SY/T7451—2019 枯竭型气藏储气库钻井技术规范 1范围 本标准规定了枯竭型气藏储气库注采井钻井的设计和施工总体要求，以及工程设计、钻井施工、 质量的技术要求。 本标准适用于枯竭型气藏储气库注采井钻井的设计与施工。排水井、储层监测井参照执行。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T31033石油天然气钻井井控技术规范 SY/T5088钻井井身质量控制规范 SY/T5412 下套管作业规程 SY/T5435 定向井轨道设计与轨迹计算 SY/T5467 套管柱试压规范 SY/T6276 石油天然气工业 、健康、安全与环境管理体系 3术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 枯竭型气藏储气库gasstorageindepletedgasreservoir 利用已枯竭气藏构造，进行天然气回注、存储、采出的储采系统。 3.2 注采井injection&productionwell 用于注气和采气的井。 3.3 排水井drainagewell 用于排出地下储气库地层水的井。 3.4 监测井monitorwell 用于监测储气库井下状况的并。 4设计与施工总体要求 4.1钻井设计应以地质、工程资料为基础，根据储气库单井注采能力、运行要求和钻井施工质量、 1 库七七www.kqqw.com提供下载 SY/T7451—2019 安全、环保要求确定设计方案。 4.2钻井设计应满足30～50年注采井寿命、周期性高强度注采运行、井筒承受周期性压力与温度 变化的工况要求。 4.3钻井液设计应有效保护储层，确保低压储层钻井时无漏失或低漏失、储层污染小。 4.4固井设计与施工应满足水泥环长期密封性能要求，确保注采井运行过程中的井筒完整性。 4.5 钻井设计和钻井施工中的井控要求按照GB/T31033的规定执行。 4.6健康、安全与环境管理按照SY/T6276的规定执行。 5钻井工程设计 5.1井场布局 5.1.1 储气库注采并宜采用丛式井布局。 5.1.2 丛式井组中两个相邻井口之间的距离宜不小于10m。 5.2轨道设计 5.2.1 钻井平台布置应考虑防碰问题，新钻井眼应进行与相邻新井、老井之间井眼防碰扫描设计。 5.2.2天 井间距设计分离系数应大于1.5，或井眼轨迹距离大于5m。 5.2.3 盖层厚度小于100m的井，盖层段井眼轨道宜采用稳斜或不大于3°/30m造斜率剖面。 5.2.4 并眼轨道设计和轨迹计算宜按照SY/T5435的规定执行。 5.3# 并身结构设计 5.3.1 井身结构采用自下而上设计方法，依据注采量、注采压力、油管柱结构设计生产套管尺寸。 5.3.2 应根据当前实际（测）地层孔隙压力、塌压力、破裂压力、必封点等资料设计套管下深。 5.3.3 采用套管射孔完井方式的井，宜将最后一层技术套管下至储层顶部或盖层底部的稳定性地层。 5.3.4 采用裸眼或筛管完井方式的井，宜将生产套管下至储层顶部或盖层底部的稳定性地层。 5.3.5 盖层段套管与井眼设计间隙不宜低于25mm。 5.4钻井液及储层保护设计 5.4.1 根据井型、井身结构、地层岩性和物性、钻井安全及邻井钻井液资料，分开次进行钻井液体系 设计。 5.4.24 钻井液设计应明确分开次钻并液配方、性能参数、处理方法及维护措施。 5.4.3根据储层岩性和物性特征进行潜在损害因素分析，选择有利于储层保护的钻井液体系，制订储 层保护措施。 5.4.4储层段钻井应依据当前实际地层压力，合理设计钻井液密度等参数。 5.4.5储层段宜采用近平衡、欠平衡或控压钻井方式。 5.5套管柱设计 5.5.1套管柱强度设计应考虑储气库长期交变应力的影响，采用等安全系数法进行设计和三轴应力校 核，抗内压载荷按照储气库最高运行压力取值，抗外挤载荷取原始地层压力与最高钻井液密度当量压 力的高值，按照全掏空进行抗外挤设计。 5.5.2生产套管抗内压安全系数不低于1.25，抗外挤安全系数不低于1.125。盐岩地层套管抗外挤载 2 库七七www.kqqw.com提供下载 SY/T74512019 荷采用上覆岩层压力，安全系数取值1.125。 5.5.3生产套管材质应结合气藏流体性质和注入气体组分进行选择。 5.5.4生产套管及上一层技术套管应选用气密封螺纹，套管附件机械参数、螺纹密封等性能应与套管 相匹配。 5.5.5生产套管需分段固井时，应先用尾管悬挂再回接的方式，悬挂尾管应与上一层套管重合不小于 200m。 5.5.6各层套管均应安放扶正器，套管柱居中度不低于67%，盖层段套管居中度宜不低于75%。 5.6固井设计 5.6.1如无特殊设计考虑，各层套管固井水泥浆均应设计返至地面。 5.6.2生产套管及盖层段固井应采用韧性水泥浆体系。对于地层承压能力低且封固段长的井，宜采用 低密度高强度水泥浆体系。 5.6.3根据地层的承压能力、地层孔隙压力、水泥浆封固段长度等确定水泥浆密度，一般情况下水泥 浆密度应至少比同井使用的钻井液密度高0.1g/cm²～0.2g/cm。 5.6.4水泥石力学性能指标要求见表1。 5.6.5使用注水泥流变学专用软件，根据平衡压力固井和大排量顶替要求进行辅助设计，为注替参数 的确定提供依据。 5.6.6固井施工设计应制订应急预案，内容包括发生固井工具失效、憨泵、井漏、井涌，或注替设 备、工具、管线不能正常工作等复杂情况的处理措施。 表1水泥石力学性能指标 密度 48h抗压强度 7d抗压强度 7d杨氏模量 7d抗拉强度 7d气体渗透率 7d线性膨胀率 g/cm MPa MPa MPa GPa 10 μm2 % 1.90 ≥ 16.0 ≥ 28.0 ≥ 2.3 0'9> SO'O> 0 ~ 0.2 1.80 > 15.0 ≥ 26.0 ≥ 2.2 ≤ 5.5 SO'0 > 0 ~ 0.2 1.70 ≥ 14.0 ≥ 24.0 ≥ 2.0 0'S> SOO> 0 ~ 0.2 1.60 ≥ 12.0 > 22.0 ≥ 1.8 ≤ 4.5 SO'0 > 0 ~ 0.2 1.50 ≥ 10.0 ≥ 20.0 SO'0> 0 ~ 0.2 ≥ 1.7 ≤ 4.0 1.40 ≥ 8.0 ≥ 18.0 ≥ 1.5 ≤ 3.5 SO'0> 0 ~ 0.2 1.30 > 7.0 ≥ 16.0 > 1.3 ≤ 3.0 0'0 > 0 ~ 0.2 6 钻井施工技术要求 6.1钻井施工 6.1.1 钻井施工时应定期采集井斜、方位数据，采集间隔为直井段不大于100m，造斜段、降斜段和 扭方位井段不大于30m，稳斜井段不大于100m，水平井从造斜点开始采用随钻测斜工具实时跟踪测 量，造斜、增斜井段每个单根记录一次，其余井段间距不大于30m。 6.1.2盖层以上井段钻进时应考虑浅层气、异常压力地层等风险。 6.1.3储层段钻进时，应配备钻井液罐液面自动监测装置，储备防漏和加重材料。 6.1.4套管头和技术套管应采取防磨措施。 6.1.5加强钻井液性能维护，提高固控设备的利用率，确保钻井安全和井身质量。 3 库七七www.kqqw.com提供下载 SY/T7451—2019 6.1.6 盖层段地层识别应采用综合录井，卡准盖层底界。 6.1.7 盖层段不宜大幅度调整井眼轨迹。 6.1.8完钻后应通井，确保测井、下套管作业安全。 6.2固井施工 6.2.1 下套管作业 6.2.1.1下套管前，应根据固井设计要求做地层承压试验。 6.2.1.3应采用对扣器进行气密封套管内外螺纹对接，使用带有扭矩控制仪的套管液压钳进行上扣， 扭矩值参考制造商推荐值。 6.2.1.4盖层段技术套管及生产套管应逐根进行螺纹气密性现场检测，检测压力不应低于储气库最大 运行压力的1.1倍，但不应超过套管抗内压强度的80%。 6.2.1.5下套管作业程序宜按照SY/T5412的规定执行。 6.2.2固井作业 6.2.2.1储气库现场施工以保证施工安全和固井质量为中心，井况、井眼、钻井液性能调整等施工环 境和施工设备未达到要求的不能进行固井施工。 6.2.2.2尾管固井时，尾管悬挂、倒扣成功后应按固井设计要求的排量循环一周以上，达到进出口钻 井液密度一致，返出正常、无气侵的情况下方可进行注水泥作业。 6.2.2.3注替水泥过程应连续监控施工情况（排量、压力、水泥浆密度、工序连续时间、设备工况及 井口返浆等），宜采用固井压力、排量、密度实时采集系统连续监控施工过程。 6.2.2.4注水泥应按设计连续施工。水泥浆密度应保持均匀，人井水泥浆密度差小于0.02g/cm。生产 套管或生产尾管固井应采用批混批注方式施工。 6.2.2.5替浆时应采用流量计、泥浆罐人工测量、泵冲计数三种方式同时计量。注替期间应核对和复 算各种作业流体的注人量，根据具体情况进行调整，避免替空等现象发生。碰压前应降低替浆排量， 避免大排量碰压。 6.2.2.6应密切观察注替过程中返出情况，一旦发生漏失或环空压力突然升高的现象，应根据应急预 案及时调整施工参数，采取措施改善施工状况。 6.2.2.7尾管固井结束，送人钻具起至设计水泥塞顶部位置，按设计排量循环一周以上，起钻。循环 过程中应低速转动钻柱，派专人观察出口返出情况，及时排掉返出的前置液、水泥浆和混浆；起钻过 程中应连续灌浆。 空液柱压力计算加压值，加压时间按设计执行。 6.2.2.9一般采用井口敞压方式候凝。当浮箍（浮鞋）失效时，应采用憨压方式候凝。控制套管内压 力高于管外静压力2.0MPa～3.0MPa，并