海上油田魚(yú)骨刺多分支水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)及應(yīng)用

李世舉，盧昌，夏竹君，曹鵬飛，李朝

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)深圳分公司，廣東 深圳 518067)

0 引言

近年來(lái)，南海東部海上油田不斷加大開(kāi)發(fā)力度，魚(yú)骨刺多分支水平井逐漸成為油田開(kāi)發(fā)的重要發(fā)展方向。該技術(shù)的主要優(yōu)點(diǎn)是通過(guò)在主井眼上增鉆側(cè)分支，增加油藏泄油面積，提高油藏采收率[1-6]。本文以A1H1 井為例，介紹海上油田魚(yú)骨刺多分支水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)及應(yīng)用情況。

1 概況

恩平某油田ZJ 某油層為邊水油藏，為中低孔低滲儲(chǔ)層，目前有2 口定向生產(chǎn)井A7 井和A12 井在該油藏有生產(chǎn)井點(diǎn)，截至2022 年2 月底該油藏采出程度僅為5.4%，模型預(yù)測(cè)結(jié)果顯示構(gòu)造高部位剩余油富集，需要部署1 口多分支調(diào)整井加密開(kāi)采，以提高該油藏開(kāi)發(fā)效果。計(jì)劃利用高含水井A1H 側(cè)鉆水平井A1H1 井開(kāi)采ZJ 某油層油藏構(gòu)造高部位剩余油，A1H 井目前日產(chǎn)油44.3 m3/d，含水率高達(dá)98.6%，其剩余油仍可由其同層位在生產(chǎn)井A9H 繼續(xù)采出。A1H1 井設(shè)計(jì)初產(chǎn)油95.4 m3/d，高峰年產(chǎn)油2.9×104m3，至2028 年累積產(chǎn)油13.04×104m3。

2 井位設(shè)計(jì)及風(fēng)險(xiǎn)預(yù)測(cè)

2.1 井位設(shè)計(jì)

A1H1 井以恩平某平臺(tái)25 號(hào)槽口為本井井口，設(shè)計(jì)方案包括1 個(gè)主井眼和3 個(gè)分支井眼，主井眼和分支井眼mb 和 mc 水平段生產(chǎn)儲(chǔ)層上部剩余油，分支井眼 ma 將穿過(guò)儲(chǔ)層夾層生產(chǎn)下部剩余油，各分支井如圖1 所示，各分支井水平段長(zhǎng)度設(shè)計(jì)為主井眼549 m， ma 分支434 m， mb分支202 m， mc 分支202 m。

圖1 過(guò)A1H1 井及各分支油藏剖面圖

目的油藏ZJ 某油層：地層厚度6.4 ～8.9 m，有效厚度2.7 m，有效孔隙度16.4%，滲透率43 mD，儲(chǔ)層為中孔低滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，內(nèi)部發(fā)育鈣質(zhì)砂巖及泥質(zhì)夾層，泥質(zhì)夾層厚度在1.3 ～2.5 m，夾層厚度整體上北部略厚于南部，將含油段分隔成上下兩部分。油田范圍內(nèi)夾層上部砂巖西部物性好于東部，下部砂巖東部物性好于西部，上部砂巖物性整體好于下部砂巖物性。油藏采出程度低，模型預(yù)測(cè)結(jié)果顯示構(gòu)造高部位剩余油富集。

2.2 風(fēng)險(xiǎn)預(yù)測(cè)

(1)已鉆井顯示上部和下部砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，砂體內(nèi)多發(fā)育不連續(xù)的鈣質(zhì)夾層和泥質(zhì)夾層，因此預(yù)測(cè)本井水平段可能鉆遇較多非儲(chǔ)層段，從而影響水平段有效井段。

(2)由于本井作業(yè)難度大，主井眼和分支井眼鉆井過(guò)程中可能存在無(wú)法實(shí)施的風(fēng)險(xiǎn)，所以本次設(shè)計(jì)增加了1 個(gè)備選井眼。如果實(shí)鉆過(guò)程中出現(xiàn)主井眼無(wú)法實(shí)施的情況時(shí)，現(xiàn)場(chǎng)人員經(jīng)與陸地油藏地質(zhì)人員和鉆完井人員討論可考慮實(shí)施備選井眼。備選井眼水平段長(zhǎng)度設(shè)計(jì)597 m。

3 關(guān)鍵技術(shù)

3.1 優(yōu)選錄井技術(shù)

按照南海東部海域現(xiàn)行地質(zhì)錄井要求以及中國(guó)海洋石油總公司《石油天然氣開(kāi)發(fā)井規(guī)范》要求進(jìn)行。A1H1 井采用巖屑錄井、泥漿錄井，錄井井段為8-1/2"井眼開(kāi)始直至完鉆。

3.1.1 巖屑錄井要求

(1)8-1/2"井眼開(kāi)始，砂泥巖觀察樣每10 m 取一次；(2)從HJ2-17 層頂界以上100 m 起，砂泥巖觀察樣每5 m 取一次，接近油層頂部的泥巖加密取樣，每3 m 取一次，油層每1 m 取一次，水平段每5 m 取一次；(3)進(jìn)行熒光檢查和濕樣描述；(4)A1H1 井砂樣不保留。

3.1.2 泥漿錄井要求

(1)每米記錄一次井深和鉆時(shí)；(2)每米記錄一次氣體組分相對(duì)百分含量；(3)實(shí)時(shí)測(cè)量總烴；(4)連續(xù)監(jiān)測(cè)硫化氫氣體；(5)詳細(xì)記錄蹩跳鉆、放空、井漏、氣侵、井涌等現(xiàn)象。

3.2 優(yōu)選測(cè)井技術(shù)

(1)8-1/2"井段選用常規(guī)四參數(shù)測(cè)井：測(cè)井項(xiàng)目包括自然伽馬+電阻率+中子密度，考慮到水平段著陸，要求使用近鉆頭井斜、近鉆頭伽馬。

(2)6"井段選用隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向工具：水平段要求全程使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，測(cè)井項(xiàng)目包括近鉆頭井斜、方位自然伽馬、電阻率探邊工具、電磁波感應(yīng)電阻率、方位密度、中子孔隙度、光電吸收截面指數(shù)PE。鉆前開(kāi)展隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向模型的建立和更新，水平井鉆井過(guò)程中實(shí)時(shí)開(kāi)展隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向服務(wù)。

(3)測(cè)速要求：為滿足辦公室隨鉆跟蹤項(xiàng)目組儲(chǔ)層評(píng)價(jià)以及隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向?qū)﹄S鉆測(cè)井資料的需求，要求井下測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)實(shí)時(shí)上傳速率不小于6 bit/s。

3.3 優(yōu)選完井方式

(1) 主井眼采用礫石充填防砂，各分支井眼采用預(yù)充填篩管完井，保護(hù)井眼防、砂防腐等。

(2) 電潛泵的設(shè)計(jì)深度在垂深1 200 m TVD 左右，要求井眼軌跡平滑，造斜率小于0.5°/30 m。

(3) 為滿足油藏和生產(chǎn)區(qū)資料要求，下入Y-TOOL 工具、井下壓力計(jì)、溫度計(jì)。

4 應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

4.1 分支井實(shí)鉆情況

4 月23 日進(jìn)行了9-5/8″套管開(kāi)窗作業(yè)，次日開(kāi)始組合鉆具下鉆，自1 326.0 m 開(kāi)始鉆8-1/2″井眼，至4 月27 日鉆至2 360.0 m 中完著陸，后續(xù)進(jìn)行起鉆拆甩鉆具，下177.8 mm(7 英寸)套管至2 358.0 m，隨后進(jìn)行固井作業(yè)(固井共用干水泥29.5 t，水泥首漿密度1.90 g/cm3、尾漿密度1.90 g/cm3)，候凝，4 月29 日進(jìn)行了SBT 電測(cè)177.8 mm(7 英寸)套管固井質(zhì)量測(cè)井項(xiàng)目，至此二開(kāi)作業(yè)全部結(jié)束。

5 月2 日開(kāi)始自2 360.0 m 定向鉆進(jìn)152.4 mm(6 英寸)井 眼 ma 分 支，剛 開(kāi) 始 以89.82 °鉆 進(jìn)，2 378.0 m 下一柱89.75°鉆 進(jìn)，2 436.0 m 降斜到87°，2 553.69 m 增 斜 到89°，2 596.53 m 增 斜 到89.5°，2 643.5 m 下一柱增斜到90°，2 688.74 m 增斜到90.25°，2 700.63 m 增到90.5°，2 728.7 m 下一柱降斜到90°，2 738.0 m 目前距頂較近，降斜到89.4°，2 722.0 m 降 斜 至89 °，2 814.0 m 增 斜 至90 °，5 月3 日穩(wěn)斜鉆至2 854.0 m 后 ma 分支完鉆，實(shí)鉆水平段長(zhǎng)433 m。完井采用優(yōu)質(zhì)篩管下至該水平分支，5 月5 日下3-1/2″篩管至2 849.0 m，5 月5 日起甩服務(wù)工具至轉(zhuǎn)盤面， ma 分支鉆完井施工結(jié)束。

5 月6 日開(kāi)始進(jìn)行 mb 分支152.4 mm(6 英寸)井眼鉆井作業(yè)，在2 411.0 m ～2 421.0 m 進(jìn)行上下劃槽，造臺(tái)階，自2 421.0 m 定向鉆進(jìn)152.4 mm(6 英寸)井眼 mb 分支，到2 456.27 m 增斜至90.25°，鉆至2 463.49 m 增 斜 至90.5°，鉆 至2 516.05 m 造 包 結(jié)束，井底井斜91.67°，降斜到89.5°，鉆至2 548.83 m增 斜 至89.8°，鉆 至2 574.53 m 穩(wěn) 斜 至89.5°，至5 月7 日鉆至2 719.0 m 扣 mb 分支完鉆，實(shí)鉆水平段長(zhǎng)224 m。完井采用優(yōu)質(zhì)篩管下至該水平分支，5 月8 日下3-1/2″篩管至2 717.0 m，5 月9 日起甩服務(wù)工具至轉(zhuǎn)盤面， mb 分支鉆完井施工結(jié)束。

5 月9 日開(kāi)始進(jìn)行 mc 分支152.4 mm(6 英寸)井眼鉆井作業(yè)，在2 485.0 ～2 495.0 m 進(jìn)行上下劃槽，造臺(tái)階，自2 495.0 m 定向鉆進(jìn)152.4 mm(6 英寸)井眼 mc 分支，鉆至2 519.0 m 井斜控制在90.0°～90.5°，鉆 至2 547.0 m 增 斜 至91.8°，鉆 至2 577.0 m 降 斜 至90°，鉆至2 623.0 m 降斜到89.4°，鉆至2 662 m, 下一柱穩(wěn)斜89.1°鉆進(jìn)，2 688 m 下一柱穩(wěn)斜89.5°鉆 進(jìn)，2 719.0 m 增 斜 到90.18 °，2 719.0 m 增 斜 至90.18 m, 鉆 至2 758.0 m 穩(wěn) 斜 到90.0°～90.5°，至5 月11 日鉆至2 804.0 m 后 mc 分支完鉆，實(shí)鉆水平段長(zhǎng)248 m，完井采用優(yōu)質(zhì)篩管下至該水平分支，5 月12 日下3-1/2″篩管至2 801.5 m，5 月13 日起甩服務(wù)工具至轉(zhuǎn)盤面，mc 分支鉆完井施工結(jié)束。

5 月13 日開(kāi)始進(jìn)行主井眼分支152.4 mm(6 英寸)井眼鉆井作業(yè)，在2 546.0 ～2 556.0 m 進(jìn)行上下劃槽，造臺(tái)階，自2 556.0 m 定向鉆進(jìn)152.4 mm(6 英寸)主井眼分支，至2 575.0 m 增斜到90.0°～90.5°，至2 633.0 m穩(wěn)斜至89.5°～90.5°，2 691.0 m 穩(wěn)斜89.5 m 鉆進(jìn)，2 602.0 m 穩(wěn)斜至90.0°鉆進(jìn)，2 833.0 m 穩(wěn)斜89.5°鉆進(jìn)，2 890.0 m 穩(wěn)斜89.2°鉆進(jìn)，2 918.0 m 穩(wěn)斜90°鉆 進(jìn)，至5 月16 日18：00 鉆 至2 947.0 m 主 井眼分支完鉆，實(shí)鉆水平段長(zhǎng)587 m。完井采用優(yōu)質(zhì)篩管下至該水平分支，5 月19 日下3-1/2″篩管至2 944.0 m，5 月20 日起甩服務(wù)工具至轉(zhuǎn)盤面，本井于23 日17:17 以35 Hz 啟泵返排，電泵運(yùn)行良好，傳感器數(shù)據(jù)顯示正常，于21:00 見(jiàn)油轉(zhuǎn)入生產(chǎn)系統(tǒng)，至此本井鉆完井作業(yè)全部結(jié)束。井身結(jié)構(gòu)示意圖如圖2 所示。

圖2 A1H1 井身結(jié)構(gòu)示意圖

4.2 油層評(píng)價(jià)

根據(jù)本井4 個(gè)分支分井水平段總長(zhǎng)度1 492.0 m，實(shí)鉆結(jié)果顯示，水平段布署在ZJ 某油層層構(gòu)造高部位，根據(jù)鄰井分析，該層砂體有效厚度約3 m 左右，整體構(gòu)造頂部較平，地層下傾0.5°左右，軌跡一直保持在儲(chǔ)層中上部，并位于儲(chǔ)層甜點(diǎn)中，如圖3 所示。巖性主要為熒光細(xì)砂巖：成分以石英為主，少量長(zhǎng)石及暗色礦物，細(xì)粒為主，少量粉粒，泥質(zhì)膠結(jié)，熒光直照呈現(xiàn)暗黃色，面積20% ～50%，D ～C 級(jí)。氣 測(cè) 峰 值TG 1.7914%，C1 0.469 6%，C2 0.086 6%，C3 0.067 6%，iC4 0.023 8%，nC4 0.024 2%，組分全。電阻率6.11 ～54.32 Ω·m，密度2.15 ～2.54 g/cm3，中子孔隙度22.38% ～31.16%，綜合解釋為油層。投產(chǎn)初期日產(chǎn)油約240 m3，不含水。

圖3 A1H1 井目的層剩余油豐度圖

5 結(jié)語(yǔ)

(1)魚(yú)骨刺多分支水平井是南海東部油田提高采收率的重要技術(shù)之一；

(2)優(yōu)選合適的地質(zhì)導(dǎo)向工具，有利于提高復(fù)雜刺多分支水平井軌跡控制效率，能確保整個(gè)鉆井過(guò)程安全高效，能更好地滿足地質(zhì)油藏對(duì)軌跡控制的要求；

(3)主井眼采用礫石充填防砂，各分支井眼采用預(yù)充填篩管完井，能保護(hù)井眼完整，確保油井生產(chǎn)情況。