家H2鱼骨状分支水平井技术应用.docx
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家H2鱼骨状分支水平井技术应用
家H2鱼骨状分支水平井技术应用
周洪林
(大港定向井技术服务公司)
摘要:
家H2井位于大港南部油区沈家铺油田,此区块油层含泥质含量高,渗透率低、油质稠、利用鱼骨状分支水平井技术,是油田公司采用新技术开发重点区断块的新举措,本文通过大尺寸马达造斜遇到的问题,及本井特殊地层对井眼轨迹的影响。
无固相KCL泥浆对钻具拉力、扭矩的影响。
LWD仪器在高曲率井眼中的安全应用,分支水平段高造斜率扭方位井眼对钻具导向、滑动状态的影响,水平分支悬空侧钻如何成功分离,通过此技术实践,本井完成了水平主井眼上常规导向钻具一次性分离二个二分支井,LWD随钻测井跟踪油层钻进,及主井眼完井管串下入一次成功。
关键词:
悬空侧钻,LWD,扭方位,造斜率,PDC钻头。
引言:
分支井技术随着我国定向井工具仪器进步已成为开发的可能,而水平段(二级分枝)分支人工造缝这种方法更适合我国对油田快速开发的需要,就工艺而言,它检验了定向井技术装备水平,而对常规分支井开窗、分支、完井工艺没有苛刻要求,便于实施见效快。
一、地质情况
官107×1井断块,孔二段孔二2油组初步计算含油面积0.42km2,地质储量63×104t(家k39-25井东断块预测含油面积0.12km2,地质储量16×104t;家k39-25井断块含油面积0.13km2,地质储量17×104t;家k41-29井断块含油面积0.19km2,地质储量27×104t;家k41-33井东断块含油面积0.02km2,地质储量3×104t)。
经过地质部门在对该断块各种资料进行了综合研究后,认为该断块具备了钻鱼骨型分支井的条件。
主要依据如下:
(1)、通过工作精细落实及储层预测,认为该断块构造清楚,断块内储层分布稳定,可以保证钻井成功率;
(2)、油层厚度大:
此次钻水平井的目的层为孔二段孔二2油组上砂层,相对于水平井高部位家k39-25井12、13号层,家k39-27井8、9、10号层,水平井低部位井家k43-25井24、25号层,预计该井水平段位置处砂岩较厚,没有水层,且有良好的20m泥岩盖层。
二、工程设计与施工难点及优化措施
2.1家H2分支水平井设计基本数据
1).井身结构及地质分支预测剖面图
家H2井身结构开意图
图1. 图2.
2.2、施工难点及相应的措施
⑴大井眼造斜增斜力不足。
该井靶前位移220m,属单增剖面,此种剖面对于水平井眼来说拉力扭矩较为平均稳定,但大井眼设计造斜率过高达(7.8°/30m),设计要求连续造斜到入口点,一但(311.1mm井眼)增斜不力则下部井段控制造成困难。
而水平井初期井眼造斜率随着井斜的增加而增加,而达至某个特定值,同一角度的马达初期和井斜连续,造斜率相差40-50%,针对这一情况我们制定以下预案:
a.采用合理的马达角度,上部井眼增加少量的钻铤以增加其造斜率。
b.采用贝克LWD使用近钻头测量(井斜盲区9m)功能,及时测斜,关健井段加密测点第一时间发现问题及时处理。
c.针对此地区大井眼使用PDC钻头经验,该井孔一地层泥岩中定向,由于其钻头截面积相对大,破碎岩石产生的反扭矩大于马达输出的功率,根据这一实际情况,选择高性能的马达,及牙轮钻头保证工具面的准确性。
d.做好提前量,在设计位移允许情况下提前10-15m定向。
⑵.主井眼及支井眼如何解决摩阻,扭矩、托压
水平井眼钻井过程中使用PDC钻头,其侧向切屑作用,钻出岩屑小而细,随着水平段不断延伸,大量的细砂沉积在下部井壁,如泥浆不能有效携砂,滑动钻进将遇到困难,托压、粘卡将难已必免.,即使旋转钻进,井眼扭矩将大大增加,水平井是一个起伏的曲线,钻具的抖动,及方位的不同轴对钻具造成的剪切应力,危害钻具安全极易发生井下工具安全事故,针对此情况制定如下方案。
a.在进入水平段后,钻时快时打完一个单根循环泥浆10-15分钟,使钻屑离开井底返到井斜小的井段,避免了在停泵后钻屑下沉到下井壁造成卡钻事故的发生。
b、增强泥浆的润滑性,泥浆中原油的含量控制在6%之间,泥浆的摩阻小于0.05;另外定期加入固体润滑剂及极压润滑剂。
c、出现托压后及时加入膨化石磨,每次加量为300-500kg。
d.钻具倒装,进入斜井段的钻具完全斜坡钻杆,加重钻杆不进入斜井段,采用柔性钻具以减少复合钻进时扭矩,提高钻具在水平井眼的安全性。
以下为主井眼设计(图3)与实钻扭距(图4)的比较,由于采用了无固相泥浆体系,及根据实钻井眼通过软件计算及时调整钻具结构设计,第二分枝井眼实钻最大井口据距6500N.m要小于设计7500N.m(经过计算实钻裸眼磨擦系数只有0.245)
图3 图4
⑶悬空侧钻,如何分离的原则。
二个井眼的安全分离是分枝水平井成败关健,侧钻从井眼一侧钻出新井眼,在侧钻过程中实际就是一个修下井壁扩眼,造新井眼的过程,针对此关健点施工中做了如下方案。
a.第一分支井眼为水平井眼扭方位(20.16—304.9°度)扭转方位角75°度,要求造斜率达15.1°/30m,由于此井三开使用PDC钻头,工具面要求摆在左70-90°之间施工难度较大,要求工具面相对稳定才可能达到设计造斜率,复合钻进时转盘转速不应超过30分/转以保证小井眼中钻具的安全。
b.本分枝在2348m悬空侧钻,侧钻之前对准高边上提下放拉顺井眼后,定点、定时侧钻,侧钻过程中控制钻时,根据岩屑新旧,粗细及钻时扭矩变化情况来判断井眼造台阶是否成功,如确认造出新眼应导向钻进至可测出数据井段长度(13-14m),一旦数据反应侧钻成功,应根据井眼实际情况调整井斜、方位正常钻进。
c.侧钻成功后,提钻具至侧钻点先锁定工具面上下拉井眼,待钻具下放较为顺利后,提至侧钻点开动钻盘扩眼,重点在侧钻点要加强扩眼,扩眼结束后短起下二柱钻具以验证井眼是否正常进入主井眼。
⑷施工设备与实际井眼匹配问题
分支一井眼关健是水平段扭方位,由于马达角度和设计造斜率较高,将对钻具及仪器及为不利,本井钻机选用了50D,导向钻进时转盘钻速是不可调的,此钻机旋转钻速最低50转/分钟,这给下部钻具安全带来危害,而此角度的马达最优的转速是20-30转/分钟,转盘旋转主要是克服摩擦阻力,而所谓的转速的叠加,对于水平井没有意义,进尺快慢主要在于马达本身高转速及PDC配备问题,通过我公司的在西部地区水平井施工,低转速和所谓高转盘转速进尺没有明显的提高,但是高转速增加了转盘扭距,而低钻速要低于它30-40%,另一方面现场钻机没配扭矩仪,无法测量实际扭矩(录井装一个扭距传感器)。
⑸KCL泥浆体系对LWD的影响
岩石的自然伽马放射性是因岩石含有放射性核素,衰变时放射出放射性射线。
岩石中所含的放射性和的种类和数量不同,放射性强度也不同,根据自然界存在的放射性核素在岩石中的含量可知,岩石的自然伽马放射性水平主要决定于铀、钍、钾的含量。
该井钻井液为无固相KCL聚合物泥浆,设计钾的含量达到9.5%,而每升高1%的含量将使API值有3个单位的变化,通过计算本井泥浆体系将影响增加28个单位API值。
虽然本油层砂层中含泥质较多,其伽马基值较高,本井油层中为140-120API,泥岩为150-180API,通过反推计算出油层为112-98API,泥岩为122-162API。
在一分支152.4mm井眼钻进时油层伽马值比215.9mm偏大,为150-135API,分析主要是井眼效应,不同的间隙井眼的泥浆对伽马值的影响。
三、实钻井眼控制
3.1、311.1mm(0---1980m)二开直井眼
⑴直井眼遇到主要问题是钻穿沙河街如何控制石膏层起斜(1876m-1960m),本井上部地层控制较好,进入石膏由于此井段造浆严重,井眼不稳定,由于急于钻穿该层,钻压较大100-120KN,造成井眼增斜。
⑵石膏层由于其成岩特性,钻具虽然自身有一定纠斜能力,但是在快钻过程中钻头会向岩性软的地方前进,也就是跟着石膏倾角走向前进,造成了井眼增斜,如果石膏层较厚倾角又大,将产生更大的井斜,对于水平井轨迹控制不利,本井石膏层只有70m,井斜超标4°。
⑶此段控制较差主要没有控制钻压,因为只有小钻压作用下,控制一定钻井速度才能让井眼的钟摆力大于地层力,让井眼相对垂直钻进,以利于下面井眼造斜。
3.2、二开主井眼造斜(1980-2171m)
首先下入角度1.75°马达,考虑到本井设计造斜率7.79°/30m,正常情况下此角度马达可以满足轨迹要求,实钻中由于石膏层直井段井斜达4°,并且方位与设计方向相反,到底后在孔一段反扣增斜钻进,由于要克服地层增斜效应影响,此角度的马达没有达到预期造斜率,考虑到本井靶前位移较小只有220m中间没有调整段,钻进至1980m-2021m井斜降直后起钻换大角度的马达。
大尺寸马达钢性强本体直径244mm,只能连续定向造斜,马达无磁完全进入一个新的井眼后才可能发挥马达本体稳定器作用,达到完全高边增斜钻进目的,及时更换大一级马达是必要的。
通过地层分析,二个层位之间的地层不整合破碎带,是不利增斜次要因素。
如下为不同角度马达造斜能力对比:
图3.二种角度马达增强刚度后的对比
就造斜率而言,马达本体稳定器越大将有更好的造斜性能,正常情况下应使用307-308mm本体稳定器,而实际第一根起出测量只达到306-305mm,加之钻具有效扶正块长度不足,钻具的造斜能力打一个折扣。
起钻换马达时没有在此种钻具上焊垫片及去高边扶正块,主要是考虑此钻具刚度大,不如172mm、120mm马达那样井眼有一定空间可以增加造斜效果。
下入第二根马达稳定器307mm并且角度达2°,并在钻具结构上做了改动,增加一定的钻铤根数,以加强上部刚性,憋着马达本体,来增加侧向增斜力,另外地层岩性也发生变化,从泥岩变成了间断的含油砂岩,实钻证明大一级的马达,采用不同的钻具组合,满足了井眼轨迹的要求。
3.3、215.9mm井眼控制
⑴主井眼2171-2368m
三开首先下入1.5°马达,此井段由于存在油页岩,致使实际造斜不足,达不到8.7°/30m,钻至2230m后起钻调整马达的角度,调成1.83°度,滑动钻井全井变化率达12-11°/30m,满足了此段井眼轨迹需要,钻进至2327m时,此时井斜87.86°方位19.86°垂深2209.34m位移190.43m提前设计位移30m进入了断层,此时LWD r值从170API降至130API,长短电阻都发生了变化从3-4Ω增加至8-10Ω,而且综合录井气测全烃值上升到4-5%,C1值达至0.7%以上,井下的岩屑发现了荧光。
水平井斜后导向钻进,至设计位移220m处为本井理论A点(2356.57m,井斜89.7°方位20.59°垂深2209.8m 位移220m)为了一分支顺利侧钻成功,本井有意的上抬井斜并扭方位钻至2368m井斜人为的增至92°并变方位以利于侧钻。
⑵第一分支井眼2368-2488m
就设计而言此段造斜率达到LWD仪器对井眼曲率要求的极限值,针对这一情况,施工时提前了3m,正时这段提前量解决了高造斜率问题,通过对井眼的二次设计调整造斜率15°/30m降至13°/30m即可满足中靶的要求。
由于本井段为水平段分支,井眼轨迹是增斜至92.6°扭方位75°,如此大的水平段扭方位力度,对马达工具LWD是一个考验,此种仪器最大旋转曲率不大于15°/30m。
实钻过程中此角度的马达没有发辉高的造斜能力,平均只达12-13°/30m,而正常情况砂岩层中为14-16°/30m,分析原因是水平段扭方位时高边摆放不能完全达到某一个数值,实际井眼轨迹将产生井斜上下起幅,每一根单根钻进,不可能完全扭方位,并且不能保证在左90°钻进是否能增斜扭方位,再则工具高边是一个动态值,造斜能力打一个折扣,通过每米工具的记录发现左90°降斜。
该井滑动钻进正常最高托压只有140KN,定向时钻时较快,主要是砂岩较软可钻性好,,钻井至2450m左右仪器电阻值下降至3-4Ω.m,录井岩屑出来的都是泥岩,于2488m后结束了一分支井眼钻进。
⑶主井眼悬空侧钻(一分支井眼侧钻)
侧钻成功是分支井关健,本井第一分支为152.4mm井眼,常规观念上认为变径井眼好侧出新井眼,只要用215.9mm钻导向旋转就可自然的造一个井眼,本井做了以下的尝试,导向钻进超过第一分支点2368m,至2374m后从数据及工具面数据上及钻井速度上判断没有出新井眼而是顺小眼扩眼。
锁定转盘2374m后开始滑动定向,人为控制时间定向钻进,由于二个井眼为不同方向,侧钻较为轻松,本井从井眼低边侧钻,目的为完井下套管能在自身重力的作用安全下入。
定向钻进至2384m从二个井眼扫描数据表明已出新井眼,第一次侧钻成功。
⑷第二分支井眼
第二分支井眼由于处于第二断层处,在此断层上部没有可靠的层位数据,没有真实的地质数据,而设计时主要靠周围井剖面推测,和描图,油层的具体参数不明确,主井眼钻至2568m后,开始第二分支井眼钻进,扭方位增斜钻至2572m后电阻率下降4-5Ω,录井气测值C1降低并低于正常基值,井眼返出全部为泥岩至2605m结束此井眼钻进,准备侧钻主井眼。
第二侧钻井眼
2568-2577m,严格控时侧钻成功后,正常依据地质需求调整井眼,该井段没有修理井眼,因为对于较软油层来讲,只要有足够的旋转时间即可造出一个新的井眼,由于井斜的原因,后期下套管作业及下入其它钻具进入老分支可能性小。
导向钻进2658m出现泥岩完钻。
附图4:
实钻井眼与设计轨迹效果图、水平投影图
四、结论认识
该井分枝井段水平段三趟钻顺利完成,井一步证明国内定向井公司通过设备,技术的提高可以打好水平分支井,可以开发多个层系的油层,多个断层油组,对低渗、稠油油藏开发极为有利,在一口分支井的施工中,要从设计到施工全程对井眼轨迹的预测,优化,必须有软件的支持,合理的钻具组合及参数的配合,通过对实钻井眼时时分析,做出正确可靠的判断。
本井选用了优质的泥浆,聚合物KCL无固相泥浆体系,本钻井液由于固相含量低,泥饼薄而致密,在施工的中的起下钻等情况下附加拉力较小,没有出现粘卡等现象,在定向分支井眼时也没有出现托压情况。
水平段分支悬空侧钻是整个过程的中心,通过二次高效的分离二井眼,选择好分离的角度是关分健,设计此类型的分支水平井一定要注意,对于以后的发展方向我们不应只在一个方向上进行,应在左右主井眼二侧多造几个井眼,人工造缝为老油区上产提供一个好方法。
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