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127454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2.53.5Mpa。据杜845141井和杜844943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846567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750780m，单井有效厚度最厚达79.8m，最小为20.6m，一般在25m77m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770.59914.23m，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40.2m76m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2.2.2.1 5 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444.5212339.7210地面二开311.19701010244.59691005地面三开215.911951230177.8(割缝筛管)11931228（不固井）2.2.2.2 5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350m430m500m600m600m2.3工程施工难点井网密集，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。造斜点350600m,出表层就定向，上部地层松散，造斜率极低，加之是用311.1mm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。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。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。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1314m测不到，因此给井眼轨迹的准确入靶增加了相当难度。设计244.5mm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。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。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。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。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：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。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。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444.5mm×212m、表层套管339.7mm×210m；二开井眼311.1mm×1005m、技术套管244.5mm×1003m；三开井眼215.9mm×1220m、油层筛管177.8mm×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780800m、井斜在4050°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)430350500600598水平位移(m)00000累计水平位移(m)00000垂深(m)430350500600598井斜角(°)00000第一造斜段井段深度(m)628.88540.47647.11869.31805.98井段长(m)198.88190.47147.11269.31207.98水平位移(m)66.361.0236.95137.9485累计水平位移(m)66.361.0236.95137.9485垂深(m)613.28526.75640.73