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(zé)任公司采油工程研究院；2.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

松遼盆地北部地?zé)崮苜Y源豐富，分布范圍廣，是現(xiàn)實(shí)可行且具有競爭力的清潔能源?！笆奈濉蹦茉匆?guī)劃目標(biāo)是二氧化碳排放力爭于2030年前達(dá)到峰值，努力爭取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和。在此目標(biāo)下，中國石油集團(tuán)公司大力推動(dòng)新能源業(yè)務(wù)發(fā)展，確定了“清潔替代、戰(zhàn)略接替、綠色轉(zhuǎn)型”的發(fā)展戰(zhàn)略，大慶油田也在加快踐行“清潔替代”戰(zhàn)略。

目前，我國對(duì)中深層地?zé)崮荛_發(fā)仍處于起步階段，在天津、陜西西安、河北邯鄲等地區(qū)部分企業(yè)開展過一些工程實(shí)踐，均存在換熱能量少，無法保證長時(shí)間運(yùn)行的問題［1］。大慶油田采用U型對(duì)接“取熱不取水”技術(shù)，提高換熱量。首先對(duì)X區(qū)燃煤鍋爐房熱源替代開展先導(dǎo)性試驗(yàn)，停運(yùn)現(xiàn)有燃煤鍋爐房，實(shí)現(xiàn)污染“零排放”，達(dá)到環(huán)保要求。X區(qū)燃煤鍋爐房所處區(qū)域的平均地溫梯度達(dá)4.3 ℃/100 m，具備地?zé)崮芮鍧嵦娲馁Y源基礎(chǔ)［1］，同時(shí)該區(qū)薩爾圖、葡萄花、高臺(tái)子油層地?zé)崴畬硬话l(fā)育，扶楊油層已投入開發(fā)，在X區(qū)部署了1對(duì)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?zé)崮?，?shí)現(xiàn)地?zé)崮芄┡谶呥h(yuǎn)城區(qū)應(yīng)用的示范效應(yīng)。

1 地質(zhì)簡況及施工難點(diǎn)

1.1 地質(zhì)簡況

大慶油田地?zé)豳Y源形式多樣，具有地溫梯度高、儲(chǔ)量大、分布廣的特性。松遼盆地北部經(jīng)多年油氣勘探表明，其地?zé)豳Y源包括中淺層地?zé)崴?、中深層地?zé)崮芎蜕顚痈蔁釒r3種類型。中深層地?zé)崮芪挥谌渭耙韵轮旅苌皫r層，深度在2 000～3 000 m之間，地層溫度在80～135 ℃之間。

X區(qū)屬于低滲透油田，中深層地?zé)崮苤饕x存于泉頭組和登婁庫組地層，巖層致密，發(fā)育多套砂泥巖組合，分布穩(wěn)定。X區(qū)的中部地層溫度較高，相對(duì)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(duì)較高。X7井的井深3 315.29 m處實(shí)測地溫為137.9 ℃，計(jì)算地溫梯度為4.16 ℃/100 m。根據(jù)巖心測得砂巖導(dǎo)熱系數(shù)為2.504 W/(m·℃)，泥巖導(dǎo)熱系數(shù)為2.358 W/(m·℃)，砂泥巖互層，巖石成巖作用較強(qiáng)，導(dǎo)熱能力增強(qiáng)。X區(qū)的換熱層為登一段(垂深為2 800 m)，發(fā)育厚度為12.4 m，該層為砂礫巖層且分布穩(wěn)定，可以實(shí)現(xiàn)套管內(nèi)的循環(huán)水與地層熱交換。

1.2 施工難點(diǎn)

本井組依次鉆遇第四系、第三系泰康組，中生界白堊系下統(tǒng)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(fā)生井漏、井塌；嫩二段、青山口組地層發(fā)育大段泥巖，泥巖吸水后發(fā)生水化膨脹易產(chǎn)生剝落現(xiàn)象，鉆井施工中易發(fā)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(fā)，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(fù)雜情況，油層固井質(zhì)量差及固井后套管外發(fā)生冒氣等事故；扶楊油層裂縫發(fā)育，易發(fā)生井漏。

2 鉆井設(shè)計(jì)優(yōu)化

2.1 井型優(yōu)選

常見的地?zé)崮荛_發(fā)井主要有2種：L型井單井閉式循環(huán)換熱［2］和U型井循環(huán)水換熱［3-4］。通過軟件建立地質(zhì)模型，模擬垂深均為2 800 m的L型井換熱系統(tǒng)與U型井換熱系統(tǒng)，其出口溫度與換熱效率的具體數(shù)據(jù)見表1。由表可知，U型井循環(huán)水換熱在出口溫度和換熱效率方面均優(yōu)于單井閉式循環(huán)換熱，同時(shí)閉式循環(huán)沒有污染；返排介質(zhì)是無污染的軟化水，無需處理；地下熱儲(chǔ)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(shù)優(yōu)勢，因此優(yōu)選U型井作為先導(dǎo)試驗(yàn)井的開發(fā)方式。

表1 U型井與L型井?dāng)?shù)據(jù)對(duì)比Table 1 Data comparison between U-shaped well and L-shaped well

2.2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

綜合考慮鉆遇地層層位、地層巖性、鉆井復(fù)雜顯示及鉆井成本等多種因素，對(duì)井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化，同時(shí)對(duì)周圍鄰井鉆完井資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，對(duì)容易出現(xiàn)井下復(fù)雜的井段，制定針對(duì)性技術(shù)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(diǎn)對(duì)?177.8 mm生產(chǎn)套管進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。

X1-H1水平井設(shè)計(jì)垂深 2 800.0 m，造斜點(diǎn)2 510 m，靶前距300 m，水平段長1 000 m。優(yōu)化為3層套管井身結(jié)構(gòu)：(1)表層套管優(yōu)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(shù)套管下至泉三段以下50 m，封固葡萄花及扶楊油層，下深優(yōu)化為1 440.0 m；(3)三開井段下入?177.8 mm生產(chǎn)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(dǎo)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(shí)現(xiàn)套管內(nèi)的循環(huán)水與地層熱交換［5］。

X1-1直井優(yōu)化為2層套管井身結(jié)構(gòu)：(1)表層?273.1 mm套管下至嫩一底以下20 m，下深優(yōu)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(guī)G級(jí)水泥固井，1 500 m至井底下入?177.8 mm常規(guī)套管，采用導(dǎo)熱水泥固井，固井水泥漿均返至地面。

2.3 鉆具組合優(yōu)化及井眼連通技術(shù)

為了實(shí)現(xiàn)優(yōu)快鉆井，結(jié)合X區(qū)地質(zhì)特點(diǎn)，利用成熟配套的水平井鉆井技術(shù)，對(duì)X1-H1井鉆具組合進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。由于水平井完鉆后不測井，因此采用LWD隨鉆監(jiān)測井眼軌跡，以獲取相關(guān)地層參數(shù)。為了強(qiáng)化“大排量、大鉆壓、大扭矩、高轉(zhuǎn)速、高泵壓”的鉆井參數(shù)，設(shè)計(jì)?139.7 mm鉆桿，以降低鉆桿內(nèi)水力損耗，實(shí)現(xiàn)“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(shè)計(jì)單彎螺桿造斜，LWD隨鉆監(jiān)測井眼軌跡。根據(jù)實(shí)鉆情況，采用滑動(dòng)鉆進(jìn)和復(fù)合鉆進(jìn)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(jī)械鉆速，水平段安裝水力振蕩器，單彎螺桿造斜，LWD隨鉆監(jiān)測井眼軌跡。施工中盡量減少滑動(dòng)鉆進(jìn)，使井眼軌跡平滑，控制好井眼曲率不超過設(shè)計(jì)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(shù)

應(yīng)用磁導(dǎo)向技術(shù)進(jìn)行井眼連通，通過實(shí)時(shí)監(jiān)測地下人工磁場的分布特征，經(jīng)軟件處理、控制，實(shí)現(xiàn)對(duì)鄰井井眼空間位置的高精度定位與導(dǎo)航，達(dá)到兩井眼精確連通。當(dāng)X1-H1井水平段距離X1-1井50 m左右開始采用磁導(dǎo)向工具監(jiān)測井眼軌跡，隨時(shí)對(duì)比分析實(shí)鉆井眼軌跡與設(shè)計(jì)軌跡的偏差，預(yù)測下部井段所需的造斜率，控制好井眼軌跡參數(shù)，接近對(duì)接點(diǎn)時(shí)，控制一小段穩(wěn)斜段，采用穩(wěn)斜與X1-1井精準(zhǔn)對(duì)接，實(shí)現(xiàn)水平井井眼與直井井眼連通。

2.4 鉆井液體系優(yōu)選

綜合考慮設(shè)計(jì)井的水平段長度、儲(chǔ)層配伍性、環(huán)保要求、鉆井成本等因素，以鉆井提速和儲(chǔ)層保護(hù)兩方面為出發(fā)點(diǎn)，X1-1井及X1-H1井二開優(yōu)選鉀鹽共聚物鉆井液，該體系陽離子聚合物能夠快速對(duì)鉆屑進(jìn)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(shí)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(wěn)定性及井壁穩(wěn)定能力，攜巖能力強(qiáng)，摩阻力低，井徑規(guī)則，可保證中深層鉆井施工安全。

在高溫地?zé)徙@井過程中，鉆井液在高溫下會(huì)出現(xiàn)分散性較強(qiáng)和黏度增加的情況，影響鉆井作業(yè)正常施工，因此X1-H1井三開優(yōu)選低固相KCl鹽水鉆井液體系［6-7］，以實(shí)現(xiàn)鉆井液在高溫環(huán)境下的穩(wěn)定性，同時(shí)加入超細(xì)CaCO3，對(duì)井壁屏蔽暫堵，預(yù)防井漏的發(fā)生。該鉆井液體系在大慶油田致密油區(qū)塊共施工15口水平井，鉆井液性能穩(wěn)定，抑制性強(qiáng)，無鉆頭鉆具泥包現(xiàn)象，防塌效果好，井壁無剝落掉塊，固井質(zhì)量較好(優(yōu)質(zhì)井13口，水平段平均固井優(yōu)質(zhì)段比例為81.61%)，應(yīng)用效果良好。

2.5 固井技術(shù)優(yōu)化

2.5.1 套管優(yōu)化

由于U型地?zé)峋兴骄疄樽⑷刖?，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(huán)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(duì)環(huán)空抽真空處理，接箍位置使用其他方式保溫。保溫套管導(dǎo)熱系數(shù)≤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(guī)套管。

2.5.2 水泥漿體系優(yōu)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(guī)水泥漿體系，1 500 m至井底采用導(dǎo)熱水泥漿體系，導(dǎo)熱系數(shù)≥1.6 W/(m · ℃)，目的是在采暖后期水平段換熱不足時(shí)實(shí)現(xiàn)二次吸熱。X1-H1井生產(chǎn)套管地面至500 m采用保溫水泥漿體系，導(dǎo)熱系數(shù)≤1.0 W/(m · ℃)，500 m至井底采用導(dǎo)熱水泥漿體系，導(dǎo)熱系數(shù)≥1.6 W/(m · ℃)，目的是實(shí)現(xiàn)套管內(nèi)的循環(huán)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(dǎo)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(nèi)實(shí)驗(yàn)證明導(dǎo)熱系數(shù)能夠達(dá)到地質(zhì)要求 ，且韌性好，能夠滿足地?zé)峋L期注采的要求。

2.5.3 固井關(guān)鍵技術(shù)

固井施工步驟：(1)下套管前進(jìn)行固井承壓試驗(yàn)，根據(jù)承壓試驗(yàn)值調(diào)整水泥漿設(shè)計(jì)，確保固井不漏失，且能壓穩(wěn)地層；(2)平衡壓力固井，注水泥漿連續(xù)，密度均勻；(3)水泥漿需要滿足流變性好、體系穩(wěn)定、稠化時(shí)間合理的要求；(4)X1-H1井生產(chǎn)套管固井，由于環(huán)空間隙小，頂替過程中容易發(fā)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(yīng)始終保持X1-1井井口是關(guān)閉狀態(tài)；(6)若采用雙級(jí)注水泥技術(shù)，一級(jí)施工結(jié)束后，必須記錄一級(jí)固井最后的施工參數(shù)，在開孔過程中便于分析分級(jí)箍是否打開，防止將下塞替空，開孔后大排量循環(huán)1周以上。

3 結(jié)論

(1)大慶油田地?zé)豳Y源具有地溫梯度高、儲(chǔ)量大、分布廣的特性。在X區(qū)開展地?zé)崮躑型先導(dǎo)試驗(yàn)井的研究，對(duì)大慶地?zé)崮苜Y源的高效開發(fā)利用具有重要的社會(huì)價(jià)值和經(jīng)濟(jì)價(jià)值，具有廣闊的應(yīng)用前景。

(2)通過L型井單井閉式循環(huán)換熱和U型井循環(huán)水換熱出口溫度與換熱效率的對(duì)比分析，優(yōu)選U型井作為先導(dǎo)試驗(yàn)的井型。

(3)通過優(yōu)化保溫套管、保溫和導(dǎo)熱水泥漿體系，實(shí)現(xiàn)套管內(nèi)的循環(huán)水與地層熱交換的最大化，滿足供熱需要。