曹 權 楊華建 濮 強

1. 中國石油西南油氣田公司工程技術研究院 2. 中國石油西南油氣田公司重慶氣礦

0 引言

世界上天然氣主要的儲存方式包括氣藏儲氣庫、油藏儲氣庫、鹽穴儲氣庫、CNG[1-5]。作為主要的儲氣庫建設方式,枯竭氣藏改建儲氣庫具有建設成本大、建設周期長、存儲更安全且能大幅度提升老氣田服役壽命的特點[3]。四川盆地銅鑼峽氣田主要產(chǎn)層為上二疊統(tǒng)長興組，含硫化氫且儲層裂縫發(fā)育，經(jīng)過多年開發(fā)，儲層壓力系數(shù)已降至0.14，為緩解川渝地區(qū)保供壓力，擬在2022年全面開建為銅鑼峽儲氣庫，但該種“裂縫型”儲氣庫在建庫過程中有可能發(fā)生嚴重漏失，在國內(nèi)建設碳酸鹽巖裂縫型儲氣庫尚屬首次，無現(xiàn)成經(jīng)驗借鑒。國內(nèi)“孔隙型”砂巖呼圖壁儲氣庫和“孔隙型”碳酸鹽巖相國寺儲氣庫的成功建設，已驗證了孔隙型壓力虧空與是否產(chǎn)生漏失不具有相關性。但“裂縫型”儲層壓力虧空是否會導致鉆井漏失，以及在含硫情況下的安全鉆井等關鍵技術尚無可借鑒經(jīng)驗，亟待通過區(qū)域鉆井技術梳理、安全鉆井技術攻關形成“裂縫型”儲氣庫鉆井工程方案[4-5]。

1 儲層特征

銅鑼峽上二疊統(tǒng)長興組主要為一套淺海碳酸鹽臺地相沉積，沉積厚度100 m左右。巖性主要為石灰?guī)r、生物屑石灰?guī)r夾少量燧石結(jié)核石灰?guī)r，局部具弱白云化作用，泥質(zhì)含量一般小于10%，重結(jié)晶作用較強。

據(jù)巖心、巖屑資料分析，銅鑼峽長興組儲層的儲集空間以裂縫為主，洞穴、生物鑄?？?、溶孔、晶間孔等均較少（表1），屬典型的裂縫型儲層[6-7]。

表1 銅鑼峽長興組巖心縫洞統(tǒng)計表

裂縫類型主要為構(gòu)造縫、溶蝕縫、壓溶縫。構(gòu)造縫主要為中、小斜縫，多呈X型，常見局部被溶蝕成不規(guī)則網(wǎng)狀及分枝狀，呈全充填或半充填；壓溶縫呈鋸齒狀，多被泥質(zhì)充填，局部被溶蝕擴大后被充填或半充填；溶蝕縫多呈網(wǎng)狀、分枝狀，局部密集分布，多被方解石充填或半充填，部分為構(gòu)造、壓溶縫溶蝕改造形成。天口場潛高軸部的巖石破裂系數(shù)K值介于1.351～1.426，屬Ⅰ級裂縫。

2 井身結(jié)構(gòu)方案

針對裂縫發(fā)育儲層儲氣庫注采井，考慮既往老井銅4井鉆井過程中復雜情況及必封層位[8-11]，合理確定套管必封點，優(yōu)化形成注采井井身結(jié)構(gòu)。

2.1 鉆井難點及要求

明確了銅鑼峽儲氣庫注采井鉆井難點主要在3個方面：①下侏羅統(tǒng)自流井組、上三疊統(tǒng)須家河組、下三疊統(tǒng)嘉陵江組等相對低壓地層和下三疊統(tǒng)飛仙關組斷層發(fā)育，地層井漏頻發(fā)；②且裂縫系統(tǒng)十分發(fā)育，易發(fā)生惡性井漏；H2S含量439 mg/m3，無法采用空氣鉆井；③儲氣庫運行周期長（一般為30～50年），注采井要求強注強采，并且周期循環(huán)，因此對生產(chǎn)套管的強度和固井質(zhì)量要求高。

針對以上鉆井工程難點，需在井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、優(yōu)選鉆井液體系和固井工藝等方面開展針對性工作，形成適合低壓低滲枯竭型儲氣庫的鉆井工程設計方案。

2.2 必封點分析

根據(jù)鉆井難點分析，儲氣庫新鉆井的有4個必封點：①導管處，封隔淺層浮土、地表竄漏層；②自流井組易垮、漏失，故須家河組頂需下一層套管封隔；③由于嘉陵江組存在區(qū)域漏層，飛一段可能鉆遇高壓水層，嘉一段頂需下一層套管；④由于長興組地層壓力系數(shù)低，裂縫發(fā)育，漏失風險大，應考慮儲層專打，因此飛一段底為必封點。

2.3 井身結(jié)構(gòu)設計

對應井身結(jié)構(gòu)如下：① 導管由?660.4 mm鉆頭鉆至50～70 m后，下?508 mm導管，封隔地表竄、漏層；②第一次開鉆由?444.5 mm鉆頭鉆至須家河組頂，下?339.7 mm表層套管，封隔上部自流井組漏、垮層；③第二次開鉆由?311.2 mm鉆頭鉆至嘉一段頂，下?244.5 mm技術套管，封隔上部漏、垮層；④第三次開鉆由?215.9 mm鉆頭鉆至飛一段底，下?206.4 mm（井口200 m）+?177.8 mm復合生產(chǎn)套管，封隔飛仙關組相對高壓層、水層，為儲層鉆井專打創(chuàng)造條件，并采用管外封隔器提高固井質(zhì)量；⑤第四次開鉆由?149.2 mm鉆頭鉆至完鉆井深，懸掛?127 mm篩管（表2）。

表2 井身結(jié)構(gòu)設計表

3 儲層安全鉆井技術方案

3.1 可酸溶防漏堵漏技術

縫洞是儲層主要的滲流空間，鉆完井過程中漏失復雜多發(fā)，導致嚴重的固相顆粒傷害。而且絕大部分固相造成的損害無法酸化解除，裂縫性儲層鉆井過程中，技術難點是鉆井過程的儲層漏失。通過調(diào)研國內(nèi)外防漏堵漏技術[12-14]，結(jié)合儲氣庫強注強采對儲層保護要求，優(yōu)選了可酸溶纖維防漏堵漏技術。

可酸溶纖維的主要成分是改性聚乳酯纖維，可為球形，片狀，粉狀和纖維狀。粒徑分布為10～3 mm，可根據(jù)油氣層孔吼特征優(yōu)化配方。通過人造裂防漏堵漏縫試驗，調(diào)整可酸溶封堵劑長度和濃度，可以成功封堵裂縫寬度為0.5～3.0 mm的裂縫通道，承壓能力至少5 MPa以上（表3）。根據(jù)儲層埋深和承壓能力測算，能將銅鑼峽儲氣庫儲層壓力系數(shù)由0.14提高到0.25。

表3 試驗可酸溶纖維堵漏漿推薦配方參數(shù)表

3.2 儲層安全鉆井液方案

通過壓力系數(shù)與井底ECD匹配關系，針對裂縫—縫洞儲層特征[15]，結(jié)合優(yōu)選的防漏堵漏技術，形成了低密度聚合物（聚磺）鉆井液+可酸溶纖維防漏堵漏技術，鉆進中應做好防漏堵漏與鹽膏層封堵防塌工作。

自流井組以上巖性為泥頁巖及砂巖，地層傾角大（銅12井達到75°），防止應力垮塌和水化垮塌；須家河組—飛仙關組巖性為砂巖、頁巖及石灰?guī)r含石膏，應強化鉆井液抑制性、封堵性，同時考慮防H2S污染。長興組氣藏為裂縫性氣藏，要強化鉆井液封堵性。推薦第一次開鉆采用無固相鉆井液，第二次開鉆采用聚合物鉆井液，第三次開鉆至第五次開鉆采用聚磺鉆井液（表4），裂縫發(fā)育地層需配合使用可酸溶纖維防漏堵漏技術。

表4 鉆井液方案設計表

4 固井方案

4.1 套管選擇

儲氣庫注采氣量大，對螺紋的氣密封性能要求高，普通標準螺紋套管不能滿足儲氣庫注采井生產(chǎn)套管的需求。因此，生產(chǎn)套管設計采用金屬與金屬密封的特殊螺紋扣型，具有較好的氣密封性能，以滿足儲氣庫注采井服役要求[16-18]。同時，嘉陵江組、飛仙關組氣藏基本都含有H2S，因此技術套管和油層套管、儲層段篩管都應選用抗硫管材[19-21]。推薦 選材如表5所示。

表5 套管選型方案一覽表

4.2 固井方式及套管串結(jié)構(gòu)方案

為滿足儲氣庫注采井長期安全生產(chǎn)需要，固井質(zhì)量是重點，借鑒相國寺儲氣庫固井技術成果并結(jié)合銅鑼峽儲氣庫特點[22]，推薦采用以下固井配套工藝技術：①扶正器類型和位置優(yōu)選技術；②漿柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化設計技術 ；③雙膠塞固井技術；④韌性水泥；⑤套管氣密封檢測；⑥管外封隔器防氣竄技術。各層套管固井方式及套管串結(jié)構(gòu)方案如表6所示，為保證套管固井質(zhì)量，需要做好地層承壓試驗，若井漏，必須堵漏，以提高地層的承壓能力。通井并努力消除嚴重狗腿，使井眼軌跡平滑；最后一次通井到底分段循環(huán)帶干凈井內(nèi)巖屑后，視摩阻情況在斜井段加入一定數(shù)量的固體潤滑劑，并調(diào)整好鉆井液性能；通井起鉆時按規(guī)定堅持灌滿井筒鉆井液，保證井壁穩(wěn)定。

表6 固井方式及套管串結(jié)構(gòu)方案一覽表

5 結(jié)論

1）含硫、低壓“裂縫型”碳酸鹽巖儲氣庫，方案設計中對井身結(jié)構(gòu)、鉆井漏失、固井質(zhì)量要求高。

2）針對銅鑼峽儲氣庫，二開套管封隔自流井組有利于避開上部地層漏失，實現(xiàn)下部地層安全鉆進，避免噴漏同存；三開套管封隔高壓水層有利于實現(xiàn)下部儲層段儲層專打。

3）與“孔隙型”砂巖儲氣庫相比，碳酸鹽巖儲層裂縫更發(fā)育，存在極大的漏失污染儲層風險，通過采用可酸溶纖維防漏堵漏技術提高地層承壓能力，有利于減少鉆井過程中儲層漏失，避免儲層污染。

4）選擇滿足儲氣庫注采井安全生產(chǎn)的氣密封扣抗硫套管及韌性水泥漿固井工藝，能夠增加水泥漿彈性，除去水泥環(huán)與套管間的微環(huán)隙，提高長期防竄能力，通過提高水泥石韌性，可實現(xiàn)儲氣庫注采井的長期注采。

5）由于低壓含硫裂縫型儲氣庫在國內(nèi)建設無可經(jīng)驗可供參考，形成的鉆井工程方案設計需通過儲氣庫鉆井實施來驗證，應實時優(yōu)化方案以確保儲氣庫安全建設。