油气藏型储气库钻完井技术要求(试行).pdf

油气藏型储气库钻完井技术要
求(试行)

油气藏型储气库钻完井技术要求
（试行）

第一章总则
第一条储气库注采强度高，压力变化大，为达到储气库注
采系统的完整性、可靠性，储气库建设应采用先进、适用、成熟
可靠的技术和装备，确保储气库安全、高效运行，同时建设方应
加强对现场各施工环节的监督。
第二条在已部分开采或接近枯竭的油气藏建设储气库，地
层压力低，新井建设应采取针对性的钻完井工艺，宜采用水平井、
定向井提高单井注采量，减少总井数。老井封堵或再利用应采取
可靠的技术措施，确保储气库的完整性。
第三条为有效保护低压油气藏，减少储层漏失伤害，降低
储层污染，尽可能采用储层专打，储层段钻井采用相应介质，实
现欠平衡或近平衡钻井。
第四条本技术要求包括储气库新井钻井工程、完井工程和
老井利用、老井封堵以及井的安全评价五部分。
第二章钻井工程
第五条油气藏型储气库钻井工程设计应根据储层特征，做
出针对性设计，设计应突出有效保护储层、提高注采量、降低事
故复杂、保证固井质量等目的。
第六条为了便于储气库集中管理，减少土地占用和建库综

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合成本，储气库建设宜采用丛式井组设计，新钻注采井井间距应
根据井场面积、布井数量、安全生产以及后期作业等因素统筹考
虑，原则上不小于10m。
第七条储气库丛式井组设计应充分考虑安全生产、老井防
碰和后期作业要求。老井若没有MWD或多点测斜仪测量数据，应
采用陀螺仪进行轨迹复测，新井设计必须考虑老井井眼轨迹的测
量误差。
第八条注采井井身结构应满足储气库长期周期性高强度
注采及安全生产的需要，各层套管下深应结合当前实际地层孔隙
压力、坍塌压力、破裂压力资料进行设计。
第九条为了提高储气库单井注采能力，宜采用较大尺寸的
井身结构，同时应根据储层特征，优先采用水平井。
第十条应结合储层特征具体分析储层段完井方式，宜采用
裸眼或筛管完井方式，可采用遇油、遇水膨胀封隔器提高完井管
串的稳定性。
第十一条为了满足储气库长期交变应力条件下对生产套
管强度的要求，应根据储气库运行压力按不同工况采用等安全系
数法进行设计和三轴应力校核。生产套管材质应结合油气藏流体
性质和外来气质进行选择。
第十二条原则上技术套管不做生产套官。技术套管作为生
产套管时，套管壁厚的设计应考虑钻井过程中的套管磨损因素，
施工过程中应采取防磨措施，完井后应做套管磨损分析，评价套

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天抗压强度应不小于储气库井口运行上限压力的1.1倍，但
原则上不小于30MPa。
2.低密度水泥石24-48小时抗压强度应不小于12MPa，7
天抗压强度应不小于储气库井口运行上限压力的1.1倍，但原则
上不小于25MPa。
第二十条各层套管固井水泥浆均应返至地面，应在施工前
对现场样品进行复核实验。固井过程中应取水泥和水样品评价其
性能。生产套管固井应采用批混批注方式施工，水泥浆密度差小

于0.02g/cm3。
第二十一条水泥胶结质量检测应选择声幅/变密度测井，
生产套管及盖层段应增加超声波成像测井，测井资料按照相应技
术要求进行处理，处理结果包括第一、二界面胶结程度和水泥充
填率等内容，并对水泥环封固质量及层间封隔情况等进行综合评
价。
第二十二条生产套管固井质量胶结合格段长度不小于
70%；对于封固盖层的技术套管，盖层段固井质量连续优质水泥
段不小于25m，且胶结合格段长度不小于70%。
第二十三条生产套管应采用清水介质进行试压，试压至井
口运行上限压力的1.1倍，但不能超出生产套管任一点的最小屈
服压力值，30min压降不大于0.5MPa为合格。
第二十四条套管头应根据井口最高运行压力、注采流体性

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质进行压力级别和材质选择，应采用金属与金属密封。
第三章完井工程
第二十五条注采井完井管柱必须满足周期性交变应力条
件下长期安全运行需要。根据储气库注采压力、温度变化以及极
端工况情况，进行管串力学分析和强度校核，并根据储层流体性
质、外来气质确定防腐材质，以确保完井管柱的可靠性和完整性。
第二十六条注采管柱应选择气密封螺纹，下入过程中应由
专业队伍采用专用工具完成，注采管柱应逐根进行螺纹气密性检
测，螺纹密封检测压力为储气库井口运行上限压力的1.1倍。
第二十七条注采井完井管柱应配套井下安全阀。完井管串
结构力求简单、工具可靠，原则上不采用伸缩接头，完井管柱上
应增加座落接头，并保证适当通径，以满足下入监测仪器或带压
作业要求。
第二十八条完井液、酸化液、压井液应与储层配伍，应选
用无固相体系，减少完井过程中对储层伤害。
第二十九条油套管防腐应考虑长期防腐要求，不仅要考虑
注采初期的腐蚀环境，也要考虑腐蚀环境的变化，综合确定合理
的防腐措施。
第三十条注采井口装置应根据储气库运