吐哈油田低品位复杂油气藏低成本钻井提质增效技术研究

吐哈油田低品位复杂油气藏低成本钻井提质增效技术研究

吐哈油田北部后山及附近，广泛分布于豫北深土油、三塘湖条湖-马隆凹致密油和常规油气藏的开发潜力巨大，但总体上存在钻井速度慢、复杂、成本高的问题。钻井成本占总投资的60%70%。在大工厂和低油价条件下，100万吨的生产能力和运营压力突出。与此同时，国外的防斜钻技术和救援技术相对较高，服务成本高，难以推广和应用。因此，有必要对适合该油田深度高效勘探和低利率开发的相关钻井提升技术进行研究。1特定岩性地层研磨、起下钻频繁(1)北部山前带、中央隆起带、斜坡区、三塘湖火山岩地层倾角大,防斜打快矛盾突出,引进国外技术成本高、适应性差。(2)主体勘探领域“砂砾岩、硬脆性泥岩、致密砂岩、火成岩”四大特定岩性地层硬度高、研磨性强、可钻性差,导致起下钻频繁,行程钻速低。(3)“漏、塌、缩、阻、卡”五种复杂事故类型严重影响安全钻井,其中2016年玉北6块深层稠油复杂事故时效高达15.8%。(4)水平井油藏类型多、产状复杂,表现为低品位、复杂边缘化、垂深变化大、不连续性强,导致油层钻遇率低。2钻井提取提取技术2.1新型组合设计在开展地层造斜规律、井眼行程轨迹规律等研究的基础上,自主研究提出近垂直钻井井身质量控制思路,结合钟摆防斜、动力学防斜原理理论,形成一种适合大倾角地层复合钻进的全压控斜技术,该技术采用特殊构型稳定器的螺杆、个性化尺寸与安装位置的新型组合,是通过稳定器的数量、构型、尺寸大小及安装位置的调整来实现防斜打快,形成了“两短一长+外径递增”特殊三稳定器“0-1-2”组合设计,达到钟摆力最大化,实现全压复合钻井条件下自主控斜的功效,该钻具辅助配套MWD随钻跟踪,实现“防、稳、纠”多功能于一体,可精确控制井斜与方位走势;同时优化配置具有井壁修复功能的新型稳定器,实现易塌、易缩井段井壁随钻修复,保障起下钻、短拉过程中钻具起下顺畅。通过现场试验验证,1000m调整段长≤40m,最大井斜控制精度≤3°,全压复合钻进比例≥95%,钻压40~120KN范围可调,日费为国外Power-V垂直钻井技术的1/6,有效解决了前期常规钻具轻压吊打、频繁纠斜、钻井效率低的技术难题,实现了有效性、安全性与经济性的和谐统一。2.2“三公”高效钻具系统技术攻关配套自主知识产权的提速型PDC钻头系列、井下动力钻具,研究形成以“提高单趟钻进时间和钻井机速”为核心的“一趟钻”提速技术。2.2.1地层多类型pdc钻头通过对各种岩性可钻性与研磨性分析,设计研发并引进了多类型PDC钻头,形成了中浅层、深层非均质性、强冲击性与强研磨性等复杂岩性的地层的主体钻头型号,进一步实现四大岩性地层高效破岩(如表1所示)。2.2.2近钻头提高工作寿命(1)结构设计采用7头或9头中低速大扭矩螺杆代替常规的5头高速螺杆,增加螺杆输出扭矩,减少单弯螺杆偏移距对井壁产生的机械碰撞;采用球铰接式万向轴、转子中空设计,实现大排量下低转速高功率输出,为钻头提供大扭矩、大排量清洗和长寿命匹配,为钻头提供大扭矩、大液量清洗和长寿命匹配,通过优化改进,螺杆的工作寿命由180h提高至300~600h,助推以“提高单趟钻进时间和机械钻速”为核心的一趟钻技术指标全面提升。(2)近钻头稳定器设计集成配套新型全尺寸非标稳定器,结合地层自然造斜规律,对稳定器尺寸构型进行设计,满足全井型、全尺寸井眼轨迹控制要求。稳定器主要包括对称式和非对称式。非对称式主要为三棱非对称式,工具面低边一侧的扶正块宽大,提高滑动钻进工况下的定向效率,高边位置为宽槽设计,为岩屑上返运移提供充分的通道;对称式的稳定器包括螺旋式、对称直条式,稳定器耐磨棱带对称分布,更适应于复合钻稳斜阶段,稳定器尺寸一般可在比井眼尺寸小3~12mm的范围内调整。2.2.3机械平衡阀替代橡胶波纹管为满足恶劣井筒环境下井眼轨迹的随钻测量,在抗高温、防砂卡、抗冲刷、节能降耗等方面进行了优化。一是采用活塞补偿替代橡胶波纹管,耐高温能力和可靠性大幅提升;二是MWD脉冲发生器机械平衡阀式代替油囊式,采用新型条状滤网结构,防砂卡、抗冲刷能力显著提高,可满足大排量、更能有效地适应高固相、大粒径砂砾岩及泥浆堵漏材料,可适应堵漏作业下的恶劣井况;三是引入流量开关、旋转传感器减少了非定向工况下的仪器能耗,电池使用寿命更长。2.3安全钻井技术在复杂井筒条件下的应用2.3.1断层破碎带绕开高度(1)综合三维地震剖面及邻井实钻资料分析,开展断层破碎带集中发育分布区域识别,轨迹设计投影至三维地震剖面,利用轨迹优化绕开断层破碎带发育的高风险区域。(2)采取钻前预防进行井眼轨迹优化绕开破碎带的技术思路,充分利用地层飘移规律及自然造斜率大小,大斜度定向井优选“直-增-自然增-微降”四段制剖面(如表2所示),全井段狗腿度≤2.5°/30m,井眼轨迹更加顺畅、光滑。2.3.2随钻井壁修复器(1)可破碎井壁落物PDC钻头设计思路为:一是刀翼根部独特的保径和锥形倒划眼齿设计,既能实现倒划眼功能,又能大幅提高了钻头处理井下掉块的能力。二是采用钢体式结构,深排屑槽,双对称刀翼设计,有效增强钻头冲击性,提高井底工作稳定性,拓宽岩屑运移空间。三是摒弃常规设计理念,特殊的大活水眼结构设计及喷射方位、角度的优化,有效提高岩屑运移效率,降低井壁冲蚀效应,实现以主动预防复杂事故为主,被动处理为辅的目的,设计形成了四刀翼、五刀翼、六刀翼的三种型号的可破碎井壁落物钢体PDC钻头(如图1、图2、图3所示)。(2)随钻井壁修复器研发适合油田主体井眼尺寸的Φ311mm、Φ216mm井眼的随钻井壁修复器,设计思路为:扶正块植入PDC切削齿,保证井眼更加规则、光滑。四直筋对称结构实现低扭矩与优良的平稳性能。尾部斜坡上安装了切削齿及尖锥齿,保证短拉、起下钻顺畅。扶正块本体和上下斜体排布圆柱形和锥形金刚石复合片,可实现良好的随钻井壁修复功能。其主要功能:一是突出了随钻高效修复井壁功能,使井眼更加规则光滑,保证了流道通畅及钻具上提长短拉作业顺畅无阻;二是突出了可破碎井底落物功能,当遇到井壁坍塌落物掉块时,可在随钻震击器的上下击力作用下,有效破碎较大块状落物,使之变小通过环空带出,不仅有效解决了膏盐层段易水化分散膨胀的问题,而且为解决遇阻、划眼等复杂频发问题提供了全新的安全钻井技术途径。2.4水平井高效开挖技术2.4.1提高水平段延伸能力通过升级优化水力振荡器、岩屑床清除器、双向通井工具、复合导向钻具等降摩阻工具和高效携岩弱凝胶钻井液体系,解决造斜段定向托压、水平段延伸与携岩效果差的问题,深部地层定向摩阻降低约50%,水平段延伸能力提高20%,千米水平段轨迹调整次数由4.5次降至1.5次,使薄油层水平井、浅层大位移井、千米长段水平井的技术指标再上新台阶(如表3所示)。2.4.2提高油层顶、底间角度的模型该方法的核心技术思路是在不增加仪器设备投入的前提下,结合前期探井(导眼井)取芯或测井解释油层厚度,地层倾角,在油层顶部着陆后,继续着陆油层底部2次或多次,及时动态的精确修正油层倾角,建立长水平段动态靶盒模型,实钻以设计为基准在靶盒里做实时调整,加强与地质、录井、测井数据综合应用,更体现出水平井目的层“宁底勿顶、中部穿行”的安全钻井模式,实现油层钻遇率最大化。(1)双点预判卡层技术要保障钻头轨迹在油层中连续穿行,必须得相对精确的描述出油层顶、底界位置和油层倾向(即油层倾角),因此,结合前期油藏资料或导眼井资料,实钻过程中采用主动逐步探底技术方法切实可行。技术原理:采用了不在同一直线上的三点可确定两条平行直线的原理,实际上入油顶点、一次探油底点、二次探油底点(甚至多次探油底点),在垂向上连接起来,两边延伸,在一定程度上能模拟油层的产状,这样便于在实钻中实时模拟钻头轨迹在预算出的动态靶盒中穿行。不管实钻运行轨迹如何(如图4所示)只要确定不在同一直线上的三个点,即能确定出目标方向上的唯一的两条平行直线。红色曲线即为双探底轨迹模型,蓝色曲线为穿出油底后再次进入轨迹模型。(2)动态靶盒模拟技术运用双(多)探底技术,确定了入油顶点、一次探油底点、二次探油底点之后,油层顶底界模型即建立起来(包括油层厚度、地层倾角),对于超薄油层而言,油层顶底界即为靶盒顶底界。这时又存在两种情况,第一种为倾角相对稳定、变化幅度相对较小的地层,通过双探底基本可以确定靶盒模型,后续钻进控制在油顶、底界面之间即可;第二种为倾角变化幅度相对较大的地层(变缓、变陡),通过多次探底(顶),实现动态油顶底靶盒模拟,为后续长水平段钻进提供保障。技术原理:依据双(多)探底技术,将长水平段微分化,形成多个连续的“双探底”模型段,从垂向整体上看,即将连续稳定的地层微分为多个矩形靶盒,形成动态靶盒(如图5所示)。3现场应用和效果3.14机速、月速2016年开展复杂深探井(>4000m)钻井提速示范井9口,钻井周期由105.2天缩短至72.97天,缩短幅度30.6%,机速由4.45m/h提高至6.73m/h,提高幅度51.2%,钻机月速度由1228.4米/台月提至1852.15米/台月,提高50.8%。重点解决了中上部大尺寸井眼快速钻井问题和中深部煤系、破碎、易塌易卡等复杂地层的安全钻井难题,基本单井周期缩短幅度达到30%-60%,机速提高达到100%以上。3.2钻井周期和地层破碎带复杂事故率复杂山地深层稠油通过“技术攻关→勘探试验→示范井工程→规模推广”的提速探索模式,推广应用14井次,钻井指标屡获突破,2017年三轮井的钻井周期由81.5天逐级缩短至62.8天,整体定向井钻井周期由127.7天缩短为70.8天,缩短幅度达44.5%,平均机械钻速由3.54m/h提高至6.24m/h,提高幅度76.3%,煤层破碎带复杂事故率由15.79%下降至3.98%。3.3浅层大位移井(1)千米长段水平井2017年在三塘湖非常规致密油推广应用52口,其中千米长段水平井18口,与规模建产阶段相比,千米长段水平井钻井周期由54.7天缩短至39.1天,平均水平段长由953m增加至1000m,油层钻遇率由82%提高至93.5%,最大水平段长为1395m(图6)。(2)浅层大位移井2017年三塘湖西峡沟区块应用4口,平均水平段长875m,水垂比由1.02提高至1.58(垂深715.6m,水平位移1132.7m)(图7)。(3)薄油层水平井2017年薄油层(2.5m)水平井应用3口,水平段长由587m增加至920m,增幅56.7%。油层钻遇率92.4%提高至95.4%,井眼轨迹完全符合地质与工程要求,创吐哈薄油层水平井水平段长1102m与油层钻遇率100%的最高纪录。4形成了结构化钻井工具(1)突破常规“轻压吊打”的被动防斜方式,创新具有自主知识产权的低成本“防、稳、纠”一体化控斜钻具组合系列,实现了主动防斜的井身质量控制新方法。(2)针对复杂深探井与玉北复杂山地深层稠油等领域煤层、破碎带复杂事故频发的安全钻井难题,研发可破碎井壁落物PDC、随钻井壁修复器等系列化安全钻井工具,突破单纯从钻井液角度处理钻井复杂,创新预防和处理钻井复杂的工艺方法和钻井工具,实现了从工程和钻井液多角度主动预