攻难题“煤”况愈佳 冲高产“井”然有序

  华北油气分公司大力攻坚深层煤层气开发，在大牛地气田成功实施首个丛式煤层气井组
  [中国石化报 2024-12-26]
  本报记者 郝春炜
  通讯员 赵 茜 付豫蓉 王 健 高宗全
  近日，大牛地气田首个深层煤层气先导试验井组——DNS-2井组顺利完井，标志着华北油气分公司深层煤层气勘探开发迈上新台阶。
  近年来，面对深层煤层气开发挑战，华北油气分公司以匹配地质需求、能够安全成井、实现效益建产为目标，不断优化压裂施工，迭代升级工程工艺技术，千方百计降成本，大牛地气田3口评价井顺利完钻并实施压裂，首个工厂化丛式井组全部完钻，深层煤层气开发持续加快。
  充分压裂深层煤层，保障煤层气充分释放
  压裂是低渗透性气藏开发的重要措施。结合深层煤层气开发特点，华北油气分公司技术人员不断探索，认识到只有通过饱和加砂压裂，才能充分压裂深层煤层，将煤层气释放出来。
  “近3000米深的地下看不见、摸不着，开发难度大。经过前期探索和努力，我们的饱和加砂压裂施工能力已达国内领先水平。”华北油气工程院储层改造研究所所长胡艾国介绍。
  在对大牛地气田D1-567井实施压裂时，该公司以每分钟20立方米的排量，实现单段“千方砂、万方液”，这几乎是国内页岩油压裂施工的极限参数。在对大牛地气田风险探井阳煤1HF井实施压裂时，单井压裂规模、液量创集团公司深层煤层气水平井施工纪录。目前，该井生产一年多来，累产煤层气3000万立方米。
  通过增加压裂规模，单井产量明显提升，但成本也会增加。为此，华北油气通过不断模拟实验，基于对气藏的充分认识，在大牛地气田石103井优化压裂施工，找到成本与产量平衡点，确定最具经济效益的压裂规模，与同等深度的D1-567井相比，石103井压裂加砂规模减小57%、产量提升53%。
  优化施工方案，提高气藏钻遇率
  “与常规致密砂岩气藏相比，煤层质地脆，更容易受应力扰动影响，增加施工难度。”华北油气采气一厂石油工程部一级主任师闫吉曾说，“尤其是水平井在煤层进行长水平段穿越时，不利条件的影响会成倍放大。”
  为此，在钻遇煤层易漏井段时，该公司制定“强抑制、少扰动、早清洁、缓开泵”施工方案，应用强抑制性、强封堵性复合盐钻井液体系，合理控制密度及性能参数，实现安全稳定钻进。同时，精准控制钻压和机械钻速，及时清洁井筒岩屑，保持井眼轨迹平滑。
  当水平井行进至斜井段时，他们强化地质与工程深度合作，运用“PDC钻头+随钻测量”轨迹控制技术，精准保障钻进轨迹按预定角度进入目的层。运用优化后的综合录井导向钻井技术，实现各类信息数据快速传输，进一步提高气藏钻遇率。
  实施井工厂作业，全方位保障效益建产
  “集约化实施井工厂作业是油气藏经济规模建产的主要途径。”华北油气工程院钻井工程研究所所长张辉说。
  他们选定单平台同向4井式的DNS-2井组，作为深层煤层气井工厂开发先导试验井组，实施“地质工程+甲方乙方+技术管理”一体化模式，协同降本增效，2台钻机反向并排施工，全方位保障效益建产。
  由于煤层质地脆，钻进过程易发生偏移。他们及时预判矫正，选配高低频离心机和高效除砂除泥一体机，及时清除煤粉掉块，添加液体润滑剂和塑料小球，进一步降低钻进过程摩阻系数。
  “DNS-2-P4井于今年8月开钻，在水平段使用了煤层防卡特制钻头，实现水平段一趟钻完钻，没发生任何偏移。”采气一厂副厂长张永春说。DNS-2井组建井周期、平均钻井周期均优于设计值，实现深层煤层气经济有效施工。