29水平井安全钻井技术在冷41块的应用7.20.doc

水平井安全钻井技术在辽河油田冷41超稠油区块的应用张微乔忠明李松滨余钦飞摘要：冷41块在经过8年的注汽开发后，底水锥进严重，无法正常生产。在实施水平井加直井的SGAD开发方案中。为解决该区块油层位置不确定，钻进中大斜度段易粘卡，地层高含水压力低、油层岩性疏松等施工问题，采用了钻导眼，防粘卡，防漏抗高温钻井液，下防砂筛管等技术措施，采取相关措施后不仅避免和降低了井下事故的发生，且施工井满足开发要求，取得了缩短钻井周期615天的良好效果。主题词：水平井导眼粘卡钻井液钻井周期一地质简介a) 地质条件冷41块构造位于辽河盆地冷东断裂背斜带中段，S32油层是该块主要开发层系，埋深1350-1690m，属于超稠油油藏，地层岩性主要是砂砾岩、砾状砂岩，原始油水界面-1690m，属受构造控制的底水油藏。b) 油藏物性S32储层为中高孔隙度，平均孔隙度18.1%，垂直渗透率在10141710-3m，原油密度0.986g/cm3，50地面脱气原油粘度为63595mPa.s，目的层油层中部原始地层压力15.2Mpa，压力系数0.98。地温梯度2.7/100m,油层中部原始地层温度51。储层夹层发育较差，对纵向上重力辅助泄油影响不大。c) 开发现状该块共有采油井187口，开井155口，断块日产油844吨，综合含水率68.29%，年含水上升速度15%。冷41块S32油层地质条件适合直井水平井组SAGD开发，通过水平井优化部署及试验，为该块开发方式转换寻找一种新的技术手段。二、施工难点1、平面上，冷41块中部构造高部位油层发育好，并向低部位减薄，油层厚度从220m到20m,低部位与底水直接接触。水平井部署在区块周边布井较少的构造低部位，油层深度不确定，油水界面深度不确定。2、在钻进大斜度井段时，钻柱因自身重量、钻进方式、滤饼的摩擦因数、地层的渗透性及静止时间等因素，使钻具产生横向推力，贴在下井壁上，施工中多有粘卡发生。3、该区块经过长期热采，采出程度较大，地层压力低，钻井液柱与地层间易形成较大压差，在钻进中易发生渗漏，加之地层温度较高（施工中出现泥浆出口温度升至57），对钻井液性能要求较高。4、冷41块砂三段组油藏以砾岩和砂砾岩为主，地层松散，成岩性差，施工中需避免伤害油层，完井应满足热采及有效防止地层出砂的要求。三、水平井安全钻井技术1、钻导眼确定油层及油底界面位置水平井施工中，当油层位置及深度不确定时，导眼是一种了解地层的有效途径。在冷41块，为确定油层深度及油底界面，在部分水平井中实施导眼，导眼一般设计在入靶点A与终靶点B之间，距A点20m30m，剖面设计采用直-增稳剖面，造斜率一般控制在67/30m，当井斜达到一定值时，稳斜钻进，在确定油层深度后，钻穿油层，确定油水界面深度，电测后回填下部井段，再从上部导眼稳斜段某处侧钻实施水平井。采取上述措施，一方面导眼能最大限度地反映入靶点附近的油层情况与油底界面深度，另一方面，也尽可能多的利用导眼进尺，降低全井的费用支出。2、防粘卡钻具组合的应用2004年在冷东地区共实施8口中半径水平井。在上半年的水平井钻井施工中冷41平12井、冷41平2井及冷41平11井均发生了大斜度井段粘卡情况。粘卡处井斜均在60以上。粘卡处使用的钻具组合为：197mm单弯螺杆+197mm无磁钻铤2根+2柱加重钻杆+斜坡钻杆。采用landmark软件对卡钻井（冷41平12井）钻具组合进行钻具与井壁的接触力学分析，结果表明：冷41平12井钻至1569m时，下部钻具组合从钻头算起7m至22m处于与井壁接触状态，接触长度达15m（见图1），并在距钻头1617m处达到较大的接触力（见图2），为钻具卡死增大了机会。距钻头长度 (m)图1冷41平12井钻具与井壁接触情况图钻柱与井壁之间隙离距距钻头长度 (m)力触接图2冷41平12井钻铤与井壁的接触力通过对钻具组合的分析，在不影响井眼轨迹控制所需造斜能力的前提下，在2根无磁钻铤的上部接欠尺寸球型稳定器或螺旋无磁钻铤，缩短钻铤与井壁的接触长度，减小卡钻的几率，另一方面，由于冷41块属于软到中硬地层，稳定器的下入还可以起到消除井眼微台阶的目的。例如对于冷41平12井，在相同卡钻井深条件下改进后的钻具组合为：311.1mm钻头+197mm1.75单弯螺杆+631630 MWD定位接头+631410 变扣接头+178mm无磁钻挺2 根+215mm扶正器1个 +127mm加重钻杆3根+127mm斜坡钻杆等。在采用了防粘卡钻具组合后，对井下钻具组合与井壁的接触长度进行分析，从图3可以看出，由于在无磁钻铤上部接了215球形扶正器，钻铤与井壁的接触长度缩短至4 m ，减小了卡钻的几率。钻柱与井壁之间隙离距距钻头长度(mm)图3冷41平12井钻铤与井壁的接触长度3、钻井液完井液技术根据冷41块地层特点，本着确保施工安全及保护油层的原则，施工中使用3套钻井液体系。一开直井段，钻开平原组松散地层时采用普通水基搬土钻井液。二开造斜段钻至入靶点A，采用聚合物混油钻井液体系。三开水平井段使用屏蔽暂堵型聚合物混油钻井液体系。普通水基搬土钻井液，其主要成分是淡水、土粉、纯碱，用CMC提粘，钻进过程中泥浆粘度保持80100s 左右，密度1.06g/cm31.10 g/cm3。在斜造井段为保证泥浆具有良好的携岩性、润滑防卡性能。在施工中，对一开泥浆进行适当调整，保持适当的土粉量，并加入封堵剂、流型改进剂，使泥浆具有良好的流变性和携岩造壁性。井斜大于30度时，提高柴油含量至5，并加入适量油性石墨，保持泥浆具有良好的润滑性能。造斜段施工过程中，因井径大，泥浆返速相对较低，因此补充足量的XC，保持较强的结构性，较高的动塑比，提高携岩能力。同时，做好泥浆的净化工作，防止钻井液密度的增加，尽可能实现近平衡压力钻井。水平段施工中。在泥浆中补充适量的屏蔽暂堵剂，提高柴油含量至810，待循环均匀后钻进。施工中当钻至邻井高温地层前，及时采用抗高温稳定剂，调整钻井液性能，使钻井液具有抗高温、低失水的特性。在完井后，使用有机溶剂将钻井液替出，以达到保护油层的目的。4、冷41块水平井采用三开井身结构，一开用444.5mm钻头钻开平原组地层，为防止表层井坍塌将339.7mm套管封在表层下部。造斜段采用311.1mm钻头，钻到A靶点位置处，为满足强度及确保下步施工的顺利进行，自井口下244.5mm技术套管封隔在A靶点位置。该区块水平井为稠油热采井，在满足强度等相关条件下，为保证完井管柱可靠并达到有效地防止出砂，水平井段采用TP100H177.8mm割缝筛管完井，缝长45mm，缝宽0.4mm，缝间距30mm，管柱结构为：引斜+177.8 mm筛管+热应力补偿器+光管+悬挂器。中间有泥岩段下光管。割缝筛管完井方式是辽河油田砂岩油层的主要完井方式之一，筛管参数以油层砂粒中值为依据。管柱的缝隙允许一定大小的能被原油携带到地面的细小砂粒通过，而把较大的砂粒阻挡在管外形成砂桥，达到防砂的目的。由于砂桥处流速较高，小砂粒无法停留其中，这种自然分选使砂桥具有很好的流通能力，同时又起到保护井壁骨架砂的作用。5、其它安全措施造斜段及水平段钻进时，需定段干通，及时将井筒内的岩屑携带出来，坚持每打完一个单根，进行充分循环以携带岩屑。在造斜段、水平井施工后，或在适当时机，采用专用通井钻井组合通井，使井眼轨迹更加光滑，四、实施效果2004年上半年，冷41块冷41平2井、冷41平12井及冷41平11井在水平井造斜井段，先后发生卡钻井下事故共4次，其中1次造成填井侧钻，3次泡解卡剂解卡，造成巨大的经济损失。2004年下半年冷东地区水平井在开钻前，通过调研邻井采出程度及热采情况，以便在造斜段钻井施工中，及时采取卡钻预防措施后，施工效果得到了明显改善，尤其在采用了防卡钻具组合后，没有再发生卡钻事故。钻井周期比2004年上半年平均钻井周期缩短了615天。实施情况见表1。 表1 冷东地区水平井数据统计表编号井 号施工日期导眼周期有无粘卡1冷41平1井2004.1.142004.3.61153无2冷41平122004.4.12004.5.20无50卡死3冷41平2井2004.5.6-2004.6.171344出现卡钻但未卡死4冷41平112004.5.21-2004.6.22无33出现卡钻但未卡死5冷42平32004.9.10-2004.10.261647无6冷41平132004.4.3-2004.5.5无33无7冷41平162004.10.22-2004.11.22无31无8冷41平4井2004.7.2-2004.8.313559无冷41块实施的水平井，在2004年陆续投入生产，生产情况见表2：序号井号投产时间初期产量累积产量目前状况日产油t油t1冷41-平104.04.153510614吞吐1轮2冷41-平204.08.05113.46823吞吐1轮3冷41-平1104.07.1839.92438吞吐1轮4冷41-平1204.07.1655.54066吞吐1轮5冷41-平1304.06.0259.74391吞吐1轮6冷41-平404.10.1487.84033吞吐1轮7冷42-平304.12.03642569吞吐1轮8冷41-平1604.12.2536.3706吞吐2轮七、结论1、在冷41块水平井施工过程中采取的导眼技术，防粘卡技术、钻井液技术、完井技术等可靠有效，保证了冷41块水平井的顺利实施，为有效开发该区块剩余油创造了条件。2、冷41块水平井安全钻井技术的成功应用，促进了辽河油田水平井安全钻井技术的发展，降低了水平井的施工风险。也为水平井技术在其它区块