水平井技术在辽河油田杜84块的推广应用.docx
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水平井技术在辽河油田杜84块的推广应用
水平井技术在辽河油田杜84块的推广应用
第一章概述
1.1水平井的发展历史
水平井钻井技术的历史可追溯到19世纪末期,从20世纪80年代国际钻井界开始深入研究和发展该技术,90年代大规模推广应用。
目前已作为常规钻井技术应用于几乎所有类型的油藏。
随着该技术的不断发展完善,水平井钻井的成本已降至了直井的1.2-2倍,水平井产量是直井的4-8倍。
水平井钻井技术已成为提高油气勘探开发综合效益的重要途径。
随着水平井技术的进步和石油工业的不断发展,实践中对轨迹控制的精度要求越来越高。
不仅一些特殊的油藏需要严格限制轨迹位置,同时,随着分支井以及精确的水平井井网和形状设计研究的深入,即使油层厚的区块,从产能等要求出发,也对轨迹控制提出了更高的要求。
另外,海上油田水平井开发,由于位移和精度的高要求也会遇到类似的问题,高精度水平井技术研究的内容是这些问题的集中反映。
我国的水平井钻井技术发展较晚,特别是在薄油层方面。
虽然一些油田根据勘探开发实际,正开始了这方面的工作,但目前多方面仍处于起步摸索阶段。
特别是工具、仪器等硬件不能满足要求,急须改进,工艺上更需要有针对性的深入分析研究。
我们钻井一公司在近半年该类井服务中不断探索实践,在作业方和合作单位的支持下,于高精度水平井轨迹控制技术方面取得了一些收获。
1.2水平井施工的难度
高精度水平井与普通水平井主要区别在于:
目的层薄,地层倾角和走向等变化大,轨迹设计要求高,轨迹控制调整频繁,难度大,这就要求在施工中优化剖面结构,最大限度减少磨擦阻力和扭矩,为后期水平段施工提供安全基础。
同时,综合分析研究地层资料,优化入窗措施,卡准目的层,在轨迹控制中仪器的测量能力和钻具组合的调整能力必须保证,以上问题是高精度水平井轨迹控制的主要难题。
受仪器、工具等硬件的限制,目前我国的定向井技术水平和世界先进国家存在一定的差距。
先进的旋转导向和地质导向系统应用较少,在水平井施工中主要使用国产常规动力钻具和MWD仪器,我们结合我油田实际情况和我公司现有技术手段,还是很好的解决了高精度水平井中和一些技术难题,在曙一区杜84块打出了5口难度较大的水平井。
第二章杜84块的钻井设计要求及施工难点
2.1地质概况:
曙一区杜84块位于辽宁省盘锦市东郭苇场苇田大队西南约3km。
构造位于辽河盆地西部凹陷西斜坡的中段,北以杜32断层为界,东边界为杜79断层,西部以杜115断层为界,南以杜205井与曙1―27―454井连线为界。
整体上呈一长条状单斜构造。
本次部署目的层为Es3上段。
该区块1990年上报兴隆台油层(Es1+2、Es3上)含油面积为6.2km2,地质储量为5647×104t。
本次部署的水平井均属于开发水平井,目的层为沙三段上部,即兴Ⅵ组油层。
该油层岩性主要为灰色、深灰色泥岩和块状砂砾岩。
薄片鉴定结果表明,杜84块兴Ⅵ组油层以岩屑砂岩为主,该油层为高孔隙度、高渗透率的储层。
其原油物性为:
20℃时原油密度平均为1.001g/cm3;50℃地面脱气原油粘度是16.815×104mPa.s;胶质+沥青质含量平均为57.84%;凝固点平均为26.5℃;含蜡量平均为2.2%。
按稠油分类标准,属于超稠油。
杜84断区块兴隆台油层只有一口测压井,即杜42井,油层中深750m时,压力为7.35Mpa,压力系数为0.98。
由于该区块蒸汽吞吐开发多年,目前地层压力仅为2.5~3.5Mpa。
据杜84-51-41井和杜84-49-43井测温资料显示,750m处地温为34.7℃,地温梯度为3.3℃/100m。
其中设计的杜84-平44井和杜84-平43井位于该区块西北部,在SAGD试验区杜84-平45井东北70m处。
其南部有一口取心井杜84―65―67井,取心进尺142.7m,心长80.51m,岩心收获率56.6%。
周围的直井于1997年初投入试采,目前大多数井处于吞吐10轮次以上,平均单井累采油1.15×104t,接近吞吐末期。
由于井间动用程度差,且附近的井间水平井杜84-平45井和杜84-平46井取得了第一周期平均累采油4041t的好效果。
为了更合理的开发该区块兴隆台油层超稠油,因此进行直井与水平井组合SAGD开发试验。
油层埋深750~780m,单井有效厚度最厚达79.8m,最小为20.6m,一般在25m~77m之间,平均为52.7m,油层钻遇率为100%。
其中设计的杜84-平25井和杜84-平27井位于该区块东部,距取心井杜53井较近。
杜53井取心段为770.59~914.23m,取心进尺163.64m,心长110.92m,岩心收获率77.6%,油砂长57.4m。
附近兴Ⅵ组(Es3上)已有5口水平井于1997年底投入生产,平均吞吐10.5轮次,累计产油11.936×104t,平均单井累产油2.387×104t,目前平均单井日产24.3t/d,生产效果较好。
该区兴Ⅵ组为底水油藏,油层发育较好,平面上连片分布。
油层顶面埋深790m,油水界面为867m。
单井解释油层最大厚度为80.6m,最小为33.7m,一般在40.2m~76m之间,平均为54.9m,油层钻遇率为100%。
2.2钻井设计
2.2.1地质设计简况
表1杜84块构造地质分层及岩性
地质分层
底界深(米)
主要岩性描述
平原组
210
棕色、棕黄色粘土层与灰白色细砂、含砾中细砂岩互层
明化镇组
340
浅灰白含砾砂岩,砂砾岩及绿灰色泥岩
管陶组
670
砂砾岩,砂岩,中粗砂岩和细砂岩不等厚互层
沙一+二段
800
浅灰色砂砾岩,砂砾岩与灰绿色泥岩互层
沙三段
1200(未穿)
巨厚块状砂砾岩,砾状砂岩和灰色浅灰色泥岩
2.2.2工程设计简况
2.2.2.15口水平井井身结构设计
表2 杜84块水平井井身结构设计
序号
井眼尺寸(mm)
井深(m)
套管尺寸(mm)
套管下深(m)
水泥返深(m)
一开
444.5
212
339.7
210
地面
二开
311.1
970~1010
244.5
969~1005
地面
三开
215.9
1195~1230
177.8(割缝筛管)
1193~1228
(不固井)
2.2.2.25口水平井井眼轨迹设计数据
表3杜84块水平井井眼轨迹设计数据表
井号
杜84-平44井
杜84-平43井
杜84-平25井
杜84-平15井
杜84-平27井
轨迹
类型
直-增-稳
-增-稳
直-增-稳
-增-稳
直-增-稳
-增-稳
直-增-稳
-增-稳
直-增-稳
-增-稳
造斜点
350m
430m
500m
600m
600m
2.3工程施工难点
①井网密集,防碰难度大,防碰邻井套管至关重要,定向造斜时要采取三维绕障施工。
②造斜点350~600m,出表层就定向,上部地层松散,造斜率极低,加之是用ф311.1mm的钻头、采用双泵大排量钻进,因此造斜十分困难。
上部地层为管陶组,其岩性主要为砂砾岩和粗砾岩,砾径非常大,对定向造斜极为不利,也给造斜段的井眼轨迹控制带来了相当难度。
③由于该地区是老区块,油藏已开采多年,油层地质胶结疏松,当钻头钻至油层后,造斜率非常低,对着陆前造斜非常不利,从而给入靶前着陆带来很大困难。
④该区块地层埋藏浅,地层岩性变化大,主要岩性为砂岩、砂砾岩和砾岩,但其中有不等厚度的泥岩夹层,由于在砂岩、砂砾岩和砾岩里定向钻进时实际井眼曲率很低,而在泥岩里钻进时实际井眼曲率很高,因而给工具造斜率的控制和估计带来了很大的麻烦。
⑤入靶点窗口高度只有2m,这就要求测量和计算精度非常高,再加之测量探管到钻头的距离还有13~14m测不到,因此给井眼轨迹的准确入靶增加了相当难度。
⑥设计ф244.5mm的技术套管要下至水平段窗口,由于技术套管直径大,刚性强,这就要求实际井眼的狗腿度不宜太大,否则技术套管就难以下到预定的位置,这也给井眼轨迹控制提出了更高的要求。
⑦由于地层埋藏浅,地层松散,因此,一旦下钻遇阻划眼,则很容易划出新井眼,给正常施工带来影响,而且上部井眼很容易出现“大肚子”现象,对固井质量影响很大。
⑧由于地层埋藏浅,地层松散,钻进速度非常快,而且管陶组粗砾岩砾径大,这就给泥浆的携岩性能提出了很高的要求,一旦井眼净化不好或净化不及时,那么很容易造成沉砂卡钻,和容易形成岩屑床,给下步施工带来困难。
⑨由于该区块的油藏属于稠油,所有生产井都需要采取热注热采,采用蒸汽吞吐,因此地温剃度异常,给泥浆性能的维护带来很大影响。
⑩目的层岩石疏松,胶结性差,水平段钻进时井壁稳定性也是一个很大的问题。
第三章水平井钻井技术的应用
3.1三维绕障防碰邻井套管技术的应用
该区块属于老区块,已打的开发直井、定向井、水平井数量多,设计井周围井网密集,防碰难度大,防碰邻井套管至关重要。
一旦不小心把邻井套管钻漏,则很容易造成两口井报废,那么就会给甲方和钻井公司造成不可估量的损失。
因此在定向造斜时要采取三维绕障施工。
具体施工中在防碰问题上我们非常谨慎小心,主要采取了以下有效的措施:
①开钻前在设计时就将其周围的井与设计井进行防碰扫描,根据扫描结果确定出重点防范井,以便在实际施工中加以重点防范。
②在钻井施工过程中,随时将实际井眼轨迹与周围井进行防碰扫描,随时确定出实钻井眼轨迹与周围井在同深度位置上的空间距离。
一旦发现这个距离小于5m时,就需要采取绕障措施。
③同时在实际施工中,我们利用无线随钻仪器对其周围的磁场强度进行实施监视,一旦发现磁场强度有异常现象,说明仪器本身很可能距离邻井套管不远了,就立即停止钻进,召集相关技术人员研究对策,这时决不轻易多打一米。
3.2优化井身结构设计
这5口水平井的井身结构设计综合考虑了杜84块的地质特点、油藏特征、采油工艺特点及钻水平井的难点等多方面因素。
经优化后的井身结构设计结果如下:
一开井眼ф444.5mm×212m、表层套管ф339.7mm×210m;二开井眼ф311.1mm×1005m、技术套管ф244.5mm×1003m;三开井眼ф215.9mm×1220m、油层筛管ф177.8mm×水平段长(悬挂于技术套管上)。
这种井身结构设计既能满足稠油热采的要求,又能减少钻井过程中的摩阻和扭矩,以及保证井壁稳定的问题。
3.3优化井身剖面设计
参考该区块在这之前施工的水平井的井身剖面及施工经验,优选这5口井的井身剖面为直-增-稳-增-稳标准五段制剖面。
井身剖面设计结果数据见表6所示。
在井身剖面设计时也同时考虑了甲方的要求:
在垂深780~800m、井斜在40~50°之间必须有至少25m的稳斜段,将来采油时就把采油泵下到该稳斜段位置,这是为了延长采油泵的使用寿命。
表6 井身剖面设计结果表
井 名
杜84-平43
杜84-平44
杜84-平25
杜84-平15
杜84-平27
井段
类型
项 目
造
斜
点
井段深度(m)
430
350
500
600
598
水平位移(m)
0
0
0
0
0
累计水平位移(m)
0
0
0
0
0
垂 深(m)
430
350
500
600
598
井 斜 角(°)
0
0
0
0
0
第
一
造
斜
段
井段深度(m)
628.88
540.47
647.11
869.31
805.98
井 段 长(m)
198.88
190.47
147.11
269.31
207.98
水平位移(m)
66.3
61.02
36.95
137.94
85
累计水平位移(m)
66.3
61.02
36.95
137.94
85
垂 深(m)
613.28
526.75
640.73
814.32
780.65
井 斜 角(°)
39.78
38.09
29.42
65.53
49.91
造斜率(°/30m)
6
6
6
7.3
7.2
稳
斜
段
井段深度(m)
734.81
729.53
723.39
895.57
830.78
井 段 长(m)
105.93
189.06
76.28
26.26
24.8
水平位移(m)
67.78
116.64
37.47
23.9
18.98
累计水平位移(m)
134.08
177.66
74.42
161.84
103.98
垂 深(m)
694.7
675.54
707.17
825.19
796.62
井 斜 角(°)
39.78
38.09
29.42
65.53
49.91
造斜率(°/30m)
0
0
0
0
0
第
二
造
斜
段
井段深度(m)
966.71
975.57
1007.76
1012.75
981.55
井 段 长(m)
231.9
246.04
284.37
117.18
150.77
水平位移(m)
203.31
213.51
233.29
113.61
138.57
累计水平位移(m)
337.39
391.17
307.71
275.45
242.55
垂 深(m)
790
780
846
850
848
井 斜 角(°)
90
90
89.46
90
89.46
造斜率(°/30m)
6.5
6.5
6.5
7.5
8
水
平
段
井段深度(m)
1270.17
1228.43
1219.83
1224.82
1193.6
井 段 长(m)
303.46
252.86
212.07
212.07
212.05
水平位移(m)
303.46
252.86
212.06
212.07
212.04
累计水平位移(m)
640.85
644.03
519.77
487.52
454.59
垂 深(m)
790
780
848
850
850
井 斜 角(°)
90
90
89.46
90
89.46
3.4导向复合钻井技术的应用
在现场我们一般根据实际情况选用下述两套井斜可调整导向钻具组合。
⑴第一套钻具组合:
ф311.1mm或ф215.9mm三牙轮钻头+ф197mm或ф165mm单弯螺杆钻具+变扣接头+MWD定位接头+ф203.2mm或ф177.8mm或ф158.75mm无磁钻铤×2根+ф127mm18°斜坡钻杆×20~45根+ф127mm加重钻杆×30~40根+ф158.75mm钻铤×9根+ф127mm18°斜坡钻杆
⑵第二套钻具组合:
ф311.1mm或ф215.9mm三牙轮钻头+ф197mm或ф165mm单弯螺杆钻具+变扣接头+ф311mm或ф215mm球形扶正器+MWD定位接头+ф203.2mm或ф177.8mm或ф158.75mm无磁钻铤×2根+ф127mm18°斜坡钻杆×20~45根+ф127mm加重钻杆×30~40根+ф158.75mm钻铤×9根+ф127mm18°斜坡钻杆
在杜84块的5口水平井的施工中,主要采用第一套钻具组合,尤其是在下ф244.5mm技术套管的ф311.1mm井眼的造斜井段的钻井中。
这套钻具组合的优点在于,在稳斜段钻进中它可以通过钻井参数的变化来调整井斜,既可以增大井斜角,又可以减小井斜角;在造斜段钻进中它可以通过钻井参数的变化来调整井斜变化率,即增斜率,既可以增大增斜率,又可以减小增斜率。
第二套钻具组合的主要优点在于它稳斜稳方位的效果更好,它也可以通过钻井参数的变化来减小井斜角和减小增斜率。
施工实践表明,第一套钻具组合通过钻井参数的调整可以使井斜增斜率从0°/10m至0.6°/10m之间变化,也可以使井斜降斜率从0°/10m至0.8°/10m之间变化;第二套钻具组合通过钻井参数的调整可以使井斜降斜率从0°/10m至1.0°/10m之间变化。
在实际施工中,根据测斜监测结果,利用计算机跟踪计算,并随钻作图,随时预测井眼的发展趋势,及时调整钻井参数和钻井方式,以满足井眼轨迹控制的需要。
若实际造斜率大于设计造斜率,则采用复合钻井方式即旋转钻井方式钻进,或改变钻井参数来减小造斜率,使实钻井眼轨迹尽量接近设计井眼轨迹,确保井眼轨迹控制精度。
3.5精确井眼轨迹控制技术的应用
井眼轨迹控制技术是水平井钻井技术的关键技术,水平井的井眼轨迹控制是水平井钻井中的关键环节。
它的难点主要集中在着陆入窗技术和水平段的控制技术上。
在5口水平井的施工中,全部采用无线随钻MWD跟踪测量井眼轨迹数据。
在实际施工中,我们采用了勤测量、勤计算、勤分析、勤预测、勤发现和勤调整的精确井眼轨迹控制技术。
所谓勤测量,就是要尽量缩短测量间距,尽可能及时测出距井底最近点的井斜方位数据,从而及时掌握井眼轨迹的最新发展趋势。
所谓勤计算,就是每测出一点数据后,就要及时进行计算,从而掌握距井底最近井段的井眼曲率,以便根据该数据准确预测测点以下未知井段的井眼曲率。
所谓勤分析,就是每测出一点数据后,就要及时进行认认真真的分析研究,以便及时发现问题。
所谓勤预测,就是每测出一点数据后,就要及时进行预测和对待钻井眼进行设计,以便及时发现目前井下钻具组合的造斜能力是否能够满足待钻井眼的设计造斜率的需要。
所谓勤发现,就是根据测量、计算、分析、预测的结果,能够及时发现问题,从而能够及时解决问题。
所谓勤调整,就是指根据发现的问题,从实际情况出发,及时调整钻井参数、改变钻井方式和改变钻具组合,以达到待钻井眼的轨迹设计的需要,从而确保实际井眼轨迹精确中靶。
水平井施工中控制好实钻井眼轨迹,使其准确无误钻达设计目标靶区,是水平井施工成功的关键和标志。
我们根据该区块地层松软、造斜差的特点,选用了工具造斜能力较设计井眼轨迹曲率稍大的1.75°和2°的单弯中空螺杆。
在实际施工中,根据造斜率的实际需要,通过平衡滑动钻井与旋转钻井的井段长度来获得需要的平均造斜率,由于该地区地层不稳定,岩性变化大,所以,有时也必须根据钻时和地质人员捞出的砂样来判断正钻地层的岩性,并根据岩性的不同,需要采用不同的钻井参数,以获得需要的平均造斜率。
只有这样才能使实钻井眼轨迹的井斜方位达到设计需要的井斜方位,从而使实钻井眼轨迹尽量接近设计井眼轨迹。
3.6水平井井眼净化技术的应用
水平井施工中,井眼净化问题是水平井能否顺利进行施工的最重要因素,它是水平井施工取得成功的重要保障。
一旦井眼净化有问题,严重时会造成环空憋堵、井漏、沉砂卡钻和井壁坍塌等一系列复杂情况的发生,给钻井施工将带来极大的危害。
杜84块地层埋藏浅,岩性主要以砂岩、砂砾岩为主,地层极为疏松,平均机械钻速非常快,再加上该区块下面管陶组砾岩的粒径非常大,这就给水平井施工的井眼净化技术提出了更高的要求。
在5口水平井的实际施工中,根据我们对大斜度井和水平井中岩屑输送机理的研究,着重从泥浆性能钻井参数和钻井操作三个方面同时下工夫来改善井眼的净化状况和提高泥浆清洗钻屑的效果。
3.6.1对大斜度井和水平井中岩屑输送机理的研究
只有在对大斜度井和水平井中岩屑输送机理进行深入研究的基础之上,才能真正弄清楚影响大斜度井和水平井井眼净化效率的各种因素,从而对症下药,采取相应的措施来有效地提高大斜度井和水平井井眼净化的效果。
⑴岩屑输送力学分析
在大斜度井和水平井中,岩屑在停泵时泥浆静止的情况下的受力分析。
1岩屑在泥浆中悬浮的状况下的受力情况如图1所示。
这种情况下,岩屑颗粒只受到两个力的作用,即岩屑颗粒在泥浆中的重力G′和泥浆阻止岩屑颗粒下滑的粘滞力F。
当G′足够小,不足以克服泥浆本身的结构力时,则岩屑颗粒的下滑速度v=0,即岩屑颗粒静止悬浮于泥浆中。
相反,则岩屑颗粒就会以一定的速度向下滑动。
由此可见,岩屑颗粒在静止泥浆中的下滑速度的大小与其自身在泥浆中的重量G′、泥浆本身的结构力和粘滞力F有关。
再来看看岩屑颗粒在井筒内未接触到下井壁之前下滑的距离S。
假定停泵时岩屑颗粒距下井壁的距离为s,那么根据几何关系有如下的等式
S=s/sinα式
(1)
从这个等式可以看出,岩屑颗粒要接触到下井壁必须向下滑移的距离S与井斜角α有关。
即井斜角α越大,这个距离越小,那么停泵之后岩屑颗粒有可能很快就接触到下井壁。
相反,井斜角α越小,这个距离越大,停泵之后岩屑颗粒要接触到下井壁需要一定的时间,如果井斜角α趋近于0°,则岩屑颗粒只有下滑到井底才有可能接触到井壁。
从上述分析不难发现,在停泵时泥浆静止的情况下要想使岩屑尽可能悬浮于泥浆中,可以采取如下措施:
减小岩屑颗粒在泥浆中的重力G′,这个力只与岩石密度和泥浆密度有关,岩石密度是我们无法改变的,只能通过加重泥浆密度来减小岩屑颗粒在泥浆中的重力G′。
加强泥浆本身的结构力,可以通过增强泥浆的凝胶强度来增大这种结构力。
增大泥浆对岩屑的粘滞力F,这个粘滞力F的大小与泥浆的粘度和结构、岩屑颗粒的几何形状和粒径有关,一般来讲,我们无法改变岩屑颗粒的几何形状和粒径,但是可以改善泥浆的结构和提高泥浆的粘度来增大泥浆对岩屑的粘滞力F。
采取这些措施的目的就是要降低岩屑颗粒的下滑速度v。
当岩屑颗粒的下滑速度v一定时,井斜角α越小越有利于岩屑颗粒在泥浆中悬浮。
反之,井斜角α越大,岩屑颗粒越容易沉降至下井壁形成岩屑床。
②岩屑在与下井壁接触的状况下的受力情况如图2所示。
这种情况下,岩屑颗粒在与井眼平行的方向上所受的合力为:
F合=G′cosα-F′
=G′cosα-(F+f)
=G′cosα-(F+µG′sinα)式
(2)
式中G′为岩屑颗粒在泥浆中的重力,α为井斜角,F为泥浆对岩屑的粘滞力,µ为岩屑颗粒与井壁之间的摩擦系数。
当F合足够小不足以克服静止泥浆的结构力N结构时,岩屑颗粒就停留在下井壁的某个位置上,此时有如下不等式
0≤F合≤N结构式
(2)
即
0≤G′cosα-(F+µG′sinα)≤N结构式(3)
这时,由于岩屑颗粒的下滑速度v=0,则泥浆对岩屑的粘滞力F也为0,因此上式变为
0≤G′cosα-µG′sinα≤N结构式(4)
从上式分析可以得出如下结论:
在停泵时泥浆静止的情况下,岩屑颗粒在下井壁不下滑的最小井斜角为
G′cosα-µG′sinα=0式(5)
α=arcctgµ式(6)
而岩屑颗粒在下井壁下滑的最小井斜角由下面的等式决定
G′cosα-µG′sinα=N结构式(7)
α=arcsin{[-µN结构±SQR(µ2-N结构2-1)]/(µ2+1)}式(8)
综上所述,在大斜度井和水平井中,在停泵时泥浆静止的情况下,井斜小于式(8)所决定的井斜角井段的岩屑颗粒都趋于堆积在井斜为式(8)所决定的井斜角的井段。
而这个临界井斜角的大小与岩屑颗粒本身的密度、形状、粒径以及泥浆的密度、结构力和井壁状况等因素有关。
在大斜度井和水平井中,岩屑在开泵时泥浆循环的情况下的受力情况就变得比较复杂化了,在这里就不作具体的受力分析,只对岩屑颗粒在受到各种力的合力时的输送流动方式进行简单分析,从而找出在大斜度井和水平井中影响泥浆携砂的主要因素。
⑵岩屑输送流动方式
岩屑在开泵时泥浆循环的情况下,对泥浆携砂和井眼净化的起决定作用的力是泥浆对岩屑颗粒的粘滞力F,而这个粘滞力F的大小和方向是由泥浆性能、环空返速、环空尺寸和偏心度以及泥浆的实际流动特点所决定的。
国外专家的研究发现,在大斜度井和水平井中,岩屑-循
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