搜索
《小井眼超深侧钻短半径水平井配套钻井技术》科研立项技术调研报告摘要塔河油田经多年开发后，存在部分报废井，为充分利用老井的剩余资源对油区进行更经济有效的开采，布置了多口超深侧钻小井眼短半径水平井。超深侧钻短半径水平井与常规中、长半径水平井相比除具有提高油气采收率共性外,还具有成本低、周期短、见效快等特点。但短半径水平井是开窗侧钻技术、水平井钻井技术、小井眼钻井技术等综合配套技术的集成,同常规中长半径的水平井、侧钻水平井相比，施工工艺更为复杂。而且塔河油田的短半径水平井还具有超深、温度高、侧钻难度高、钻压传递更困难、测量仪器工作性能更不稳定等特点。为顺利完成江苏油田承担施工的第一口小井眼侧钻短半径水平井TH12328CH，进行了小井眼侧钻短半径水平井配套技术的调研。通过对江苏油田的钻井技术现状以及技术可行性和经济可行性分析，认为在现有技术条件下，通过立项研究，可掌握该技术，完成油田第一口短半径水平井的施工，填补江苏油田的空白，为江苏域内应用该技术增油进行技术积累与储备。关键词：超深高温短半径水平井配套技术西北局塔河油田以勘探开发奥陶系非均质性极强的碳酸盐岩油藏为主。其油藏类型比较特殊,既不同于常规的孔隙性砂岩油藏,也不同于中东地区和我国东部典型的裂缝性碳酸盐岩油藏。是一种以灰岩岩溶为起因,储集空间主要为溶蚀缝洞,空间分布具有相当的随机性,表现为不规则形态和不均匀分布。这导致部分生产井投入开发以后,出现低产井,甚至报废井,如何使这些井复活并增加产能,采用小井眼侧钻短半径水平井技术是解决这一问题的有效途径。从而达到充分利用老井剩余资源对老油区进行更加经济有效地开采,以达到提高单井采油控制面积和单井动用可采储量的程度、改善井网布置、提高采收率等目的。超深侧钻短半径水平井与常规中、长半径水平井相比除具有提高油气采收率共性外,还具有成本低、周期短、见效快等特点。但短半径水平井是开窗侧钻技术、水平井钻井技术、小井眼钻井技术等综合配套技术的集成,同常规中长半径的水平井、侧钻水平井相比，施工工艺更为复杂。而且塔河油田的短半径水平井还具有超深、温度高、侧钻难度高、钻压传递更困难、测量仪器工作性能更不稳定等特点。江苏钻井定向队自入疆以来，为西北局已完成一口长半径侧钻水平井、2口侧钻定向井，但还没有小井眼侧钻超深短半径水平井的施工经历。目前70835队已中标一口小井眼侧钻超深短半径TH12328CH井。为顺利完成江苏油田承担施工的第一口小井眼侧钻短半径水平井TH12328CH，江苏钻井进行了小井眼侧钻短半径水平井配套技术的调研。在对收集的相关文献资料消化的基础上，先后对大港、中原、胜利等油田驻西北局的定向井公司进行了技术调研。调研期间，和有关专家和技术人员座谈交流，对小井眼超深侧钻短半径水平井配套技术进行了全面的了解，收集了第一手资料，从井身结构、剖面设计类型、螺杆类型选择、单弯度数与造斜率的确定、测量仪器的选择、轨迹控制、安全钻井技术等方面进行了调研，基本掌握了小井眼超深侧钻短半径水平井的配套技术。通过对江苏油田的钻井技术现状以及技术可行性和经济可行性分析，认为在现有技术条件下，通过对小井眼超深侧钻短半径水平井配套技术进行立项研究，掌握该技术，完成油田第一口短半径水平井的施工，填补江苏油田的空白，为江苏域内应用该技术增油进行技术积累与储备。同时为提升江苏钻井定向队的在西北局的声誉，为西北局的增储上产均具有较大的意义。1本油田技术现状江苏油田水平井最深井深3579米（瓦6平1井），定向井最深井深4905米（周深X1井），水平井水平位移最大为1011.04米（瓦6平1井），定向井水平位移最大为2109米（联30-1井）。施工的定向井水平井最深井深均未超过5000米，井温都在120°C以下。江苏钻井定向队自入疆以来，为西北局已完成3口井的定向技术服务，一口长半径侧钻水平井、2口侧钻定向井。在江苏域内，完成过一口φ139.7套管内开窗的长半径开窗侧钻水平井周32-11A侧平1。目前为止，还没有短半径水平井的施工经历，更无小井眼侧钻超深短半径水平井的施工经历，短半径水平井钻井技术为江苏油田的一个技术空白。小井眼超深侧钻短半径水平井与常规水平井、侧钻水平井钻井相比有以下主要难点：（1）侧钻短半径水平井要求地层稳定,目的层一般只选在奥陶系灰岩地层。侧钻点较深,塔河油田短半径水平井的侧钻点一般在5500m左右,在轨迹控制和工具的使用判断上难度较大。（2）井深、温度高对井下工具和仪器的影响较大,必须要选用耐高温高压的螺杆钻具和定向测斜仪器。（3）短半径水平井需要开窗侧钻技术、水平井钻井技术、小井眼钻井技术等综合配套技术,施工工艺相对复杂。（4）地层坚硬可钻性差,侧钻难度高。（5）井眼曲率大造成钻具摩阻大,钻压传递困难,岩屑床也不易清除。（6）在超深、高温、高压、高造斜率条件下,测量仪器工作性能不稳定。（7）增斜段增斜率为1°/m左右,而且增斜段调控余地小,测量滞后问题在超深侧钻短半径水平井增斜段尤为突出,要求技术人员必须具有较高的预见性和对工具性能的了解。特殊情况需要下入套管和固井时都有相当大的难度[4,5，10]。小井眼侧钻短半径水平井具有以上施工难点，目前我油田还未开展这方面的研究，为提升我油田的定向技术水平，在特殊工艺井方面再上一个台阶，有必要针对以上难点，开展研究。2国内外技术现状及知识产权状况分析小井眼侧钻水平井是在定向井、水平井、小井眼钻井技术基础上发展起来的一种综合钻井技术，一定程度上代表了钻井技术的发展水平。超深侧钻短半径水平井与常规中、长半径水平井相比除具有提高油气采收率共性外,还具有成本低、周期短、见效快等特点。短半径水平井,尤其是套管开窗侧钻短半径水平井,具有井眼小(～造斜率高(1°～3°/m)、曲率半径及靶前位移短(30～100m)等特点,因而施工难度大。目前，国内大部分油田，尤其是东部地区，经过多年的开采，已进入开发后期，由于各种原因，存在大量的报废井。为恢复这些死井的生产，胜利油田、大港油田、中原等油田均开展了短半径水平井技术攻关及现场实践,摸索出了一整套短半径水平井的钻井经验。在西部塔河油田目前以勘探开发奥陶系非均质性极强的碳酸盐岩油藏为主。其油藏类型比较特殊,既不同于常规的孔隙性砂岩油藏,也不同于中东地区和我国东部典型的裂缝性碳酸盐岩油藏。是一种以灰岩岩溶为起因,储集空间主要为溶蚀缝洞,空间分布具有相当的随机性,表现为不规则形态和不均匀分布。这导致部分生产井投入开发以后,也出现低产井,甚至报废井,如何使这些井复活并增加产能,采用小井眼侧钻短半径水平井技术是解决这一问题的有效途径[1～4]。为了充分利用老井剩余资源对老油区进行更加经济有效地开采,近年来小井眼超深侧钻短半径水平井钻井技术在塔河油田得到了推广和应用,西北局每年均要布置一批在老井眼基础上进行侧钻施工的超深短半径水平井,以达到提高单井采油控制面积和单井动用可采储量的程度、改善井网布置、提高采收率等目的。在塔河油田奥陶系油藏的勘探开发中,超深侧钻短半径水平井投产后平均单井油气日产量为普通直井的3～5倍,同时充分利用了老井眼的剩余资源,节约了钻井成本,缩短了钻井周期,获得了极大的经济技术效益[1,3]。这些超深侧钻短半径水平井的定向施工任务主要由胜利、大港等油田的定向井公司完成，通过多年对小井眼超深侧钻短半径水平井钻井施工过程中不断的探索和实践,逐步完善和形成了适应于该地区井深、地温高、地质情况复杂等特点的小井眼超深侧钻短半径水平井钻井技术,在提高钻井速度、节约钻井成本及改善油田整体开发效果等方面取得了良好的效果。塔河油田小井眼超深侧钻短半径水平井施工工艺基本为：（1）校正老井数据由于老井的电测完井数据往往不精确(受仪器精度所限),不能作为设计的依据。因此,老井在套管开窗设计前,需要先进行陀螺测井,以精确校核原井眼的井斜、方位等数据。以此为基础,再做侧钻短半径井身剖面设计[1]。(2)超深侧钻短半径水平井剖面设计剖面设计是侧钻短半径水平井设计中的重要部分,是一口水平井能否顺利完成的基础。最优井眼剖面设计应是最接近施工实际、降低控制难度的设计。在进行剖面设计时要充分考虑地层特性、工具造斜能力、工艺技术等因素可能对井身轨迹所产生的影响,特定管柱和井眼轨迹是否相互适应。此外,还应考虑降低钻井成本,有利于安全钻井[3]。1)井身剖面设计井身剖面的选择,实际是造斜率的优化。尽管超深侧钻短半径水平井斜井段(造斜段)较短,考虑到现场施工中轨迹控制受地层岩性的不确定性和施工人员操作的不规范性及造斜工具的不稳定性等因素影响,在剖面设计上要留有调整余地,可通过采用不同角度的弯壳螺杆来调整,以满足轨迹的要求。方位调整应放在侧钻初期井斜较小的井段,由于增斜率高,在井斜较大的井段扭方位难度非常大。为此塔河油田超深侧钻短半径水平井井身剖面的设计一般为三段制,即第一增斜段造斜率1～1.5°/m,第三增斜段(并进入靶点)造斜率为2～2.5°/m,中间段(调整段)设计造斜率1°/m左右。井身剖面设计尽量避开三维井身剖面[1,3,4]。但目前也有部分井设计成单一增斜率剖面。2)曲率半径和造斜率的选择针对塔河油田井深、温度高、地质情况复杂等特点,超深侧钻短半径水平井曲率半径选择在40～50m比较合理,不选择18～22m或更短的曲率半径。从现场角度讲,过短的曲率半径,施工难度过大,几乎没有回旋余地,井眼轨迹略有失控则需填井重钻,损失重大。造斜率的选择是满足曲率半径要求的关键,实际设计过程中,造斜率一般在1～3°/m以内。3)磁场参数校正超深侧钻短半径水平井钻井是一项精细工程,为准确中靶,要求井眼轨迹设计必须精确,还需考虑对磁场强度、近期的磁偏角、大地子午线收敛角等参数的校准。（3）钻头设计钻头设计一般为三牙轮钻头和PDC钻头,从轨迹控制和定向造斜时工具面的稳定性及钻压传递等方面考虑,在斜井段一般采用适合地层的三牙轮钻头,在水平井段一般采用PDC钻头或三牙轮钻头。（4）钻井液设计由于塔河油田井深、造斜率高、水平段长,要求钻井液必须满足以下要求:①有良好的携砂、携铁屑、洗井能力和护壁能力;②有较强的抑制能力和抗盐、抗钙、抗高温能力;③有良好的润滑性、具有降阻防卡和防塌能力;④能很好地保护油气层,减少油气层损害[6]。（5）测量方式的设计利用陀螺测量老井眼轨迹数据。造斜段由于钻进速度快、井眼数据采样密度高(每米采样1个数据)等特点,利用抗高温、性能稳定、精度可靠的φ35mm的RST有线随钻测量仪器施工;水平段是提高钻井速度、要求尽量避免施工风险的关键井段,利用柔性无磁钻具配合MWD无线随钻测量仪器进行水平段的测量施工;全井裸眼井段全部利用ESS电子多点校核轨迹数据并以该数据作为全井轨迹计算的最终数据。（6）井下钻具及仪器工具设计井下钻具及仪器工具设计:①全部使用一级钻具,保证钻具质量,确保井下安全。②井底温度在130℃左右,普通测斜仪不能正常工作,采用耐高温、质量有保证的MWD(PCD耐高温探管)无线随钻或有线测斜仪,保证及时准确地提供轨迹数据。③全部采用抗高温、大扭矩、低转速质量有保证的新螺杆钻具,避免出现定子胶皮老化、脱胶及螺杆事故。（7）侧钻方式的优选套管开窗一般有2种形式:一种是采用斜向器+铣锥磨铣套管开窗方法;另一种是采用割铣工具割铣套管开窗方法。2种方法各有所长,斜向器开窗可以开窗、侧钻同时进行,具有周期短、速度快的优点,但施工安全性相对较差,斜向器易转动造成侧钻方位偏差,侧钻初期磁干扰影响大;割铣开窗具有安全可靠、操作简单、磁干扰影响较小、定向方便等优点,但施工周期长,地层较硬,侧钻难度高。由于塔河油田所钻的超深侧钻短半径水平井情况复杂,实际设计过程中,应根据开窗成本、周期、开窗套管处水泥固井质量好坏、套管层数等实际情况确定具体的开窗方式[1,4,5,11]。（8）侧钻及轨迹控制技术轨迹控制技术是小井眼超深侧钻短半径水平井施工的核心,轨迹控制水平直接反映了水平井施工水平。其难点主要体现在入窗着陆和水平段的控制上,所以轨迹控制必须具有较高的预测准确度、较强的应变能力、较高的控制精度。使井眼轨迹能获得