勘探与钻采工程
突破第四系涩北气田水平井先导性试验纪略
2008/3/21
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来源：中国石油石化工程信息网
【中国石油报2008年3月19日】巍巍昆仑山下，茫茫盐碱滩上，柴达木盆地中东部的荒原上坐落着我国目前已开发的最大的第四系气田——涩北气田。
3月初，涩北气田主力气田之一的台南气田26亿立方米产能建设工程全面展开。这一工程中最引人注目的亮点就是开发方案，总设计钻井45口，其中水平井30口，直井15口。这是在青海油田，也是在我国第四系气田开发中水平井首次占据主导地位，意义非同一般。
当今利用水平井开发油气藏，已成为各油气田广泛推广应用的新技术、新工艺，为何在第四系气田打水平井进行大规模开发备受关注？
涩北气田储层岩性以泥质粉砂岩、粉砂岩、含泥粉砂岩为主，见少量细砂，储集空间以原生孔隙为主，储层尚处于弱压实成岩阶段，气层埋藏浅，层多且薄，地层较为疏松，成岩胶结差。在疏松粉砂岩上打直井都困难，打水平井更是难上加难。在第四系打水平井在国内和世界上都是一大难题。
打水平井开发油气田，大势所趋。在第四系气田能否打成水平井，能否让水平井大有作为？面对特殊的地层，特殊的难题，青海油田开始了艰难的探索。从2005年3月我国第四系气田第一口水平井——涩H1井开钻，到2007年10月台南气田台H5-2水平井顺利完钻，青海油田在涩北气田先后进行了6口水平井钻井先导性试验。
第四系气田打水平井最大的难度和风险是地层胶结疏松，承压能力低，钻井过程中水平段长，钻头加压困难，防卡润滑难度高，易发生井喷、井漏、卡钻等，历史上曾多次发生过井喷等事故。
经过多次全面深入的探讨和分析后，青海油田明确了打水平井的主攻方向——做好精细地质研究和随钻分析研究，从而确保水平井顺利钻进到达靶心，并在水平段实现有效钻遇油气层的目的。
在每口先导性试验井开钻前，主管涩北气田开发的天然气开发公司都组织地质技术人员，按设计要求认真对设计的各项内容及要求进行深入剖析，如目标区的构造特征、储层特征等，尤其对目的层的储层特征、设计依据和具体要求等都要做细致的分析和掌握。通过优化分析，计算各项参数提供适合于现场实际的水平井设计参数，依据设计的坐标位置，海拔高度，靶点位置以及水平段的各项参数，结合邻井资料和钻井现场的实际情况，技术人员计算出靶点的具体位置和水平段的倾角、方位等参数，使之结合录井、地质导向仪器很好地控制井眼轨迹，确保按设计要求入靶和水平段钻进的一次性成功。
在6口先导性试验井的施工中，技术人员紧紧抓住随钻分析研究这个关键点，采取水平段全套测井，丰富随钻测井资料，加上自然电位和电波时差曲线等随钻分析研究措施，使施工过程中能精确判断钻头位置。技术人员在现场施工中灵活执行设计，以设计为依据，不断依据随钻资料结合气测显示和随钻监测曲线，及时和邻井进行对比并综合分析，消除实钻资料与设计的误差，使定向技术人员能控制好井眼轨迹，达到正中靶心和钻遇气层的目的。
天然气开发公司和钻井公司等单位通力合作，在总结和分析各气田以往钻井经验和地质资料的基础上，逐步完善涩北气田的钻井技术措施、泥浆技术措施、固井技术措施等。在施工中强化监督管理，钻井每一道工序由甲方管理人员和钻井监督一同从资料到现场逐一检查，对查出的问题限期整改，合格后方可进行下道工序。乙方能够按照工程设计严格执行，各项技术措施由监督督促落实，并且甲方管理人员和现场领导定期或不定期地进行检查，在重点工序、关键环节进行严格把关。甲方现场代表每天上井进行抽查，发现问题，及时要求钻井队落实整改，对钻进过程中存在的问题及时协调解决。
2年多的探索实践取得丰硕成果。6口先导性试验水平井都确保了一次性入靶成功，水平井段目的层钻遇率平均为97.2%，按设计要求很好地控制了井眼轨迹，都顺利钻成完工并获得高产，其产量是相邻直井的3至10倍。实验填补了国内第四系地层钻水平井的空白，而且也为解决第四系地层疏松等问题开辟了新途径，为涩北气田的高效开发提供了技术保障。
特别是2007年7月13日顺利完井的台南气田首口重点水平井——台H5-1井，水平位移1277.47米，最大井斜角91.7度，气层钻遇率100%，水平段长1009米，创造了在第四系浅层疏松砂岩地层中水平井水平段长度的世界之最，目的层钻遇率达到100%，井身质量和固井质量合格率均达100%，获得日产48万立方米的高产，是邻近直井产量的10倍。
第四系打水平井先导性试验成功和大规模推广应用，这一重大突破对涩北气田走又好又快的发展之路具有强劲的推动作用。
相关链接:涩北第四系气田
涩北气田（包括涩北一号、涩北二号和台南气田），位于柴达木盆地东部三湖地区，为第四系疏松砂岩气田，也是我国目前发现的最大生物气田，地质储量约占青海气区已探明储量的90%，是青海气区的主力气田。第四系是地质学名词，属年代地层单位，即新生代第四纪形成的地层。涩北气田具有特殊的地质条件，主要表现在储层为第四系粉砂岩和泥质粉砂岩，储层岩性疏松，成岩性差，气藏埋藏浅，含气井段长，气层层数多，气水分布复杂，气田开发面临的主要难题是储层出砂气井产量难以提高，气藏边驱开发稳产难度较大等。
