34、杏平1水平多分支井钻井技术(北京会议).doc

杏平水平多分支井钻井技术赵业荣 谭 平 李 欣 蔺志鹏 王文斌（长庆石油勘探局）内容摘要: “杏平1水平多分支井钻井技术”是中国石油天然气集团公司重点科研攻关项目油田最大储层有效进尺钻完井技术现场试验的一个子项目。其目的是通过水平多分支井眼大大增加油藏的泄流通道，增大驱油面积，进行油藏最大储层有效进尺钻完井技术现场试验，为低渗透油田的经济有效开发探索一条新的技术途径。该项目的成功实施,钻成了国内石油、天然气的第一口7分支水平多分支井。关键词：水平分支井 钻井 钻井液 固井 侧钻 分支井是当今国内外钻井技术领域的高新技术之一，是一项集油藏地质、钻井、完井和采油于一体的油气开采技术。随着水平井技术、开窗侧钻技术的成熟, 水平分支井技术在国外得到了发展，国内近几年也开始了研究与试验。该技术主要针对低渗、稠油、低产的油气层及煤层气，达到开发低丰度油气藏、提高采收率、降低总体开发成本的目的。长庆安塞油田是一典型特低渗的低产油田，要靠大型压裂、油藏改造、超前注水以及高密度的布井来开发生产，成本较高。针对这一现状，根据水平多分支井的技术特点，结合安塞油田杏北长6油层的地质特征，中国石油部署了一口重点试验井杏平1水平多分支井。其目的是通过水平多分支井眼大大增加油藏的泄流面积及通道，进行储层最大有效进尺的钻井完井技术现场试验，为低渗透油田的经济有效开发探索一条新的技术途径。杏平1井位于安塞油田杏河区的东北部，位于陕西省延安地区志丹县境内，安塞油田的西南部，属黄土源地貌。地表为100200m厚的第四系黄土覆盖，地形复杂，沟壑纵横，梁峁参差。地面海拔11001580m，地表高差较大（约150250m）。主力油层长612埋藏深度1350多米，平均有效油层厚度46m，孔隙度9.9，渗透率0.610-3m2，压力系数0.70.8，是一典型特低渗低压砂岩储层。钻水平多分支井实现储层最大有效进尺（裸眼完井,不改造直接投产）现场试验成功，对低压低渗油田的开发具有重要的指导意义。杏平1井设计主水平井眼方位东南方向（方位112）、长度10001500m，在主水平段间隔100150m的平面上与主水平井眼成3040夹角，采用倒打方式钻7个分支水平井眼，东北方向和西南方向依次隔开，其单个长度300500m。如图1是杏平1水平分支井设计示意图。主水平井眼和分支井眼均采用直径215.9mm钻头钻进。主水平井采用直增稳增平五段式井斜剖面，分支井采用增稳二段式方位剖面。图1 杏平1分支水平井示意图一、主要技术难点根据地质方案、及水平分支井钻井工艺要求，杏平1水平分支井在钻井过程中主要存在以下技术难题。1、设计主水平及分支井眼长（主水平井眼10001500米，分支井段长300500米），而且靶区范围小，要求精度高（半靶高2米，宽20米），轨迹控制难度大。2、在无悬空侧钻水平分支井及钻具重入老井眼实践经验的情况下，采用怎样的技术及措施有效完成该工序施工，是该水平多分支井成败的关键技术之一。3、水平及分支井段长且多，井眼成三维结构，钻具在井内的摩阻、扭矩大。如何使钻井完井液润滑性能达到最优，降低摩阻、扭矩，是确保这口水平分支井安全快速钻井的技术保障。4、该水平多分支井油层暴露面积大，施工周期长，浸泡时间长，使用什么样的水基钻井完井液技术，把钻井过程中对油层的伤害降至最低程度，确保该口井完成后在无改造前提下多出油，是这口水平多分支井施工的主要目的之一。5、为了水平及分支井眼的顺利施工，设计244.5mm技术套管下至窗口，在没有311.lmm大井眼定向-造斜-入窗的施工经验的情况下，如何有效、精确控制井眼轨迹以及解决好244.5mm技术套管顺利下入和确保良好固井质量（也是生产套管）的技术难题。二、施工概况杏平1水平多分支井于2006年5月1日开钻，8月10日完钻。一开井眼直径444.5mm，二开井眼直径311.1mm，直径244.5mm技术套管下至窗口，三开水平及分支井眼215.9mm，每完成一支井眼施工注原油裸眼完井。完成钻井进尺5068米，主水平井眼长1203米，水平位移1574米，比垂深多214米，是垂直井深的1.16倍。完成与主水平井眼成3040度水平夹角，长度300422米的7个分支井眼（实钻分支井眼轨迹水平投影如图2）。水平井眼总进尺3503米，平均油层钻遇率达到87.7。图2 杏平1井实钻分支井眼轨迹水平投影图井身结构见表1。表1 杏平1井井身结构钻井井段井 眼 尺 寸套 管备注钻头Mm井深m井段m方位井斜角管径mm下深m一开444.501571570339.7157二开311.115710008430244.51561.23直井段995156557011190斜井段三开215.915651806241111115.388.3792.24裸眼主水平井段215.917062026320112.778.285.9292.34第二分支井段215.918062768962111115.388.3792.24主水平井段215.923082625317110.6147.288.0291.36第七分支井段215.921822482300111.7576.388.3792.24第六分支井段215.920362458422111.7147.388.0790.09第五分支井段215.919382238300111.8875.085.492.24第四分支井段215.918202161341112.46145.886.1392.9第三分支井段215.915881888300111.6147.087.0693.11第一分支井段三、主要技术的应用及效果根据杏平1水平分支井在钻井过程中存在的主要技术难题，通过大量的资料调研、论证分析、研究试验，形成了可行的工程技术、钻井完井液技术及完井技术方案，应用于杏平1水平分支井的现场施工，收到良好的应用效果。、水平多分支井钻井工艺技术1、直井段311.lmm大井眼防斜打直快速钻井技术采用塔式双驱复合防斜打直快速钻井技术，采用低钻压、高转速、勤划眼等措施，既控制了井斜，又提高了钻速。直井段机械钻速9.93m/h，最大井斜角1.07，造斜点995m处的井斜0.71，视平移6.06m，为下步大尺寸井眼定向造斜奠定了良好的基础。2、311.lmm大井眼定向造斜至入窗的轨迹控制技术合理选择造斜点：造斜点选在了长1地层，该井段地层稳定，可钻性好，并能适合中靶垂深可小幅度调整的要求；优化钻具组合：针对311.lmm大井眼斜井段轨迹控制的难点，为提高轨迹控制质量，优选出了一套近旋转导向钻具组合，斜井段复合钻进率达到63%，复合钻进造斜率达3-5 /30m。加强井眼轨迹控制：采用连增剖面，确保轨迹平滑，控制造斜率，増多斜井段复合钻进井段，既有利于快速钻进，又保证了轨迹控制精度。平均造斜率4.7 /30m。最大造斜率8.89/30m，入窗段造斜率3.26.3 /30m，在长庆油田首次实现了311.lmm大井眼定向-造斜-入窗的成功，并确保了244.5mm技术套管的顺利下入。入窗靶区控制精度：靶点1（入窗点） 纵 距:上0.67 m 偏 移 距:右边1.60 m3、长水平段钻井工艺技术主水平段长1203m，平均机械钻速6.57m/h。在满足地质导向钻进的前提下将垂深半靶高差控制在1.98m以内, 剖面符合要求，井眼轨迹优质。水平位移1574.22m，水垂比在长庆油田首次突破1，达到1.16。满眼双扶稳斜钻具组合。优选钻头：选择了适合安塞油田地层特性的金属密封牙轮钻头和高效PDC钻头，提高了钻井速度。单只PDC钻头钻进井尺319.57m，机械钻速7.35m/h；金属密封牙轮钻头平均每只进尺294.48m，机械钻速6.12m/h。采用LWD随钻测井 将随钻伽玛测井数据、岩屑录井资料及全烃值结合起来进行地层对比分析，及时调整实钻井眼轨迹，进行地质导向钻进，达到提高油层钻遇率的目的，主水平段油层钻遇率67.7。实钻轨迹与设计轨迹的对比（如图3、如图4）图3图44、水平多分支井眼侧钻工艺技术根据主水平井段实钻轨迹数据、随钻地质导向GAMMA测井数据、岩屑录井资料及有利于分支井侧钻作业的原则，优选出了7个分支井的侧钻点。关键技术采用倒打分支井技术、 裸眼悬空侧钻水平分支井技术，成功侧钻出7个分支井眼；优选欠尺寸双扶双驱导向钻具组合同时实现了分支侧钻及1趟钻完成1个水平分支井的目标；优选了适合安塞油田地层特点的PDC侧钻钻头，成功侧钻了第5分支井，单只PDC钻头钻进井尺422m，机械钻速8 m/h；优选了适合安塞油田地层特点的金属密封牙轮钻头，成功侧钻出6个分支井，单只金属密封牙轮钻头平均钻进井尺313m，机械钻速6.95m/h。分支井眼实施结果（如表2）表2 分支井眼实施结果分支井号井段（米）段长（米）分支侧钻时间（时）钻井时间*（时）钻速*（m/h）油层段长（米）油层钻遇率分支21706-202632021:0053:005.4725880.6分支72308-262531716:0045:006.3726984.9分支62182-248230033:3039:006.9422876.0分支52036-245842236:0048:308.0039794.5分支41938-223830015:0032:008.4324882.6分支31820-216134111:3044:306.9031893.2分支11588-188830013:3030:308.85300100%注：7个分支井段总长2300m,油层段总长2018m，油层钻遇度87.7。*均除去了分支侧钻井段和时间。实钻分支井眼轨迹水平投影图（见图2）、水平多分支井钻井完井液技术针对钻井完井液必须解决好润滑降低摩阻和储层保护两大主要技术难题，首先对杏河油区长6储层储层特征,储层敏感性试验等资料做了较详细的收集分析，认为钻井过程中在压差作用下钻井完井液组份进入油层，可以多种方式堵塞地层孔隙，造成油层渗透率降低。还对国内外钻分支井的资料进行了调研，结合杏平1井所钻地层特性、工程工艺、设备条件等，在水平和分支井眼研究应用了具有无固相、低滤失；良好润滑性的低摩阻、低伤害无固相钻井完井液技术。其室内配方的性能参数如表3。表3 低摩阻低伤害无固相钻井完井液性能项 目性 能1.01 g/cm3API FL5.0 ml/30minPH78AV2040 mPa.sPV1525 mPa.sYP815 PaYP/PV0.40.6(EP极压润滑仪测定)0.1岩芯伤害率25%1、低摩阻、低伤害无固相钻井完井液应用为无固相钻井液有效地控制滤失进行了一次成功的尝试。这种钻井完井液是在清水中加入试验优选的处理剂形成，而且以具有在清水中有效控制滤失量的处理剂为主体。如在清水中加入HDF-1、FL-1、GF-1等所形成的体系，在压差3.5MPa,温度60条件下的失水量也只有17ml，现场应用API失水量可达到2ml以内。实现低滤失主要原因是利用处理剂分子官能团间的相互作用，在压差作用下可快速在滤纸表面（或井壁岩石表面）形成致密低渗透层，阻止钻井液及其滤液渗透到地层中，而不是单纯依靠处理剂控制自由水达到低滤失的目的，具有近乎于“无渗透”钻井液的性质。因此，这种钻井完井液基本无初失水。2、低摩阻、低伤害无固相钻井完井液对油层岩芯伤害试验低摩阻、低伤害无固相钻井完井液主要从以下几方面减少对油层的伤害：低滤失，并在井壁岩石表面形成低渗透层，阻止外来物质进入油层；低渗透层形成速度快且薄，一旦有反向压力，容易被清除，杏河油区长6油层岩心伤害渗透率恢复值大于80%（使用配方伤害试验结果如表4），说明在岩心表面形成的低渗透层返排时容易清除掉；无固相，低密度；控制低碱度（pH8.5）及含有小分子有机阳离子抑制剂等使滤液性质利于保护油层。同时，杏平1分支水平井每完成一水平井段施工，在井眼内注入原油保护油层，由于原油对储层基本无伤害，且它的渗透性强，也可使在井壁上形成的低渗透层破坏，实现油层解堵。表4 岩芯伤害评价试验（杏70-6井长61油层岩心）岩心号Ka(md)(%)Ko1(md)Ko2(md)伤害率(%)损害程度RR平均值1-22/33-20.95610.470.1990.164517.3417.09低伤害1-24/33-20.68810.040.11790.094519.851-26/33-10.58610.520.0870.073215.862-43/152-2+0.2948.890.0320.027115.313、低摩阻、低伤害无固相钻井完井液的润滑性能该钻井完井液变改善泥饼质量为重点提高钻井液润滑性能（相当于润滑油），利用处理剂复配、分子吸附成膜及粘附实现了钻井液良好的润滑性能（与油基钻井液相当）；同时体系以无固相为基础，消除了粘吸卡钻的基本因素（粘性的泥质泥饼），为水平多分支井的顺利钻井提供了安全保障。如表5。表5 不同体系的润滑性能试验体系润滑系数（）清水0.344%水化膨润土浆0.5原油0.023油基钻井液0.08低摩阻、低伤害无固相体系0.0324、现场应用效果钻井完井液润滑性能良好，EP滑仪测得润滑系数（）在0.15（最小0.065）以内，钻具在井眼内的摩阻扭矩小（如表6），调整轨迹滑动钻进加压正常，确保了长水平井眼及分支井眼的顺利完成。同时具有良好的防粘卡性能,分支侧钻过程中钻具大面积接触井壁长时间近似静止，无阻卡现象。表6 水平及分支井眼摩阻扭矩数据井眼水平段长m分支长m方位上提摩阻KN扭矩KN.m主水平12031111152001014第二分支461320113781208第七分支1087317111147200210814第六分支91730011276160812第五分支89342211214780901011第四分支67330011275801011第三分支596341112146601001011第一分支3233001121475060910该钻井完井液在研究开发过程中，着重考虑了低滤失性能，现场应用中滤失量特别小，且无初失水，滤饼渗透率低（如表7），这说明了该钻井完井液在压差作用下可在滤纸（或岩石）表面快速形成一薄层低渗透薄膜，阻止滤液滤失。表7 杏平1井现场钻井液滤失性能测定API 滤失性能滤失量，ml/30min2.9滤过水量，ml/30min2.5滤饼渗透率(清水测30min)，m21.310-7603.5MPa滤失性能滤失量，ml/30min220滤过水量，ml/30min210滤饼渗透率(清水测30min2)，m21.0210-6主水平井眼钻遇大段炭质泥岩及煤层（6、7分支也遇到），钻井液满足了高钻屑浓度的井眼清洁，也有效控制了炭质泥岩和煤层的坍塌，这主要原因是在钻井液液柱产生压力平衡的同时：失水量小，进入煤层和炭质泥岩缝隙的钻井液滤液少；在新的井眼形成的同时，在压差作用下钻井液快速在微缝隙中形成低渗透层堵塞，一是阻止失水，二是有加固井壁的作用。在主水平井段钻完后，进行电测、钻具探伤、设备整改等，静置浸泡长达6天，下钻顺利通过炭质泥岩和煤层井段。该钻井完井液性能稳定。长时间循环（高速剪切和温度作用下）漏斗粘度基本保持在4045秒，切力适当（静切力0.5/11.5Pa、动切力1.52.5Pa），在机械钻速1315m/h的情况下，能够满足该地层水平井带砂的要求。同时有利于固控设备的降砂。无固相及良好的流变性能有利于机械钻速的提高。水平及分支井段平均机械钻速达到6.84m/h，其中1203米水平井段平均机械钻速达到6.57m/h，三维的分支井眼平均机械钻速最高达到8.85m/h。、244.5mm技术套管固井技术杏平1井是长庆局第一口水平分支井, 采用裸眼完井, 244.5mm技术套管相当于生产套管,固井质量好坏直接影响到后期水平分支井的正常钻井、油井寿命及采收率，该井现场施工顺利，固井质量好，为今后大套管、大斜度井固井提供了有力的技术支撑及理论依据。1、现场实际下套管情况该井的井眼轨迹、钻井液性能比较好，通井措施得当，下套管最大摩阻：36-39T/1354米，最后10根套管下入遇阻,上提无遇阻,通过上下活动套管(速度:0.05-0.1m/s)，下放部分悬重（80%）43T，才能缓慢下入，与理论摩阻计算基本吻合。2、扶正器加放位置及居中度计算计算依据API10D、扶正器性能（最大启动力及最大扶正力） 加放位置50井段，两根套管加放一只钢性螺旋滚柱扶正器；050井段, 两根套管加放一只弹性双弧扶正器；居中度计算0-45（1003.11米-1289.56米),平均居中度：78.34%45-86（1289.56米-1561米),平均居中度：68.19% 四、取得的技术成果1、在无顶驱的情况下，成功采用倒打分支井技术、裸眼悬空侧钻水平分支井技术，成功侧钻出7个分支井眼，处于国内领先水平；掌握了一套悬空侧钻分支井的钻井技术，形成了一套经济有效的水平多分支井施工作业规范。2、在长庆油田水平井主水平段首次突破了1200米，达到1203米，首次在长庆钻成了水垂比1.16的大位移水平井，达到国内先进水平。3、累计水平段总长达3503米，创国内陆上油气田水平段长度记录。4、在无顶驱的情况下，采用接双根法及侧向低边法侧钻技术实现了水平悬空侧钻多分支井，达到国内先进水平。5、创造了MWD工具面控制法重入技术，实现了主水平井眼及分支井眼重入钻井，达到国内领先水平。6、研究试验了具有强抑制页岩膨胀效果的低摩阻、低伤害无固相钻井完井液技术。7、在长庆实现了“三个第一”。首次研究成功低摩阻