23扶余油田浅层水平井钻井研究与实践.doc

扶余油田浅层水平井钻井研究与实践董国昌1 何 军1 张嵇南1 李小兵2（1吉林石油集团公司钻井院、2吉林石油集团公司）摘要:为使扶余油田地面受限、采用常规钻井技术无法实现开发的浅油藏得到高效开发,研究应用了采用直井钻机进行水平井开发的偿试,取得了显著效果。本文结合扶余浅油藏特点，分析了浅层水平井钻井完井难点，提出了解决措施及对策，并着重论述了现场2口井应用情况及效果，得出了几点结论及认识。关键词：浅层 水平井 井眼轨迹控制 井身结构 钻井液 完井 扶余油田为储量上亿吨的老油田，该油田油藏埋藏浅，埋深为300-490米左右，油层平均孔隙度为23%，平均渗透率为12010-3m2。由于该油田有三分之一的面积地处城区，采用常规钻井技术，有1000多万吨的探明石油储量无法开发。若采用浅层水平井钻井技术，可使地面受限位移在300-700米的浅油藏得到开发，从而为扶余老区稳产、增产和油田上产产生积极影响，同时也为老区井网合理布局、提高采收率产生良好的效果。但浅层水平井有别于常规水平井，由于井比较浅，位移和井深之比相对较大，钻井和下套管过程中井眼摩阻大，如何克服钻进和下套管中的摩阻问题，就成为浅层水平井钻井需要解决的关键问题。在室内精细研究的基础上，第一口浅层水平井扶平1井于2004年8月25日15时开钻，于2004年9月16日5：45完井，历时14.36天（扣除中间等重晶石时间），是国内采用常规直井钻机施工的第一口垂深小于450米的浅层水平井。该井油藏中部埋深442米，开发目的层为扶余油层3+4号层，实钻造斜点220.7米，水平段长288.16米，水平位移548.96米，完钻井深891.66米。该井达到了工程与地质的紧密结合，水平段波动幅度控制在1.01米以内，油层钻遇率达到99%以上，压裂后初产原油27吨/日，生产1个月后稳产15吨，为临近直井产量的5倍，取得了良好的地质和钻井目的。随后在总结扶平1井施工经验的基础上，于2004年11月19日-12月8日，又成功地完成了扶平2井的施工，该井造斜点深240.8米，油藏中部垂深459.3米，开发目的层为扶余油层7+8号层，该井完钻井深916米，水平段长288.68米，水平位移552.18米，该井油层钻遇率100%，压裂后日产原油15吨，稳产10吨/日，为临近直井产量的3倍。而2005年又相继完成了扶平3井、扶平4井以及扶平6井的施工，目前扶平3井和扶平4井已投产，压裂后初产都为15吨，后分别稳产10吨和12吨，为临近直井产量的3-4倍，取得了显著的经济和社会效益。一、浅层水平井钻井技术难点1、造斜点浅（220-241米），直井段钻柱重量轻，大斜度段和水平段施加钻压困难；2、地层松软，工具实际造斜率难于确定，而扶平1和扶平2井都位于松花江内，相对于扶余其它区块地下情况落实比较差，要求井身剖面调整性强，能够对垂深误差进行一定的调整，从而使井眼轨迹控制难度进一步增大；3、由于井浅、造斜率较高、直井段较短，在二开井段测井时，容易出现测井遇阻问题；4、小型直井钻机常规配备为单泵，二开采用311mm井眼钻进，在大斜度段易形成岩屑床，给井眼轨迹控制和下套管带来困难；5、由于井浅，直井段套管重量轻，水平位移段相对较大，完井套管不容易下至完钻井深；6、钻井液要综合考虑润滑、携岩、井壁稳定和油气层保护以及钻井成本等多项问题，给钻井液优选增加了难度；7、为了满足采油压裂需要，水平段套管要求居中，以及完井固井油气层保护等问题，给浅层水平井固井及完井增加了难度。二、技术措施与对策 1、采用单圆弧井身剖面，尽可能降低造斜点，增加直井段长度；2、将技术套管下至60度井段，降低摩阻，同时将易形成岩屑床的45-60度井段封隔，从而大大减少钻具、完井套管柱在60度以上井段的摩阻，进而减少滑动钻进和完井下套管的阻力；3、利用先进的国外软件，进行浅层水平井井眼摩阻分析，同时设计 60度以下井段采用不同的倒装钻具组合，以增加可施加的钻压和降低钻柱摩阻；4、加长稳斜探顶段长度，以满足油层可能提前的需要，同时采用比设计造斜率略高的螺杆钻具进行造斜，以便适当开动转盘提高携岩效果，及时破坏岩屑床，降低摩阻，并可在油层垂深提前的情况下，提高造斜率；5、优化大斜段和水平段扶正器数量和扶正器类型，确保套管居中，同时在60度以上斜井段安放刚性滚轮扶正器，降低下套管摩阻，增加完井套管下入重量；6、研究低固相、低摩阻、低成本携岩难力强的水基钻井液，降低裸眼段摩阻，同时坚持短起钻制度，及时破坏岩屑床；7、完井下套管过程中，分段循环，降低循环阻力，并及时清除下套管过程中除下的泥饼，提高固井顶替效率；8、在钻井液方面，控制钻井液固相含量，降低钻井液失水，利用先进的国外软件进行地层压力预测，实施近平衡钻井，同时采用超细碳酸钙屏蔽暂堵进行油气层保护；9、在固井方面提高水泥浆流变性和控制水泥浆失水量在50ml以内进行固井油气层保护；10、为克服直井段套管重量轻、完井套管不容易下至完钻井深这一难点，制订了下油层套管的应急预案。三、现场试验情况（一）、扶平1研究与施工情况1、井身结构：一开：井眼445mm101m，套管339.7mm100m；二开：井眼311mm450m，套管244.5mm448.9mm；三开：井眼215.9mm891.66m，套管139.7mm887.mm2、井眼轨迹控制（1）直井段（0-220.7米）一开直井段101米和二开直井段220.7米都采用刚性比较大的塔式防斜钻具组合进行防斜钻进。（2）二开造斜段（220.7-450米）二开造斜段采用导向钻具组合进行造斜，钻具组合如下：311mm牙轮钻头+197mm单弯螺杆钻具（1.5度）+MWD+165mm无磁钻铤1根+165mm钻铤3根+127mm加重钻杆20根+127mm钻杆+133mm方钻杆钻井参数：井斜角在45度之前钻压5-6吨，井斜角在45度之后钻压7-10吨；排量33-34L/S；为了更好地控制井眼轨迹，采用MWD进行定向造斜，以便进行导向钻进、控制造斜率和有利于携岩。为了降低钻井成本，设计采用单泵的中小型钻机钻井。而单泵排量相对比较低，容易在45-60度井段形成岩屑床，为此在该井段，适当降低造斜率，增加转盘钻进机会，从而及时破坏了岩屑床，使实钻轨迹比较平滑，为三开井段井眼轨迹控制创造了良好的条件。（3）三开造斜段（-542.38米）为了降低摩阻，提高钻压传递效率，本井段采用倒装钻具组合，具体如下：215mmPDC钻头+165mm单弯螺杆钻具（1.25度）+MWD+165mm无磁钻铤1根+127mm加重钻杆20根+165mm钻铤6根+127mm钻杆+133mm方钻杆工具面钻进时钻压5-8T，复合钻进时钻压2-4吨，转速30-40rpm，排量30l/s。本井段开始钻进时，采用导向钻井方式，严格控制每个单根的造斜率，使井眼轨迹严格按照设计运行，当钻至井深512.45米时，井斜角达到77.73度时，地质部门发现目的层滞后，为此现场及时修改优化了井身剖面，在目的层垂深下移近2米的情况下尽可能使窗口左右和前后位移不变，同时为了便于地层对比，提前使用了LWD进行跟踪，当钻至井深542.38米时，以83.36度的井斜进行探顶和着陆段控制。（4）探顶和着陆段控制（-603.5米）探顶段和着陆段采用下面的倒装钻具组合：215mmPDC钻头+165mm单弯螺杆钻具（1.25度）+LWD+127mm无磁钻铤1根+127mm加重钻杆20根+165mm钻铤6根+127mm钻杆+133mm方钻杆探顶段采用导向钻井方式进行稳斜探顶，钻压2-4T，转速30-40rpm，排量30l/s，通过与地质紧密结合于井深559米处探测到油顶，然后进行着陆控制，着陆段以6度/30米的造斜率进行着陆，当井深达到603.5米时，井斜89.50度，靶前位移260.9米，垂深441.5米进入窗口，横向位移1.13米。（5）水平段控制（-891.66米）水平段采用的钻具组合如下：215mmPDC钻头+165mm单弯螺杆钻具（1.25度）+LWD+127mm无磁钻铤1根+127mm加重钻杆3根+127mm斜坡钻杆30根+127mm加重钻杆17根+165mm钻铤6根+127mm钻杆+133mm方钻杆，钻压3-4吨，转速30-40rpm，排量30l/s; 水平段是扶平1井控制的重要井段，其主要目的是使水平段尽可能在油层中穿行，同时控制井眼曲率和井眼横向偏移，使井眼尽可能光滑，确保完井套管下至预定位置。入窗后，水平段控制按照地质要求将水平段控制在垂深442米上、下，当钻进45米后发现垂深441.8-442.5油层为富含油，不如着陆段过程中钻遇的垂深440.8-441.5米的饱含油油层，然后将水平段垂深上调至441.5米，之后根据地质预测，存在一定的地层倾角，钻进70米后，又将水平段垂深调至442米。整个水平段钻进，工程与地质进行时时勾通，根据地层岩性显示和LWD随钻测井资料进行及时调整，在具有中间夹层的1.5米厚油层内，实现了最优钻井，使水平段波动幅度控制在1.01米，水平段最大横向偏移控制在4.56米，砂岩钻遇率达到99%以上，富含油井段占90%以上。3、钻井液技术（1）钻井液配方优选配方：4%水化般土+0.5%纯碱+0.3%KPA+1%铵盐+1%HA树脂+1%防塌润滑剂+1%ORH+1%DYRH-3+0.08%XC流变性实验按配方混合各处理剂，充分搅拌后，测得流变性能；通过实验可以看出，XC能充分的起到提切剂的作用，在钻井液的切力较低时，加入XC可以提高钻井液的动切力，从而提高钻井液的携岩能力，满足钻进要求。另外，也可以利用XC配置高粘切的清扫液，进行洗井作业。润滑性实验按配方混合各处理剂，充分搅拌后，测得润滑性能如下：1分钟摩阻系数：0.0699；10分钟摩阻系数：0.0875钻井液的润滑性满足水平井1分钟摩阻系数小于0.1要求。滤失性实验按配方混合各处理剂，同时加入超细碳酸钙4%，用重晶石加重，充分搅拌后，测得30分钟失水量4.8ml 抑制性实验取现场KPA试样，按配方混合各处理剂，测得滚动回收和膨胀实验，通过实验可看出钻井液抑制性满足施工要求。（2）现场维护的技术要点润滑性维护采用低固相钻井液技术，维护钻井液的润滑性最优。在配浆时，采用适当的低般含或无般含原浆；钻进过程中，充分利用固控设备最大限度的清除钻屑，控制固相含量最低，满足设计要求。加入足量的大分子聚合物，配以适量的小分子聚合物，调整泥饼质量，保证泥饼润滑性。加入润滑剂，提高钻井液的润滑性能。控制全井段摩阻系数小于0.1，且恒定。携岩性能维护和清除岩屑床维持钻井液中3%左右的般土含量，保证当加入聚合物时，钻井液形成足够的结构力。使用xc提高钻井液的动切力，提高其携岩能力。在大井眼段，适当的提高钻井液的动切力，特别是当井斜角在45-60度时，动切力的提高梯度为3.5-6.0-13.5Pa，满足了携岩要求。工程上利用开转盘，上下活动钻具、短起钻等措施，破坏岩屑床；而钻井液方面利用清洗液破坏岩屑床。维护井壁稳定保持合理的钻井液密度性能，维护井壁的力学稳定。大分子聚合物、小分子聚合物结合，形成高质量泥饼。维护钻井液的滤失性在设计范围内。利用抑制剂，保证钻井液的抑制能力。油层保护技术低密度钻开油层技术，控制油层段钻井液密度不大于1.18 g/cm3，施工中控制在1.16 g/cm3。应用屏蔽暂堵技术，进入油层前加入超细碳酸钙，在钻进中补充超细碳酸钙，保证其含量，从而保证暂堵效果。4、固井完井技术扶平1井油层套管固井采用双凝双密度水泥浆结构，上部领浆为G级油井水泥原浆，下部尾浆为常规密度低温低失水水泥浆。上部G级油井水泥原浆能够携带残留泥饼和岩屑，下部常规密度低温低失水水泥浆在低温条件下具有高早强、零析水和低失水性能，能够防止水泥浆失水发生水窜。双凝结构避免水泥浆失重，防止层间窜流或高压地层水窜入井筒，保证油水层段封固良好；双密度结构减轻水泥浆液柱静压力和顶替动压力，防止水泥浆漏失，保证水泥浆返至地面，防止套损。（二）、扶平2井研究与施工情况1、室内研究方案优化扶平2井与扶平1井处于同一井场，为成对平行水平井。为此在吸取扶平1井成功经验的基础上，对扶平2井的钻井方案进行了优化完善。（1）井身剖面优化由于扶平2井距离扶平1井较近，地质方面对油层垂深预测误差相对较小，为此本井剖面设计中，考虑油层垂深最大提前误差为1米，这样减少了无效井段长度，增加造斜点深度，进而增加直井段管柱重量和减小井眼摩阻。（2）井身结构优化通过扶平1井实钻可知，钻进至70米以后进入泥岩段，为了降低钻井成本，缩短表层套管下入深度，由原来的100米缩短至79米。为了进一步减小油层套管下入阻力，将技套下深增加至3+4号小层油层顶，将3+4小层上部相对不稳定的泥岩封隔（坍塌压力系数1.12），进而使泥浆密度进一步降低，从而达到保护油层需要。与扶平1井相比优化后的井身结构，不增加钻井成本。（3）优化钻井液性能由于扶平1井钻井液性能能够很好地满足钻井施工要求，因此钻井液仍然采用扶平1井的钻井液体系，但为了进一步保护好油层，要降低三开钻井液密度，并在配方上进行相应调整。具体如下：降低钻井液密度，进而减小钻井液浸入油层深度钻井液密度下限确定为1.10。原因如下:3+4号小层油层压力系数为0.98，按孔隙压力设计密度为1.08，经过采用国外地层压力预测软件计算（符合率90%），地层坍塌压力为1.10，因此钻井液密度下限确定为1.10；冬季施工，考虑实际固控限制以及需要加入一定量的暂堵剂，预计实际密度应为1.10-1.15；综上设计密度范围在1.10-1.15，而实际施工中，在满足井壁稳定的条件下，按下限施工。采用复合暂堵技术，控制固相颗粒进入油层选用两种超细碳酸钙作为暂堵剂和加重剂。一种为灰质碳酸钙可实现暂堵和降失水作用，另一种为颗粒碳酸钙，暂堵直径较大的孔隙。钻井液中加入非渗透处理剂进行油层保护，以控制钻井液和水泥浆液相进入油层。2、扶平2井现场施工简况由于井身结构和井身剖面的优化，特别是钻井液中有害固相的及时清除，与扶平1井相比，大大提高了油层套管的可下入性，解决了扶平1井油层套管下入困难问题；扶平2井三开钻井密度为1.10-1.13g/cm3，与扶平1井相比降低了0.05g/cm3，另外钻井液中还加入非渗透剂，有效地阻止了钻井液固相和液相向油层中的渗透。（三）扶平3、扶平4和扶平6井的施工1、扶平3井施工扶平3井的井身结构与扶平2井相同，该井由于临近注水井，地层压力高，设计三开钻井液密度为1.20 g/cm3，当钻进至519米处停泵准备接单根时，发现井涌，立即起钻至技术套管鞋处并组织压井，关防喷器测压1Mpa，计算油层中部压力并推算平衡压力钻井液密度为1.397g/cm3，决定使用1.60g/cm3的钻井液进行压井，4：54进行压井作业，至5月1日0：16停泵观察10分钟，无溢流现象，决定下钻继续进行钻进。该井由于井涌，可能引起井壁的不稳定，而钻井液密度和固相含量的升高，必然导致润滑能力下降，因此扶平3井与前两口浅层水平井相比，还需重点解决井壁稳定和井井眼润滑问题。为此在压井正常后采取了了如下技术措施：（1）、井壁稳定技术措施保证钻井液具有合理的密度，三开由于涌水，采用密度1.60 g/cm3钻井液压井，正常后密度在1.351.40g/cm3，为防止井漏，逐渐降低钻井液密度至1.26g/cm3，有效地保证了井壁的力学稳定。提高钻井液的抑制能力，保持钻井液中KPA含量不低于0.3%，有效地抑制了泥岩地层的水化膨胀。降低钻井液的滤失量，保持钻井液中的铵盐和HA树脂的有效含量不低于1%，二开控制钻井液的滤失量由6.0ml降低至4.2ml，三开控制最低在3.5 ml，减少了进入地层的滤液，在一定程度上保护了油层。（2）、润滑技术措施三开由于钻井液密度升高，导致固相含量急剧升高到19%，这时钻井液润滑能力很差，泥饼摩阻系数1分钟0.1317，10分钟0.3839实验结果表明增大润滑剂的加量可以明显改善润滑效果。现场采取如下技术措施保持低的膨润土含量，在23%之间。增大润滑剂加量，开动固控设备（除泥器和离心机）去除劣质土。逐渐降低钻井液密度和固相含量，钻井液密度由1.35g/cm3逐渐降低并控制在1.30g/cm3，固相含量由19%降低至14%。增大润滑剂的加量，每种润滑剂含量不低于3%。采取措施后井浆泥饼摩阻系数1分钟0.0524