大慶油田葡淺12區(qū)塊淺層稠油水平井鉆井技術(shù)

陳紹云， 李璦輝， 李瑞營， 王 楚， 劉金瑋

(1.大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院，黑龍江大慶 163413；2.大慶油田有限責(zé)任公司采油二廠，黑龍江大慶 163357；3.大慶油田有限責(zé)任公司采油一廠，黑龍江大慶 163001)

大慶油田葡淺12區(qū)塊淺層稠油水平井鉆井技術(shù)

陳紹云1， 李璦輝2， 李瑞營1， 王 楚3， 劉金瑋1

(1.大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院，黑龍江大慶 163413；2.大慶油田有限責(zé)任公司采油二廠，黑龍江大慶 163357；3.大慶油田有限責(zé)任公司采油一廠，黑龍江大慶 163001)

為提高大慶油田葡淺12區(qū)塊淺層稠油油藏的開發(fā)效益，降低鉆井成本，開展了淺層稠油水平井鉆井技術(shù)研究。在分析主要鉆井技術(shù)難點的基礎(chǔ)上，根據(jù)地層特點優(yōu)選了地質(zhì)靶點，采用了7段制井眼軌道設(shè)計，并根據(jù)管柱下入能力分析結(jié)果，考慮必封點確定了井身結(jié)構(gòu)和各開次的鉆具組合，并制定了鉆進(jìn)技術(shù)措施，形成適合葡淺12區(qū)塊的淺層稠油水平井鉆井技術(shù)。該技術(shù)在3口淺層稠油水平井進(jìn)行了成功應(yīng)用，與國內(nèi)其他淺層稠油水平井相比，鉆井周期縮短5 d以上。這表明，超淺稠油水平井鉆井技術(shù)能解決葡淺12區(qū)塊淺層稠油水平井造斜點淺、流沙層不易造斜、管柱下入難度大等問題，為利用水平井開發(fā)淺層稠油油藏、提高采收率和開發(fā)效益提供了技術(shù)支持。

淺層 稠油油藏 水平井 鉆井設(shè)計 井身結(jié)構(gòu) 鉆具組合 大慶油田

黑帝廟油田葡淺12區(qū)塊是大慶油田稠油熱采的重點區(qū)塊，井網(wǎng)密度大，3.0 km2范圍內(nèi)現(xiàn)有生產(chǎn)井193口，且區(qū)塊內(nèi)發(fā)育2條大斷層及一些小斷層。由于該區(qū)塊油藏埋藏淺，原油在成巖作用前進(jìn)入地層，從而導(dǎo)致地層膠結(jié)疏松，基本未成巖。原油平均密度9.203 kg/L，凝固點平均19 ℃。其黏度對溫度具有很強(qiáng)的敏感性，當(dāng)溫度為50和100 ℃時，黏度分別為282.7和31.6 mPa·s(地下原油黏度為3 306.2 mPa·s)。常規(guī)直井或斜井儲層泄油面積相對較小，在原油黏度高的條件下，無法有效驅(qū)替。根據(jù)國內(nèi)其他淺層水平井施工經(jīng)驗[1-4]，為了保證有足夠的鉆壓和造斜率，需要采用井口加壓裝置、雙彎螺桿等特殊工具，這樣既增加了鉆井成本，又影響了該技術(shù)的推廣。因此，需要開展密井網(wǎng)淺層稠油水平井鉆井配套技術(shù)研究，以減少特殊工具的應(yīng)用、降低鉆井成本，為大慶油田淺層稠油熱采提供技術(shù)保障。

1 地層特點

葡淺12區(qū)塊HI組油層發(fā)育于嫩4段地層。嫩4段地層的沉積時期屬于松遼盆地抬升、大規(guī)模湖退前期，葡萄花地區(qū)由于處于湖盆沉積中心東側(cè)，因此沉積相對穩(wěn)定。嫩4段與下伏嫩3段地層呈整合接觸，總體劃分為6個旋回，各個旋回具有以下特點：

1) 旋回厚度分布較為穩(wěn)定，可對比性強(qiáng)。HI組地層厚度平均248.2 m，厚度變化23.5 m，其中HI2層厚度變化3.5 m，HI6層厚度變化5.5 m，沉積單元地層厚度發(fā)育穩(wěn)定。

2) 各沉積單元反旋回特征明顯。旋回底部穩(wěn)定分布泥巖，向上為粉泥巖、泥粉巖、粉砂巖和細(xì)砂巖，有時可見中砂巖，而且底部深色泥巖段自下而上逐步變薄。

3) 地層成巖性差，膠結(jié)松散，55～120 m井段是流沙層。

2 主要技術(shù)難點

1) 井網(wǎng)密度大(64.33口/km2),靶點、井口選擇難度大，井眼需要進(jìn)行防碰掃描。

2) 目的層垂深270 m，比較淺，松散流沙層大尺寸井眼不易造斜，存在進(jìn)入目的層而井斜角未能達(dá)到設(shè)計井要求的風(fēng)險。

3) 斷層較發(fā)育，且鄰井為高壓注熱蒸汽井，施工過程中存在漏、涌同時發(fā)生的可能。

4) 直井段淺，鉆具加壓及套管下入難度大。

3 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

3.1 鉆井設(shè)計優(yōu)化

3.1.1 地質(zhì)靶點優(yōu)選

葡淺12區(qū)塊內(nèi)已鉆直井中 7-6井、7-更6井、7-61井、7-62井、7-63井、6-62井、7-7井等產(chǎn)量相對較高，而一般淺層水平井水平段長設(shè)計為200 m[5-6]，從而基本確定葡淺12-平X井的靶區(qū)位于圖1中ABB″A″區(qū)間之內(nèi)。同時，根據(jù)該區(qū)地面設(shè)施情況(聯(lián)合站、高壓線、公路及油井等)，并按照“大慶油田鉆井井控實施細(xì)則”中油氣井井口之間距離不小于7 m以及距高壓線不小于75 m等相關(guān)要求開展井眼防碰掃瞄，最終確定水平段為A′B′，方位角為214.61°。

圖2為葡淺12-平X井油層走向預(yù)測結(jié)果。由圖2可知，靶區(qū)前半段下傾1.33°，后半段上傾1.65°，中間為一個平滑過渡段。因此，在保證油層鉆遇率的前提下，為了降低摩阻和扭矩，根據(jù)水平段鉆具加壓自然增斜原理和淺層松軟地層井眼軌道適于在油層中上部鉆進(jìn)的施工經(jīng)驗，設(shè)計A、B靶點。

3.1.2 井眼軌道設(shè)計

由文獻(xiàn)[5-6]可知，淺層水平井(垂深<500 m)為了實現(xiàn)快速造斜(一般要求造斜率≥15.0°/30m，有的甚至高達(dá)58.2°/30m)，需要借助雙彎螺桿、柔性鉆桿、套管井口加壓裝置等特殊工具，但這樣增加了鉆井成本，限制了淺層水平井技術(shù)的大規(guī)模應(yīng)用。因此，為了實現(xiàn)常規(guī)鉆具造斜以及方便套管正常下入，借鑒大慶淺層水平井施工經(jīng)驗，采用中靶率較高的7段制井眼軌道(見圖3)。

如圖4所示，任意造斜井段XY長為L，造斜率為K，井斜角由α1增至α2，則由三角函數(shù)關(guān)系可得：

(1)

XY弦長的計算公式為：

(2)

聯(lián)立式(1)和式(2)，可得造斜段XY的水平位移S和垂直增量H：

(3)

(4)

靶點A的水平位移S′和造斜后垂直增量H′分別為：

(5)

(6)

式中：L1為第一造斜段的長度，m；L2為第一穩(wěn)斜段的長度，m；L3為第二造斜段的長度，m；L4為穩(wěn)斜段的長度，m；L5為探油頂段的長度，m；K1為第一造斜段的造斜率，(°)/30m；K2為第二造斜段的造斜率，(°)/30m；K3為探油頂段的造斜率，(°)/30m；δ1為第一穩(wěn)斜段的穩(wěn)斜角，(°)。

3.2 井身結(jié)構(gòu)及管柱下入能力分析

3.2.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

1) 鉆20.00 m導(dǎo)管段下入隔水導(dǎo)管封隔淺水層和上部疏松地層，并建立表層鉆進(jìn)時的循環(huán)通道；

2) 一開采用φ311.1 mm鉆頭鉆至井深140.00 m下入φ273.1 mm套管封固流沙層，降低二開定向井段施工風(fēng)險；

3) 二開采用φ228.6 mm鉆頭鉆至井深345.00 m探油頂著陸點，下入φ177.8 mm套管；

4) 三開采用φ152.4 mm鉆頭鉆水平段，下入φ127.0 mm篩管完井。

3.2.2 φ152.4 mm鉆頭通過φ177.8 mm套管分析

運用Landmark軟件計算發(fā)現(xiàn)，為滿足強(qiáng)度載荷的要求，必須采用壁厚10.36 mm的φ177.8 mmP110套管。借鑒文獻(xiàn)[7]計算出φ152.4 mm鉆頭(鉆具組合)在不同井眼曲率條件下通過壁厚10.36 mm的φ177.8 mmP110套管的最大間隙與最小間隙(見表2)。

由表2可知,該井設(shè)計最大造斜率8.56°/30m，滿足“鉆頭尺寸應(yīng)小于上層套管通徑”的要求，鉆具能夠安全下入。

3.2.3 φ152.4 mm井眼下入φ127.0 mm篩管分析

根據(jù)定向井/水平井中套管管體允許彎曲半徑計算公式[8]，計算φ127.0 mm套管允許彎曲半徑。利用Landmark軟件計算φ127.0 mm篩管在不同工況下是否發(fā)生彎曲，結(jié)果發(fā)現(xiàn)，篩管均未發(fā)生屈曲，其強(qiáng)度滿足下入要求。實鉆過程中，φ127.0 mm篩管串下放摩阻11.6 kN，上提摩阻10.9 kN，在安全施工范圍內(nèi)。

3.3 鉆具組合

1) 一開鉆具組合為φ311.1 mm GA114型鉆頭+φ196.9 mm 1.75°單彎螺桿(帶φ306.0 mm螺旋穩(wěn)定器)+φ196.9 mm單流閥+φ171.5 mm MWD+φ127.0 mm加重鉆桿×13根。

2) 二開鉆具組合為φ228.6 mm HJ527G型鉆頭+φ171.5 mm 1.50°單彎螺桿(帶φ224.0 mm螺旋穩(wěn)定器)+φ171.5 mm單流閥+φ171.5 mm MWD+φ127.0 mm無磁加重鉆桿×1根+φ127.0 mm加重鉆桿×35根。

3) 三開用了2套鉆具組合，探油頂段鉆具組合和水平段鉆具組合。探油頂段鉆具組合為φ152.4 mm R3556型鉆頭+φ120.7 mm 1.0°單彎螺桿+φ120.7 mm浮閥+φ120.7 mm LWD+φ88.9 mm無磁加重鉆桿×1根+φ88.9 mm加重鉆桿×6根+φ88.9 mm 18°斜坡鉆桿×36根+φ88.9 mm加重鉆桿×30根+φ88.9 mm18°斜坡鉆桿。水平段鉆具組合為φ152.4 mm R3556型鉆頭+φ120.7 mm 1.0°單彎螺桿(帶φ146.1 mm螺旋穩(wěn)定器)+φ146.1 mm螺旋穩(wěn)定器+φ120.7 mm浮閥+φ120.7 mmLWD+φ88.9 mm無磁加重鉆桿×1根+φ88.9 mm加重鉆桿×6根+φ88.9 mm 18°斜坡鉆桿×36根+φ88.9 mm加重鉆桿×30根。

3.4 關(guān)鍵技術(shù)措施

1) 造斜點淺，直井段鉆柱重量輕，造斜段和水平段加鉆壓困難。增大加重鉆桿使用比例，一開、二開全部使用加重鉆桿，三開井斜角大于45°的井段全部使用加重鉆桿。

2) 在垂深為50.00～110.00 m的流沙層，排量控制在15～16 L/s，在滿足攜巖要求的前提下，達(dá)到造斜和提速的雙重目的。其余造斜井段排量提高至20～25 L/s，利于攜砂，防止鉆頭泥包。

3) 運用地面測斜定向技術(shù)，不使用陀螺測斜儀在套管內(nèi)進(jìn)行造斜，提高井斜角和方位角測量精度，降低單井鉆井成本。

4) 一開使用1.75°螺桿+牙輪鉆頭，以滿足上部造斜要求；二開使用1.5°螺桿+牙輪鉆頭的鉆具組合，以達(dá)到設(shè)計的造斜要求，避免用1.75°螺桿造斜產(chǎn)生局部狗腿角大的情況；三開小井眼使用1.0°螺桿+PDC鉆頭，以滿足造斜段著陸要求。

5) 針對油層內(nèi)存在薄泥巖夾層、小鉆具穩(wěn)斜效果差、規(guī)律不易掌握等施工難點，采用鉆速與錄井巖屑對比法來預(yù)判地層情況，設(shè)計復(fù)合/定向鉆進(jìn)比例，探索松散稠油油層復(fù)合鉆進(jìn)條件下井斜角變化規(guī)律，以保證井眼軌跡平滑。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

葡淺12區(qū)塊采用上述優(yōu)化設(shè)計方法，利用常規(guī)鉆井技術(shù)(無井口加壓裝置、雙彎螺桿、柔性鉆桿等特殊工具)已鉆成3口淺層稠油水平井，平均完鉆井深602.31 m(垂深270.52 m)，平均定向進(jìn)尺582.31 m，周期僅5.26 d，全井平均機(jī)械鉆速14.58 m/h。同比國內(nèi)其他淺層稠油水平井，減少了井口加壓裝置等特殊工具的應(yīng)用，鉆井周期縮短5 d以上。

葡淺 12-平X井是已完鉆3口淺層稠油水平井之一，該井鉆井周期25.47 d，定向周期僅5.13 d。其中：1)一開φ311.1 mm井眼造斜段總進(jìn)尺106.66 m，平均造斜率為5.2°/30m，純鉆時6.09 h，平均機(jī)械鉆速17.51 m/h,穿越流沙層60.00 m，純鉆時2.00 h，平均機(jī)械鉆速30.00 m/h;2)二開φ228.6 mm井眼造斜段總進(jìn)尺240.34 m，純鉆時20.83 h，平均機(jī)械鉆速11.53 m/h，最大井眼曲率9.38°/30 m；3)三開φ152.4 mm井眼探油頂段和水平段總進(jìn)尺242.00 m，純鉆時12.00 h，平均機(jī)械鉆速20.17 m/h，最大井眼曲率6.88°/30m。

5 結(jié)論與建議

1) 大慶油田葡淺12區(qū)塊3口淺層稠油熱采水平井的成功完鉆，為利用水平井開發(fā)該油田超淺稠油藏、提高采收率提供了一條新途徑。

2) 針對該區(qū)塊稠油熱采井存在的井網(wǎng)密、大尺寸井眼造斜、地層松散等地質(zhì)特點和鉆井難點，通過采取優(yōu)化井眼軌道與井身結(jié)構(gòu)、優(yōu)選鉆具組合等技術(shù)措施，實現(xiàn)了270.00 m淺層水平井常規(guī)定向技術(shù)鉆進(jìn)，降低了淺層水平井鉆井成本。

3) 為了保證鉆壓、滿足攜巖需求、提高機(jī)械鉆速，井斜角大于45°的造斜井段全部使用加重鉆桿，流沙層井段排量控制在15～16 L/s，其余二開造斜段則采用20～25 L/s排量，以防止鉆頭泥包。

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[編輯 劉文臣]

Horizontal Well Drilling Technology in Shallow Heavy Oil Recovery in Block Puqian 12 of the Daqing Oilfield

Chen Shaoyun1, Li Aihui2, Li Ruiying1, Wang Chu3, Liu Jinwei1

(1.DrillingEngineeringandTechnologyResearchInstitute,CNPCDaqingDrillingandExplorationEngineeringCompany,Daqing,Heilongjiang，163413,China;2.No.2OilProductionPlant,DaqingOilfieldCo.Ltd.,PetroChina，Daqing,Helongjiang，163357,China;3.No.1OilProductionPlant,DaqingOilfieldCo.Ltd.,PetroChina，Daqing,Helongjiang，163001,China)

In order to improve the development of heavy oil in the shallow formations of the Daqing Oilfield and to reduce drilling costs,research on horizontal well drilling techniques for recovering heavy oil from shallow formations was carried out.A seven-section constant curvature design method was adopted and the optimum wellbore trajectory was determined.The technical measures during drilling were made.Casing programs and BHAs of different spuds were designed reasonably based on capability analysis through the string and necessary sealing point.These techniques have been applied in 3 wells of Block Puqian 12.Drilling time was reduced by 5 days compared with similar shallow formation heavy oil horizontal wells in the country.The result showed that horizontal well drilling techniques for ultra-shallow heavy oil reservoirs can solve the problems of shallow kick off points,sand running and casing running.This provided some technical measures in improving the development and the recovery rate of shallow heavy oil reservoirs with horizontal wells.

shallow formation;heavy oil reservoir;horizontal well;drilling design;casing program;bottom hole assemlly;Daqing Oifield

2014-06-24；改回日期：2014-10-11。

陳紹云(1982—)，男，四川廣安人，2007年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，工程師，主要從事鉆井設(shè)計及其相關(guān)科研工作。

?現(xiàn)場交流?

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