• 工程简介

    Project Introduction

    元坝气田第一期探明天然气地质储量1592.53亿立方米,是迄今为止国内埋藏最深的海相大气田。气藏埋深6240米至6950米,平均埋深6673米,相比其他气田平均深度要深1000—2000米,地底温度高达140多摄氏度。

    1.2元坝气田开发历程:

    中石化勘探南方分公司从2006年开始,以苍溪县作为主战场,进行了大面积的二维和三维地震勘探,部署了一批探井。

    2007年元坝1侧1井取得重大油气突破,由此拉开元坝气田大规模勘探序幕。

    2010年以来,中石化实施了勘探开发一体化机制,在海相和陆相中浅层的多个层系均取得重大油气突破,创造了多项我国石油工程新记录,形成了立体勘探新局面。截止2010年末已获天然气三级地质储量8000多亿立方米。

    目前,元坝气田共实施钻井51口,仅在苍溪县境内已布井36口,其中完钻19口、正钻进9口、钻前5口、测试井3口。共有7口井9个测试层测试产量超百万方,其中还有两口井的日产量在200万方。最近完钻的元坝122井-侧1井最深,达到7480米,地底温度高达140摄氏度以上,开采难度极高。

    从今年8月底起,元坝气田已开始建设开发,部分气井开始采气,到年底日产可达1000万立方米以上。

    据介绍,整个元坝气田将分两期建设,第一期将在2013年末建成年产17亿立方米净化气生产能力;第二期将在2015年末再新建17亿立方米的年产能力,两期总体建成34亿立方米的年生产能力,省内“气紧”的状况将有望得到极大缓解。

    1.3元坝气田地质特点:

    元坝地区钻遇地层自上而下为:白奎系的剑门关组,侏罗系的蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组、自流井组,三叠系的须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组,二叠系的长兴组、吴家坪组、茅口组、栖霞组。

    其中二叠系须家河组州匀奎系剑门关组地层为陆相沉积,岩性以砂、泥质岩性为主,总厚度约4900.00m;二叠系雷口坡组及以下地层为海相沉积,岩性以碳酸盐岩为主。

    钻探实践表明,该地区存在多套压力系,且相差悬殊,最高的地层压力系数达到2.13,最低的地层压力系数低于1.25;井底温度高,该地区井深一般为6800.00~7200.00m,井底温度155~165℃。

    1.4元坝气田钻井技术难点

    1.相差悬殊的多套压力系统共存:

    从元坝地区实钻情况来看,纵向压力分布为常压—高压一常压。

    1)千佛崖组及其以上地层为常压地层,千佛崖组及部分下沙溪庙组地层有气层。

    2)自流井—须家河组地层中有高压低渗裂缝型气藏,地层压力当量密度窗口窄,漏、涌时有同层,井下复杂问题多。

    3)嘉陵江组地层目前未钻遇较好气层,但部分井钻遇高压盐水层。飞仙关组和长兴组地层同为一个常压压力系统,以溶孔性气层为主,且可钻性好。

    4)雷口坡组、茅口组和栖霞组地层有局部存在高压气层的可能。

    2.地层分布复杂

    由实钻资料得知,元坝地区地质剖面上复杂地层较多,剑门关组地层多存在裂缝性漏层,个别井上部有微出水层,海相盐膏层不会对钻井工作造成较大影响,在嘉陵江组地层多井钻遇高压盐水层,对钻井速度造成了一定影响,但影响该地区钻井速度的复杂地层主要有:

    1)上沙溪庙组地层上部的微出水层,其承压不高,钻井液密度超过1.90kg/L时易漏。

    2)上沙溪庙组地层底部存在垮塌层,空气钻井难以实施。

    3)自流井组—须家河组复杂地层有3个特点:a.油气藏多为裂缝性气藏,具有高压低渗的特点,压力窗口窄,压井时易出现喷、漏同存;b.自流井组与须家河组地层的砂砾岩层可钻性极差,机械钻速低、易发生井下故障;c.泥岩段不稳定,易出现掉块卡钻。

    3.地层岩性研磨性强,可钻性差

    统计表明,元坝地区地层可钻性级别在5~8级之间,陆相砂岩地层多为硅质胶结,岩性致密,硬度大,研磨性强,可钻性极差。尽管上部大尺寸井眼应用了气体钻井技术钻进,海相地层应用了复合钻进技术,但元坝3井、元坝5井全井平均机械钻速均不到1.40m/h。虽然最高的元坝12井机械钻速达到2.13m/h,但平均机械钻速总体上还是偏低。

    4.钻井液抗高温性

    由于元坝区块以飞仙关和长兴组地层为目的层的井均为超深井,井底温度最高达到160℃以上,钻井液在高温高压下性能不稳定,致使性能维护难度加大。钻井液抗高温问题是一大难题,既要解决抗高温性,又要调整好其流变性。

    5.井下复杂情况及故障频发

    元坝地区井下复杂情况与故障频发,在完成井中,平均井下复杂情况和故障时效高达11.02%。

    除元坝1井、元坝12井外,各井均在千佛崖组一须家河组井段钻遇了高压层,共发生溢流6次。压井后,安全密度窗口窄小,漏喷共存,施工难度加大,钻进效率及机械钻速降低,钻井周期增加。目前共发生钻井复杂事故19次,损失时间290d。

    该地区的井下复杂情况和故障主要分为以下几类:

    1)钻具与钻头故障:空气钻井过程中易发生卡钻和断钻具故障,钻进须家河组地层时易发生钻头与卡钻故障。统计显示,该类故障累计损失时间占该地区故障总时间的57.69%。

    2)溢流、井漏:由于地层压力分布规律性差,溢流、井漏频繁发生,不仅损失了大量的施工时间、还损失了大量钻井液,造成了巨大经济损失。

    3)转换为钻井液钻井时的复杂情况:气体钻井转换钻井液钻井后,钻进自流井组—须家河组地层时,易出现井下复杂情况。

    4)固井复杂情况与故障:该地区的地层承压能力难以准确掌握,井温高,固井施工难度大,在固井时易发生漏失,固井返速度低,固井质量差,固井复杂情况频发。

    1.5元坝气田井身结构

    元坝区块目前采用的井身结构是:508.0mm导管下深为200m,建立井口;第一次开钻339.7mm表层套管下深为2000m左右,封隔侏罗系遂宁组及以上地层;第二次开钻273.1mm技术套管下深为4500m左右,尽量封隔须家河组及以上不稳定地层;第三次开钻下193.7mm套管封隔嘉陵江组及以上地层(不揭开飞仙关组三段储层),先悬挂,后回接再进行第四次开钻;第四次开钻下人146.1mm尾管完井。

    1.6元坝气田情况总结

    综合元坝气田情况可以看出,其气藏埋藏深,地底温度高,岩石耐磨性强,造成钻井周期长,钻速低,钻具、套管在高温高压下长时间使用,必然会导致磨损问题的出现,需应用各种防磨技术。

    工程参数

    Engineering parameters

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