辽河油田水平井钻井技术进展

辽河油田水平井钻井技术进展

该井单井产量高，吨油成本低，综合效应好，能够有效提高油田采收率，对辽河油田的气田和气田的气田改造起到了重要作用。目前辽河油田的水平井技术已经迈向了整体、区块开发油田的新阶段,并为边际油藏、低品位油藏、中后期油藏的开发和濒临废弃油藏的再次开发,特殊油藏的高效开发提供了强有力的技术支撑。辽河油田的水平井钻井工艺技术经过十几年的发展,现已在钻完井工艺技术上取得了突破,形成了具有自己特色的水平井钻完井技术系列,适应了辽河油田勘探开发的需求。随着人们对水平井认识的深入和勘探开发要求水平井解决的问题越来越多,水平井钻井技术遭遇到了空前的挑战。一、水平井钻井技术的应用辽河油田水平井钻井起步于20世纪90年代初,历经了15年的发展,该项技术已日趋成熟,并成为开发油气藏的一种重要手段。水平井在辽河油田的发展大体分为两个阶段。1992—2000年为研究试验阶段,2001年至今为完善、推广应用阶段。图1是辽河油田历年来施工水平井统计。1992年到2000年的8年间辽河油田在水平井钻井方面主要是进行技术研究与技术开发,以掌握水平井钻井技术的理论和常规工艺为目的,针对辽河油田的地层特点和油品性质引进、研发、配套水平井、侧钻水平井的专用钻完井工具,通过现场试验来检验技术的可靠性和适用性。在现场试验中试验风险巨大,技术成功率偏低,部分试验井没有取得理想的开发效果,但是积累的经验、取得的教训却很多,其间完成水平井、侧钻水平井24口。由于形势的发展和客观的需要,从2001年开始,辽河油田便大规模实施水平井,以改善油田开发效果,获取经济效益。通过技术攻关实现了水平井的油藏地质研究、钻完井技术、采油工艺等方面的技术基本成熟配套,水平井的部署由单井向区块逐渐过渡,由单一油藏向各类特殊油藏推广,应用规模逐年翻番,开发效果和经济效益令人鼓舞,截至2006年底,辽河油田共完钻水平井、侧钻水平井285口,并在分支井技术与水平井技术的结合上取得突破,完成了11口分支水平井。2007年计划完成水平井200口。二、水平井钻完钻技术经过连续15年的技术攻关,水平井钻井工艺技术已经被辽河油田钻井专业技术人员所掌握,并形成了比较完善的配套技术系列,在剖面设计、轨迹控制、钻井液、完井工艺等方面都取得了长足的进步。表1是近年来不同时期水平井平均井深与钻井周期统计表。2001—2003年与1992—2000年对比,在平均井深相当的情况下,钻井周期缩短了12.61天。2004年完井水平井平均井深1776.38m(最浅1164.66m,最深3376m),平均钻井周期是38.23天(最短14天,最长83天)。2005年完成水平井69口,平均完钻井深1869.85m(最浅1147m,最深4016.00m),平均钻井周期36.4天(最短15天,最长118天)。2005年与2004年的水平井钻井指标相比,在平均井深增加93.47m的情况下,平均钻井周期缩短1.83天。继2004年在小22块完钻粗面岩油藏水平井小22-平1井之后,2005年相继完钻小22-H2、小22-H6、欧601-H1井,并在沈北潜山带部署实施了深层水平井沈625-平1井,首次尝试水平井开采潜山油藏,目的层水平段为可钻性极差的石英岩地层。该井的完钻拉开了水平井开采潜山油藏的序幕,先后钻成沈625-平2、3、6井。粗面岩油藏、潜山油藏水平井的成功完钻标志着在辽河油田水平井钻完井技术又发展到一个新的水平。随着水平井钻完井工艺配套技术的完善,在油田矿区内不同地质条件、不同油藏类型条件下都成功地完钻了一批水平井,为边际油藏、剩余油藏、底水油藏、低渗油藏、粗面岩油藏、潜山油藏的有效开发提供了新的手段,2006年在全油田规模实施。通过多年的水平井配套技术攻关,特别是近几年立项研究之后,逐渐形成了具有辽河油田特色的水平井钻完井技术。1.超稠油油藏水平井技术依据辽河油田地质特性,创造性地发展了鱼钩上翘型水平井工艺技术,攻克了轨迹控制、测量仪器、技术套管安全下入和固井技术难题,并在杜84块成功地实施2口井,有效地解决了该区块稠油热采环空水泥石破坏造成顶水锥进,影响水平井寿命的技术难题。该项技术在辽河油田首次提出并成功实施,是水平井技术在超稠油油藏开发方面的重大创新。如图2所示,控制点A1垂深大于入靶点A,井眼轨迹通过A1点后向上爬升到A点,然后水平钻进到B点。鱼钩上翘水平井是水平井科研攻关的重大创新,目前已经在辽河油田广泛推广应用。2.外来井施工技术受辽河矿区地面条件的限制或地下老井井眼的影响,部分水平井被迫绕障,轨迹设计必须是三维剖面或钓钩型井眼轨迹。这种类型水平井技术难点在于井眼轨迹的控制、井眼净化、钻柱摩阻及强度、井下防碰技术等。通过多口井的探索,逐步完善了该工艺技术。冷41-平14井是钓钩型水平井的典型代表(图3)。由于地面条件限制造成靶前位移不够,A靶靶前位移133.55m,按设计软件设计井眼轨迹计算欠位移132m,水平段井斜92.65°,不得不设计成钓钩状轨迹来满足中靶要求,该井是冷东地区施工难度最大的一口水平井。洼60-H31井(图4)也是由于地面条件限制,井口和靶区不在一个平面上,要达到中靶要求必须设计成三维井眼轨迹,这口井也是目前辽河油田完成的水平井中,实钻方位变化最大的一口水平井,实钻轨迹方位变化92.7°。3.分工井钻井技术辽河油田于1996年成功实施了我国陆上第一口侧钻水平井——高3-6-111侧平。该井采用套管锻铣侧钻方法,侧钻井深1346m,完钻井深1865m,入靶垂深1635m,靶前位移273.17m,水平段长154m,最大井斜105.20°,井身质量合格。在工具配套,钻进参数,井眼控制和净化方面进行了大胆的尝试,在钻井工艺技术上积累了经验。继海14-20三分支井完钻之后,2003年探索把分支井钻井技术应用于水平井,设计完成了静31-59FP分支侧钻水平井(图5),标志着辽河油田分支水平井钻井技术研究、实践上趋于成熟,进入一个新的发展阶段,完成了分支井技术与水平井技术的有机结合。该井FP1分支水平位移312m,水平段长200m;FP2分支水平位移326m,水平段长200m。在总结静31-59FP分支侧钻水平井钻井的经验教训后,对该项技术进行了再次攻关,工具、工艺进一步完善,2004年先后完钻了两口分支水平井——锦612-12新22FP、高3-7-14CH井,技术水平达到国际分支井技术四级标准。这两口井的完钻预示着分支水平井钻井工艺技术在辽河油田迈上了一个新台阶,技术水平国内领先。4.侧钻技术方面辽河油田于1996年完成了国内第一组成对水平井:杜84-平1-1井和杜84-平1-2井,这是国内首创的蒸汽辅助重力泻油SAGD成对水平井,也是当时世界上第五组成对水平井。该对水平井设计的井口间距5m,方位相同,水平段长300m,水平段垂直距离10~12m。实际水平段长305m,垂直距离10.13~11.83m,垂直误差1.7m。该井情况如图6所示。由于当时水平井钻完井技术还不够成熟,这两口井并没有达到预期的效果,1998年被迫关井,在一定程度上制约了SAGD项目的实施。随着辽河油田水平井钻完井技术的进步,2003年对SAGD项目的这两口井进行侧钻,完成了辽河油田第一对SAGD侧钻水平井,使一度终止了4年的SAGD项目重新在辽河油田获得生机,没有水平井技术的进步就没有SAGD项目的第二个春天。侧钻成对水平井应用MWD无线随钻跟踪技术,提高了井眼轨迹控制精度,为准确按照设计对SAGD水平井进行校平提供了强有力的保障。水平井段采用MWD无线随钻γ测井,随时监测地层岩性变化情况,既提高了控制精度,确保了油层钻遇率,又节省了完井电测的时间和费用。在开窗侧钻井段短、工具有限且避免新井眼与原井眼相碰的情况下,采用了三维轨迹设计方法和三维绕障侧钻技术很好地解决了这些问题,在水平投影图上新老井眼相距5m。杜84平1-1CP井在技术套管鞋和筛管之间的裸眼段,未打水泥塞,直接采用悬空侧钻技术,钻进过程中尝试采用旋转导向代替了传统的滑动导向,既克服了诸如井身质量差、井眼净化效果差及极限位移限制等缺点,又大大提高了钻井速度和安全性。尝试的成功,解决了水平井的导向问题。图7为2003年对杜84-平1-1井和杜84-平1-2井成对水平井进行侧钻后的水平段示意图。5.井段筛缝、布缝方案试验在井针对辽河油田超稠油水平井完井的需要,借鉴国外稠油热采完井的经验,结合辽河油田稠油热采井实际情况,提出了上部采用244.5mm技术套管下至水平段以上、水平段采用割缝筛管完井的方案。根据杜84块注蒸汽和油藏特点,特别是考虑到稠油油藏岩性疏松、上覆地层负荷大的实际情况,为保持水平段割缝筛管的强度,选用直径177.8mm、钢级TP100H、偏梯形螺纹套管作为基管,结合油层砂粒径分布、原油黏度和采油速度的要求,设计了筛缝的宽度和布缝方式。外螺纹以上0.5m和内螺纹以下0.3m不割缝,接箍加工出30°~45°倒角,便于筛管顺利下入井眼轨迹曲率小于18°/30m的水平井段。在悬挂器下方和光管与筛管联结处分别加一只伸缩短节或热应力补偿器,以解决割缝筛管受热伸长的问题,延长管柱寿命。经过杜84块热采水平井实践,该完井方式基本满足了生产需求。随着辽河油田水平井应用规模的扩大,水平井类型和采油方式的变化,先后组织开发了直径177.8mm、139.7mm、127.mm的割缝筛管,形成了0.2mm、0.25mm、0.3mm、0.4mm的缝宽系列。为了调节水平井段不同部位的采出速度,在布缝方式上,也采取了50缝/周、30缝/周、25缝/周等不同方案。按照三开和二开不同完井方式,完井管柱分别采取通过悬挂器将割缝筛管尾挂在技术套管内或与套管柱连接筛管上部固井的方式。6.主井眼轨迹控制技术开发鱼骨型水平井钻井技术的目的主要是在目的层中多钻出几个分支井眼,尽可能多地增加分支井段所能控制的油藏范围,增加油藏的裸露面积,减轻原油进入主井筒的流动阻力,以提高单井产量,提高采收率。2006年在杜84块第一次设计施工了鱼骨水平井——杜84-兴H238井。通过具体施工,在悬空侧钻、轨迹控制、井眼净化、钻井液体系等方面积累了经验。该井主井眼水平段长达398.20m,四个分支水平段长度分别为:110.76m、117.59m、98.86m、113.76m,水平井段总长度839.17m,示意图见图8。鱼骨型水平井主井眼在井身结构设计和井眼轨迹设计方面与常规水平井相同,但在分支井眼的全角变化率的选择上,应尽可能采用较高的全角变化率,加快分支井眼偏离主井眼的速度。考虑到便于施工,我们设计采用分支井的井眼与主井眼相同的井眼尺寸,使用同一套钻具,大幅度提高作业效率。上部井段的轨迹控制技术与常规水平井完全相同,但在进行水平段施工时,存在着主井眼和各分支井眼按怎样的顺序进行施工的问题。我们在进行鱼骨型水平井施工时,采用如下施工顺序:各分支井眼自上而下依次施工、主井眼分段施工。鱼骨型水平井施工的技术关键,就是合理控制在各分支节点附近主井眼和分支井眼的井眼轨迹。我们把这项技术称为“鱼骨型水平井分支节点轨迹控制技术”,包括两个方面,即悬空侧钻技术和随钻测量技术。前者,我们在总结侧钻水平井开出侧钻技术基础上,在钻头选型、钻进参数优选、钻具组合上做文章,攻克解决;后者,我们引进了斯仑贝谢公司的GST近钻头测量技术,结合MWD、LWD测量仪器,成功地解决了油层钻遇率问题,拓宽了水平井应用领域,不但解决了鱼骨井测量问题,也解决了薄油层的水平井开发问题,使薄油层开发有了新的技术手段。2006年利用GST测量技术完钻10口薄油层水平井,其中,最薄油层厚度为1.1m。三、目前，辽河油田的水平井存在问题尽管辽河油田在水平井钻井工艺技术方面取得了非凡的成就,但也有一些问题需要解决。1.管柱及管柱的研究目前辽河油田水平井主要完井方式是筛管完井,占水平井总数的90%,完井方式单一,不能满足辽河油田油藏类型多、原油性质复杂的需求。在筛管开发方面,需要进一步攻关,形成筛管系列产品;在完井管柱方面,亟需展开研究,既要考虑管柱强度及顺利下入预计水平井段的问题,还需考虑管外封隔器的应用,为后期采油实现分段开采、分层注汽及油藏改造奠定基础;在水平井固井水泥浆配方、下井附件及施工工艺技术上,需要研究或引进新技术;在水平井固井质量检测方面亟需新的技术方法来解决。2.水平井钻井面临的困境在稠油油藏水平井配套工艺技术基本完成,但受钻井队操作者技术水平、地层客观因素和区块开采方式的影响,有些井在施工过程中仍然出现井下复杂情况或事故,致使钻井周期增加。研究解决避免或减少钻井复杂情况或事故的问题将是下一步工作的重点。随着水平井在辽河油田的推广应用,低压储层井漏、潜山石英岩岩石可钻性差所带来的问题逐渐显露出来。目前辽河油田水平井钻井工程所面临的瓶颈技术问题,就是水平段钻井过程中的恶性漏失问题。由于井漏而提前完钻的井有小22-平1井、小22-平2井、沈625-平1井等,这方面的问题不解决将严重制约水平井技术在辽河油田的发展。2004年在潜山石英砂岩储层水平段,平均机械钻速为0.8m/h,全井平均机械钻速2.7m/h,远远低于辽河油田全年平均9.8m/h的机械钻速,研究解决提高钻速问题是目前当务之急。3.地层保护方面与地层配伍性能好通过多年的研究,目前在一些区块已经形成了钻井完井液体系,在井眼净化、携砂性能、井眼稳定、油层保护等方面与地层配伍性能较好。但辽河油田油藏多、油品杂,有些区块还需进一步实验钻完井液,尤其是在油层保护方面,急需加大科研力度,减少钻完井阶段对油层的污染,水平井使油藏裸露面积大,受污染的面积也大,如果油层保护解决得不好,会给后期采油带来很大困难。4.作业工艺技术还没有东南角随着辽河油田水平井技术的推广,水平井的数量增加,修井作业工作量也因此而增大。目前,水平段分段采油、分层注汽、压裂、酸化、堵水等井下作业工艺技术还没有跟上水平井钻井技术的发展步伐;如果大修作业工艺技术跟不上,必然制约水平井的规模发展;没有大修作业工艺技术的支撑,水平井钻井工艺技术将停滞不前。5.导眼填补井眼轨迹,增加轨迹控制难度目前,辽河油田为提高水平井的油层钻遇率,约有80%的水平井在钻进水平段之前先钻导眼落实油藏,有