34、杏平1水平多分支井鉆井技術(shù)(北京會議).doc

杏平水平多分支井鉆井技術(shù)趙業(yè)榮 譚 平 李 欣 藺志鵬 王文斌（長慶石油勘探局）內(nèi)容摘要: “杏平1水平多分支井鉆井技術(shù)”是中國石油天然氣集團(tuán)公司重點科研攻關(guān)項目油田最大儲層有效進(jìn)尺鉆完井技術(shù)現(xiàn)場試驗的一個子項目。其目的是通過水平多分支井眼大大增加油藏的泄流通道，增大驅(qū)油面積，進(jìn)行油藏最大儲層有效進(jìn)尺鉆完井技術(shù)現(xiàn)場試驗，為低滲透油田的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)探索一條新的技術(shù)途徑。該項目的成功實施,鉆成了國內(nèi)石油、天然氣的第一口7分支水平多分支井。關(guān)鍵詞：水平分支井 鉆井 鉆井液 固井 側(cè)鉆 分支井是當(dāng)今國內(nèi)外鉆井技術(shù)領(lǐng)域的高新技術(shù)之一，是一項集油藏地質(zhì)、鉆井、完井和采油于一體的油氣開采技術(shù)。隨著水平井技術(shù)、開窗側(cè)鉆技術(shù)的成熟, 水平分支井技術(shù)在國外得到了發(fā)展，國內(nèi)近幾年也開始了研究與試驗。該技術(shù)主要針對低滲、稠油、低產(chǎn)的油氣層及煤層氣，達(dá)到開發(fā)低豐度油氣藏、提高采收率、降低總體開發(fā)成本的目的。長慶安塞油田是一典型特低滲的低產(chǎn)油田，要靠大型壓裂、油藏改造、超前注水以及高密度的布井來開發(fā)生產(chǎn)，成本較高。針對這一現(xiàn)狀，根據(jù)水平多分支井的技術(shù)特點，結(jié)合安塞油田杏北長6油層的地質(zhì)特征，中國石油部署了一口重點試驗井杏平1水平多分支井。其目的是通過水平多分支井眼大大增加油藏的泄流面積及通道，進(jìn)行儲層最大有效進(jìn)尺的鉆井完井技術(shù)現(xiàn)場試驗，為低滲透油田的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)探索一條新的技術(shù)途徑。杏平1井位于安塞油田杏河區(qū)的東北部，位于陜西省延安地區(qū)志丹縣境內(nèi)，安塞油田的西南部，屬黃土源地貌。地表為100200m厚的第四系黃土覆蓋，地形復(fù)雜，溝壑縱橫，梁峁參差。地面海拔11001580m，地表高差較大（約150250m）。主力油層長612埋藏深度1350多米，平均有效油層厚度46m，孔隙度9.9，滲透率0.610-3m2，壓力系數(shù)0.70.8，是一典型特低滲低壓砂巖儲層。鉆水平多分支井實現(xiàn)儲層最大有效進(jìn)尺（裸眼完井,不改造直接投產(chǎn)）現(xiàn)場試驗成功，對低壓低滲油田的開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。杏平1井設(shè)計主水平井眼方位東南方向（方位112）、長度10001500m，在主水平段間隔100150m的平面上與主水平井眼成3040夾角，采用倒打方式鉆7個分支水平井眼，東北方向和西南方向依次隔開，其單個長度300500m。如圖1是杏平1水平分支井設(shè)計示意圖。主水平井眼和分支井眼均采用直徑215.9mm鉆頭鉆進(jìn)。主水平井采用直增穩(wěn)增平五段式井斜剖面，分支井采用增穩(wěn)二段式方位剖面。圖1 杏平1分支水平井示意圖一、主要技術(shù)難點根據(jù)地質(zhì)方案、及水平分支井鉆井工藝要求，杏平1水平分支井在鉆井過程中主要存在以下技術(shù)難題。1、設(shè)計主水平及分支井眼長（主水平井眼10001500米，分支井段長300500米），而且靶區(qū)范圍小，要求精度高（半靶高2米，寬20米），軌跡控制難度大。2、在無懸空側(cè)鉆水平分支井及鉆具重入老井眼實踐經(jīng)驗的情況下，采用怎樣的技術(shù)及措施有效完成該工序施工，是該水平多分支井成敗的關(guān)鍵技術(shù)之一。3、水平及分支井段長且多，井眼成三維結(jié)構(gòu)，鉆具在井內(nèi)的摩阻、扭矩大。如何使鉆井完井液潤滑性能達(dá)到最優(yōu)，降低摩阻、扭矩，是確保這口水平分支井安全快速鉆井的技術(shù)保障。4、該水平多分支井油層暴露面積大，施工周期長，浸泡時間長，使用什么樣的水基鉆井完井液技術(shù)，把鉆井過程中對油層的傷害降至最低程度，確保該口井完成后在無改造前提下多出油，是這口水平多分支井施工的主要目的之一。5、為了水平及分支井眼的順利施工，設(shè)計244.5mm技術(shù)套管下至窗口，在沒有311.lmm大井眼定向-造斜-入窗的施工經(jīng)驗的情況下，如何有效、精確控制井眼軌跡以及解決好244.5mm技術(shù)套管順利下入和確保良好固井質(zhì)量（也是生產(chǎn)套管）的技術(shù)難題。二、施工概況杏平1水平多分支井于2006年5月1日開鉆，8月10日完鉆。一開井眼直徑444.5mm，二開井眼直徑311.1mm，直徑244.5mm技術(shù)套管下至窗口，三開水平及分支井眼215.9mm，每完成一支井眼施工注原油裸眼完井。完成鉆井進(jìn)尺5068米，主水平井眼長1203米，水平位移1574米，比垂深多214米，是垂直井深的1.16倍。完成與主水平井眼成3040度水平夾角，長度300422米的7個分支井眼（實鉆分支井眼軌跡水平投影如圖2）。水平井眼總進(jìn)尺3503米，平均油層鉆遇率達(dá)到87.7。圖2 杏平1井實鉆分支井眼軌跡水平投影圖井身結(jié)構(gòu)見表1。表1 杏平1井井身結(jié)構(gòu)鉆井井段井 眼 尺 寸套 管備注鉆頭Mm井深m井段m方位井斜角管徑mm下深m一開444.501571570339.7157二開311.115710008430244.51561.23直井段995156557011190斜井段三開215.915651806241111115.388.3792.24裸眼主水平井段215.917062026320112.778.285.9292.34第二分支井段215.918062768962111115.388.3792.24主水平井段215.923082625317110.6147.288.0291.36第七分支井段215.921822482300111.7576.388.3792.24第六分支井段215.920362458422111.7147.388.0790.09第五分支井段215.919382238300111.8875.085.492.24第四分支井段215.918202161341112.46145.886.1392.9第三分支井段215.915881888300111.6147.087.0693.11第一分支井段三、主要技術(shù)的應(yīng)用及效果根據(jù)杏平1水平分支井在鉆井過程中存在的主要技術(shù)難題，通過大量的資料調(diào)研、論證分析、研究試驗，形成了可行的工程技術(shù)、鉆井完井液技術(shù)及完井技術(shù)方案，應(yīng)用于杏平1水平分支井的現(xiàn)場施工，收到良好的應(yīng)用效果。、水平多分支井鉆井工藝技術(shù)1、直井段311.lmm大井眼防斜打直快速鉆井技術(shù)采用塔式雙驅(qū)復(fù)合防斜打直快速鉆井技術(shù)，采用低鉆壓、高轉(zhuǎn)速、勤劃眼等措施，既控制了井斜，又提高了鉆速。直井段機(jī)械鉆速9.93m/h，最大井斜角1.07，造斜點995m處的井斜0.71，視平移6.06m，為下步大尺寸井眼定向造斜奠定了良好的基礎(chǔ)。2、311.lmm大井眼定向造斜至入窗的軌跡控制技術(shù)合理選擇造斜點：造斜點選在了長1地層，該井段地層穩(wěn)定，可鉆性好，并能適合中靶垂深可小幅度調(diào)整的要求；優(yōu)化鉆具組合：針對311.lmm大井眼斜井段軌跡控制的難點，為提高軌跡控制質(zhì)量，優(yōu)選出了一套近旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合，斜井段復(fù)合鉆進(jìn)率達(dá)到63%，復(fù)合鉆進(jìn)造斜率達(dá)3-5 /30m。加強井眼軌跡控制：采用連增剖面，確保軌跡平滑，控制造斜率，増多斜井段復(fù)合鉆進(jìn)井段，既有利于快速鉆進(jìn)，又保證了軌跡控制精度。平均造斜率4.7 /30m。最大造斜率8.89/30m，入窗段造斜率3.26.3 /30m，在長慶油田首次實現(xiàn)了311.lmm大井眼定向-造斜-入窗的成功，并確保了244.5mm技術(shù)套管的順利下入。入窗靶區(qū)控制精度：靶點1（入窗點） 縱 距:上0.67 m 偏 移 距:右邊1.60 m3、長水平段鉆井工藝技術(shù)主水平段長1203m，平均機(jī)械鉆速6.57m/h。在滿足地質(zhì)導(dǎo)向鉆進(jìn)的前提下將垂深半靶高差控制在1.98m以內(nèi), 剖面符合要求，井眼軌跡優(yōu)質(zhì)。水平位移1574.22m，水垂比在長慶油田首次突破1，達(dá)到1.16。滿眼雙扶穩(wěn)斜鉆具組合。優(yōu)選鉆頭：選擇了適合安塞油田地層特性的金屬密封牙輪鉆頭和高效PDC鉆頭，提高了鉆井速度。單只PDC鉆頭鉆進(jìn)井尺319.57m，機(jī)械鉆速7.35m/h；金屬密封牙輪鉆頭平均每只進(jìn)尺294.48m，機(jī)械鉆速6.12m/h。采用LWD隨鉆測井 將隨鉆伽瑪測井?dāng)?shù)據(jù)、巖屑錄井資料及全烴值結(jié)合起來進(jìn)行地層對比分析，及時調(diào)整實鉆井眼軌跡，進(jìn)行地質(zhì)導(dǎo)向鉆進(jìn)，達(dá)到提高油層鉆遇率的目的，主水平段油層鉆遇率67.7。實鉆軌跡與設(shè)計軌跡的對比（如圖3、如圖4）圖3圖44、水平多分支井眼側(cè)鉆工藝技術(shù)根據(jù)主水平井段實鉆軌跡數(shù)據(jù)、隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向GAMMA測井?dāng)?shù)據(jù)、巖屑錄井資料及有利于分支井側(cè)鉆作業(yè)的原則，優(yōu)選出了7個分支井的側(cè)鉆點。關(guān)鍵技術(shù)采用倒打分支井技術(shù)、 裸眼懸空側(cè)鉆水平分支井技術(shù)，成功側(cè)鉆出7個分支井眼；優(yōu)選欠尺寸雙扶雙驅(qū)導(dǎo)向鉆具組合同時實現(xiàn)了分支側(cè)鉆及1趟鉆完成1個水平分支井的目標(biāo)；優(yōu)選了適合安塞油田地層特點的PDC側(cè)鉆鉆頭，成功側(cè)鉆了第5分支井，單只PDC鉆頭鉆進(jìn)井尺422m，機(jī)械鉆速8 m/h；優(yōu)選了適合安塞油田地層特點的金屬密封牙輪鉆頭，成功側(cè)鉆出6個分支井，單只金屬密封牙輪鉆頭平均鉆進(jìn)井尺313m，機(jī)械鉆速6.95m/h。分支井眼實施結(jié)果（如表2）表2 分支井眼實施結(jié)果分支井號井段（米）段長（米）分支側(cè)鉆時間（時）鉆井時間*（時）鉆速*（m/h）油層段長（米）油層鉆遇率分支21706-202632021:0053:005.4725880.6分支72308-262531716:0045:006.3726984.9分支62182-248230033:3039:006.9422876.0分支52036-245842236:0048:308.0039794.5分支41938-223830015:0032:008.4324882.6分支31820-216134111:3044:306.9031893.2分支11588-188830013:3030:308.85300100%注：7個分支井段總長2300m,油層段總長2018m，油層鉆遇度87.7。*均除去了分支側(cè)鉆井段和時間。實鉆分支井眼軌跡水平投影圖（見圖2）、水平多分支井鉆井完井液技術(shù)針對鉆井完井液必須解決好潤滑降低摩阻和儲層保護(hù)兩大主要技術(shù)難題，首先對杏河油區(qū)長6儲層儲層特征,儲層敏感性試驗等資料做了較詳細(xì)的收集分析，認(rèn)為鉆井過程中在壓差作用下鉆井完井液組份進(jìn)入油層，可以多種方式堵塞地層孔隙，造成油層滲透率降低。還對國內(nèi)外鉆分支井的資料進(jìn)行了調(diào)研，結(jié)合杏平1井所鉆地層特性、工程工藝、設(shè)備條件等，在水平和分支井眼研究應(yīng)用了具有無固相、低濾失；良好潤滑性的低摩阻、低傷害無固相鉆井完井液技術(shù)。其室內(nèi)配方的性能參數(shù)如表3。表3 低摩阻低傷害無固相鉆井完井液性能項 目性 能1.01 g/cm3API FL5.0 ml/30minPH78AV2040 mPa.sPV1525 mPa.sYP815 PaYP/PV0.40.6(EP極壓潤滑儀測定)0.1巖芯傷害率25%1、低摩阻、低傷害無固相鉆井完井液應(yīng)用為無固相鉆井液有效地控制濾失進(jìn)行了一次成功的嘗試。這種鉆井完井液是在清水中加入試驗優(yōu)選的處理劑形成，而且以具有在清水中有效控制濾失量的處理劑為主體。如在清水中加入HDF-1、FL-1、GF-1等所形成的體系，在壓差3.5MPa,溫度60條件下的失水量也只有17ml，現(xiàn)場應(yīng)用API失水量可達(dá)到2ml以內(nèi)。實現(xiàn)低濾失主要原因是利用處理劑分子官能團(tuán)間的相互作用，在壓差作用下可快速在濾紙表面（或井壁巖石表面）形成致密低滲透層，阻止鉆井液及其濾液滲透到地層中，而不是單純依靠處理劑控制自由水達(dá)到低濾失的目的，具有近乎于“無滲透”鉆井液的性質(zhì)。因此，這種鉆井完井液基本無初失水。2、低摩阻、低傷害無固相鉆井完井液對油層巖芯傷害試驗低摩阻、低傷害無固相鉆井完井液主要從以下幾方面減少對油層的傷害：低濾失，并在井壁巖石表面形成低滲透層，阻止外來物質(zhì)進(jìn)入油層；低滲透層形成速度快且薄，一旦有反向壓力，容易被清除，杏河油區(qū)長6油層巖心傷害滲透率恢復(fù)值大于80%（使用配方傷害試驗結(jié)果如表4），說明在巖心表面形成的低滲透層返排時容易清除掉；無固相，低密度；控制低堿度（pH8.5）及含有小分子有機(jī)陽離子抑制劑等使濾液性質(zhì)利于保護(hù)油層。同時，杏平1分支水平井每完成一水平井段施工，在井眼內(nèi)注入原油保護(hù)油層，由于原油對儲層基本無傷害，且它的滲透性強，也可使在井壁上形成的低滲透層破壞，實現(xiàn)油層解堵。表4 巖芯傷害評價試驗（杏70-6井長61油層巖心）巖心號Ka(md)(%)Ko1(md)Ko2(md)傷害率(%)損害程度RR平均值1-22/33-20.95610.470.1990.164517.3417.09低傷害1-24/33-20.68810.040.11790.094519.851-26/33-10.58610.520.0870.073215.862-43/152-2+0.2948.890.0320.027115.313、低摩阻、低傷害無固相鉆井完井液的潤滑性能該鉆井完井液變改善泥餅質(zhì)量為重點提高鉆井液潤滑性能（相當(dāng)于潤滑油），利用處理劑復(fù)配、分子吸附成膜及粘附實現(xiàn)了鉆井液良好的潤滑性能（與油基鉆井液相當(dāng)）；同時體系以無固相為基礎(chǔ)，消除了粘吸卡鉆的基本因素（粘性的泥質(zhì)泥餅），為水平多分支井的順利鉆井提供了安全保障。如表5。表5 不同體系的潤滑性能試驗體系潤滑系數(shù)（）清水0.344%水化膨潤土漿0.5原油0.023油基鉆井液0.08低摩阻、低傷害無固相體系0.0324、現(xiàn)場應(yīng)用效果鉆井完井液潤滑性能良好，EP滑儀測得潤滑系數(shù)（）在0.15（最小0.065）以內(nèi)，鉆具在井眼內(nèi)的摩阻扭矩小（如表6），調(diào)整軌跡滑動鉆進(jìn)加壓正常，確保了長水平井眼及分支井眼的順利完成。同時具有良好的防粘卡性能,分支側(cè)鉆過程中鉆具大面積接觸井壁長時間近似靜止，無阻卡現(xiàn)象。表6 水平及分支井眼摩阻扭矩數(shù)據(jù)井眼水平段長m分支長m方位上提摩阻KN扭矩KN.m主水平12031111152001014第二分支461320113781208第七分支1087317111147200210814第六分支91730011276160812第五分支89342211214780901011第四分支67330011275801011第三分支596341112146601001011第一分支3233001121475060910該鉆井完井液在研究開發(fā)過程中，著重考慮了低濾失性能，現(xiàn)場應(yīng)用中濾失量特別小，且無初失水，濾餅滲透率低（如表7），這說明了該鉆井完井液在壓差作用下可在濾紙（或巖石）表面快速形成一薄層低滲透薄膜，阻止濾液濾失。表7 杏平1井現(xiàn)場鉆井液濾失性能測定API 濾失性能濾失量，ml/30min2.9濾過水量，ml/30min2.5濾餅滲透率(清水測30min)，m21.310-7603.5MPa濾失性能濾失量，ml/30min220濾過水量，ml/30min210濾餅滲透率(清水測30min2)，m21.0210-6主水平井眼鉆遇大段炭質(zhì)泥巖及煤層（6、7分支也遇到），鉆井液滿足了高鉆屑濃度的井眼清潔，也有效控制了炭質(zhì)泥巖和煤層的坍塌，這主要原因是在鉆井液液柱產(chǎn)生壓力平衡的同時：失水量小，進(jìn)入煤層和炭質(zhì)泥巖縫隙的鉆井液濾液少；在新的井眼形成的同時，在壓差作用下鉆井液快速在微縫隙中形成低滲透層堵塞，一是阻止失水，二是有加固井壁的作用。在主水平井段鉆完后，進(jìn)行電測、鉆具探傷、設(shè)備整改等，靜置浸泡長達(dá)6天，下鉆順利通過炭質(zhì)泥巖和煤層井段。該鉆井完井液性能穩(wěn)定。長時間循環(huán)（高速剪切和溫度作用下）漏斗粘度基本保持在4045秒，切力適當(dāng)（靜切力0.5/11.5Pa、動切力1.52.5Pa），在機(jī)械鉆速1315m/h的情況下，能夠滿足該地層水平井帶砂的要求。同時有利于固控設(shè)備的降砂。無固相及良好的流變性能有利于機(jī)械鉆速的提高。水平及分支井段平均機(jī)械鉆速達(dá)到6.84m/h，其中1203米水平井段平均機(jī)械鉆速達(dá)到6.57m/h，三維的分支井眼平均機(jī)械鉆速最高達(dá)到8.85m/h。、244.5mm技術(shù)套管固井技術(shù)杏平1井是長慶局第一口水平分支井, 采用裸眼完井, 244.5mm技術(shù)套管相當(dāng)于生產(chǎn)套管,固井質(zhì)量好壞直接影響到后期水平分支井的正常鉆井、油井壽命及采收率，該井現(xiàn)場施工順利，固井質(zhì)量好，為今后大套管、大斜度井固井提供了有力的技術(shù)支撐及理論依據(jù)。1、現(xiàn)場實際下套管情況該井的井眼軌跡、鉆井液性能比較好，通井措施得當(dāng)，下套管最大摩阻：36-39T/1354米，最后10根套管下入遇阻,上提無遇阻,通過上下活動套管(速度:0.05-0.1m/s)，下放部分懸重（80%）43T，才能緩慢下入，與理論摩阻計算基本吻合。2、扶正器加放位置及居中度計算計算依據(jù)API10D、扶正器性能（最大啟動力及最大扶正力） 加放位置50井段，兩根套管加放一只鋼性螺旋滾柱扶正器；050井段, 兩根套管加放一只彈性雙弧扶正器；居中度計算0-45（1003.11米-1289.56米),平均居中度：78.34%45-86（1289.56米-1561米),平均居中度：68.19% 四、取得的技術(shù)成果1、在無頂驅(qū)的情況下，成功采用倒打分支井技術(shù)、裸眼懸空側(cè)鉆水平分支井技術(shù)，成功側(cè)鉆出7個分支井眼，處于國內(nèi)領(lǐng)先水平；掌握了一套懸空側(cè)鉆分支井的鉆井技術(shù)，形成了一套經(jīng)濟(jì)有效的水平多分支井施工作業(yè)規(guī)范。2、在長慶油田水平井主水平段首次突破了1200米，達(dá)到1203米，首次在長慶鉆成了水垂比1.16的大位移水平井，達(dá)到國內(nèi)先進(jìn)水平。3、累計水平段總長達(dá)3503米，創(chuàng)國內(nèi)陸上油氣田水平段長度記錄。4、在無頂驅(qū)的情況下，采用接雙根法及側(cè)向低邊法側(cè)鉆技術(shù)實現(xiàn)了水平懸空側(cè)鉆多分支井，達(dá)到國內(nèi)先進(jìn)水平。5、創(chuàng)造了MWD工具面控制法重入技術(shù)，實現(xiàn)了主水平井眼及分支井眼重入鉆井，達(dá)到國內(nèi)領(lǐng)先水平。6、研究試驗了具有強抑制頁巖膨脹效果的低摩阻、低傷害無固相鉆井完井液技術(shù)。7、在長慶實現(xiàn)了“三個第一”。首次研究成功低摩阻