常規(guī)直井鉆機(jī)鉆成hw4802超淺層稠油水平井技術(shù)

常規(guī)直井鉆機(jī)鉆成hw4802超淺層稠油水平井技術(shù)

1斜直水平井鉆完井難度新疆油田擁有豐富的平坦稠油資源。稠油油藏在淺埋中，最平坦的埋深約120m。由于油藏條件、儲(chǔ)層識(shí)別和工藝能力，主要的開(kāi)發(fā)方式仍然是直井熱采。新疆油田早在1993年就開(kāi)始了淺層稠油水平井的鉆采嘗試,在新疆克拉瑪依油田九6、九8區(qū)和風(fēng)城地區(qū)分別進(jìn)行了一些淺層稠油水平井的試驗(yàn),利用斜井鉆機(jī)在克拉瑪依油田鉆成了8口垂深在180~280m的斜直水平井。斜直水平井由于上部為斜直井眼,具有初始30°左右井斜角,使得淺層稠油水平井鉆完井施工難度有所降低。但實(shí)際應(yīng)用表明,應(yīng)用斜井鉆機(jī)鉆成的淺層稠油斜直水平井存在一些明顯不足:(1)斜井鉆機(jī)作業(yè)費(fèi)用昂貴,不能滿足經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)淺層稠油油藏的需要;(2)因斜井鉆機(jī)本身的設(shè)計(jì)問(wèn)題,使#444.5mm鉆頭和扶正器的連接下入極為困難,同時(shí)還使得#339.7mm表套和#244.5mm技套的井口絲扣連接作業(yè)也極為困難;(3)由于井口段是斜直段,需配斜采油樹(shù)、斜抽油機(jī)及斜修井機(jī),在井口處抽油桿摩阻大,易磨損,井口傾斜給采油和修井帶來(lái)諸多不便,同時(shí)大大增加了采油和修井的成本。雖然前期用斜井鉆機(jī)鉆成的淺層稠油水平井取得了很好的開(kāi)采效果,但由于以上原因,這項(xiàng)技術(shù)并未能夠得到推廣應(yīng)用。為使水平井技術(shù)成為經(jīng)濟(jì)、有效地開(kāi)發(fā)淺層稠油油藏的成熟工藝技術(shù),必須改變?cè)械男本@機(jī)鉆淺層稠油水平井方式,采用常規(guī)直井鉆機(jī)方式,使稠油熱采水平井的工藝技術(shù)盡快成熟并推廣應(yīng)用,成為淺層稠油開(kāi)發(fā)的一種主要技術(shù)手段和方式。2管柱下入摩阻高油藏埋深淺。淺層稠油水平井鉆井完井因地面距離目的層垂直井段短,要求造斜率高,而在疏松地層,大尺寸井眼鉆具造斜率難以保證且規(guī)律難以把握,大尺寸井眼造斜率性能無(wú)法準(zhǔn)確預(yù)測(cè)。大曲率井眼管柱下入摩阻高。由于要滿足后期稠油熱采井筒下入雙管的需要,因此必須下入#244.5mm套管。淺層水平井垂深淺,垂直段短,下入的套管柱自重較輕,井眼曲率高,#244.5mm套管剛性大,彎曲變形后會(huì)產(chǎn)生較大的摩阻力,造成大尺寸套管下入十分困難,管柱下入需要配套井口加壓裝置。淺層稠油油藏巖性膠結(jié)疏松、欠壓實(shí),井壁穩(wěn)定性差,易塌、易漏。油層垂深小,井段調(diào)整余量小,井眼軌跡控制精度要求高。3管柱及井身結(jié)構(gòu)淺層稠油油藏埋深淺,油藏溫度低,在常溫下原油黏度極高,開(kāi)采困難。為增加原油自然流動(dòng)的能力,目前稠油普遍采用蒸汽吞吐稠油熱采。為滿足采油的需要,對(duì)井身結(jié)構(gòu)提出以下要求:(1)采用Ф244.5mm套管封隔目的層至井口之間的裸眼井段,為高壓蒸汽熱采提供井眼條件;(2)水平段完井管柱使用Ф177.8mm割縫篩管完井。而大尺寸井眼為后期采油作業(yè)提供了更大的作業(yè)空間,有利于后期沖砂作業(yè)。此外,大的完井尺寸也利于注汽管柱的移動(dòng),以保證水平段在儲(chǔ)層各部分的均勻吸汽。新疆克拉瑪依油田九8區(qū)HW9802淺層稠油水平井采用的井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。一開(kāi):采用Ф444.5mm鉆頭鉆至井深25m,下入Ф339.7mm表層套管,封固表層疏松地層及水層,為二開(kāi)安裝井口裝置和安全鉆井提供可靠條件。二開(kāi):采用Ф311.2mm鉆頭鉆至設(shè)計(jì)靶窗A點(diǎn),下入!244.5mm技術(shù)套管,水泥返至地面。三開(kāi):采用Ф215.9mm鉆頭鉆水平段至完鉆井深,下入Ф168.3mm沖縫篩管,懸掛在!244.5mm套管內(nèi)。此井身結(jié)構(gòu)Ф244.5mm技術(shù)套管下至井斜90°窗口位置,完全封隔了目的層以上地層,為水平段后期熱采生產(chǎn)創(chuàng)造了條件。但大尺寸技術(shù)套管下入至靶窗A點(diǎn)90°位置,造斜段曲率高,技術(shù)套管的下入摩阻大,套管柱重量輕,下入難度大。4井身軌跡設(shè)計(jì)要求井眼軌道設(shè)計(jì)在確保水平井鉆井工藝和軌跡測(cè)量工藝實(shí)現(xiàn)安全、順利鉆達(dá)地質(zhì)目標(biāo)的前提下,還應(yīng)考慮稠油熱采的開(kāi)發(fā)和采油工藝要求:(1)采油泵的下深既要有一定的沉沒(méi)度,同時(shí)其工況又受到井斜角的影響,稠油熱采井采油泵安放對(duì)井眼軌跡的要求為:距油層(水平段設(shè)計(jì)垂深)垂直高度20m井深處及以上井段井斜角均在60°以內(nèi)。(2)為適應(yīng)熱采工藝要求,完井油層套管(或篩管)尺寸至少應(yīng)在Ф177.8mm以上。開(kāi)發(fā)目的層垂深淺,結(jié)合目前水平井鉆井技術(shù)、設(shè)備及工具能力,選擇“直—增—穩(wěn)”三段制井身剖面。該剖面相對(duì)簡(jiǎn)單,工具選擇方便,施工易于控制;此外,三段制剖面彎曲井段相對(duì)較短,利于降低管柱下入摩阻。為滿足地質(zhì)要求并結(jié)合先前在淺層鉆水平井的施工經(jīng)驗(yàn),同時(shí)考慮到優(yōu)化剖面,確保大尺寸套管能夠安全順利下入,加快鉆井速度及成本控制等因素,設(shè)計(jì)造斜率為(13°~16°)/30m。HW9802淺層稠油水平井設(shè)計(jì)井眼軌跡數(shù)據(jù)見(jiàn)表1,設(shè)計(jì)井眼軌跡如圖2所示。5軌道技術(shù)5.1造斜地層施工造斜段鉆具組合:Ф311.2mm鉆頭+Ф197mm雙彎螺桿+MWD短節(jié)+Ф177.8mm無(wú)磁鉆鋌+Ф127mm加重鉆桿+Ф177.8mm鉆鋌。鉆井參數(shù):鉆壓20~50kN,泵壓8~9MPa,排量32L/s?？紤]到淺層地層疏松,鉆具造斜率偏低,加之下入的螺桿鉆具彎角已達(dá)到井眼能夠通過(guò)的極限,要實(shí)現(xiàn)設(shè)計(jì)15.187°/30m的造斜率有一定困難,因此實(shí)際施工中造斜點(diǎn)比設(shè)計(jì)提前3.12m(提前至井深30m處)開(kāi)始造斜。造斜鉆進(jìn)中,根據(jù)井眼軌跡控制,需要先后起鉆更換鉆具結(jié)構(gòu)6次,并進(jìn)行鉆具倒換,使施加鉆壓的鉆鋌始終處于直井段及井斜較小的斜井段。該井于2005年8月13日開(kāi)鉆,8月16日鉆至井深227m,完成造斜段的施工。造斜段平均造斜率13.95°/30m,測(cè)深213.4m,井斜87.28°,方位221.2°,預(yù)計(jì)井底井斜角93°。進(jìn)入靶區(qū)A點(diǎn),提鉆下入!310mm單穩(wěn)定器通井鉆具組合通井,并大排量清洗井眼。井眼通暢后,于2005年8月17日開(kāi)始下入!244.5mm技術(shù)套管,下入至井深197m處,套管下入摩阻大于套管自重,依靠套管柱自重下入困難,采用套管下壓裝置進(jìn)行地面加壓,使!244.5mm技術(shù)套管最終順利下入到預(yù)定井深,固井中完。下鉆鉆灰塞,鉆至井深220m進(jìn)行清水洗井,將套管內(nèi)的泥漿和混漿全部用清水置換后,提鉆下入鷹眼儀器,對(duì)!244.5mm技術(shù)套管內(nèi)進(jìn)行井下鷹眼照相,觀察!244.5mm套管在彎曲造斜井段是否有明顯變形情況發(fā)生。5.2復(fù)合鉆井井眼軌跡監(jiān)測(cè)水平段鉆具組合:Ф216mm鉆頭+Ф165mm彎螺桿+MWD短節(jié)+Ф127mm無(wú)磁鉆桿+Ф127mm斜坡鉆桿(80~280m)+Ф127mm加重鉆桿+Ф177.8mm鉆鋌。鉆井參數(shù):鉆壓50~80kN,泵壓8~10MPa,排量28L/s。水平段靶窗高為±1m,鉆進(jìn)采用小度數(shù)單彎螺桿鉆具配合轉(zhuǎn)盤(pán)進(jìn)行復(fù)合鉆進(jìn),MWD無(wú)線隨鉆儀器進(jìn)行井眼軌跡監(jiān)測(cè),根據(jù)測(cè)量數(shù)據(jù)及時(shí)調(diào)整水平段井眼軌跡,使實(shí)鉆井眼軌跡在設(shè)計(jì)靶窗中鉆進(jìn)。該井于2005年9月1日順利完鉆,完鉆井深為421.8m,水平段平均機(jī)械鉆速14.5m/h。通井電測(cè)完成后,順利下入Ф168.3mm篩管完井。HW9802井實(shí)鉆數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。6抗溫技術(shù)注管柱下至水平段a點(diǎn)淺層稠油水平井完井后,Ф244.5mm技術(shù)套管作為熱采井生產(chǎn)套管用。由于Ф244.5mm技術(shù)套管要下至水平段A點(diǎn),Ф177.8mm完井管柱下至水平段,無(wú)法實(shí)施預(yù)應(yīng)力固井,因此要求選用抗溫性能較好的N80鋼級(jí)套管,采用加砂水泥固井。考慮到儲(chǔ)層特征、注熱開(kāi)采對(duì)水平段完井方式和完井管柱的要求,水平段設(shè)計(jì)采用割縫篩管完井,并做出管柱熱應(yīng)力分析以指導(dǎo)完井施工。6.1管道螺紋最高泄漏壓力針對(duì)稠油熱采井保證井筒注蒸汽對(duì)套管良好密封能力的要求,根據(jù)API推薦的套管螺紋最高泄漏壓力數(shù)據(jù),并考慮熱采井中溫度引起的軸向載荷以及水平井中管柱的彎曲應(yīng)力,應(yīng)選取具有較大抗拉強(qiáng)度的螺紋類型。梯形螺紋BTC的抗拉安全系數(shù)和抗彎曲破壞能力都大于LTC,綜合考慮選擇技術(shù)套管及完井套管的螺紋為BTC。6.2井彎曲井段套管變形分析應(yīng)用直井鉆機(jī)鉆淺層大位移水平井,很顯然提高了對(duì)造斜段造斜率的要求,同時(shí),造斜率的提高,井眼曲率的增大,必然導(dǎo)致!244.5mm套管的下入和徑向變形問(wèn)題。水平井彎曲井段套管柱的設(shè)計(jì),應(yīng)該考慮彎曲情況下套管的徑向變形、螺紋連接強(qiáng)度和連接密封能力。發(fā)生徑向變形的套管除了會(huì)降低抗擠強(qiáng)度外,較大的徑向變形還會(huì)影響鉆井工具和完井工具的下入。采用有限單元分析法中的分步法對(duì)套管在彎曲井眼中的變形進(jìn)行計(jì)算分析。通過(guò)計(jì)算,軸向載荷為200kN(按最大考慮)、井眼曲率為18°/30m時(shí),!244.5mm套管柱徑向變形量?jī)H為0.8mm,因此,針對(duì)直井鉆機(jī)鉆淺層大位移水平井所需的造斜率,套管徑向變形的問(wèn)題不足以影響下部鉆井工具和完井工具的下入。6.3螺紋密封失效限制套管允許通過(guò)的最大井眼曲率的因素,是彎曲應(yīng)力達(dá)到多大時(shí)會(huì)因應(yīng)力集中而使連接破壞,或使螺紋密封失效。計(jì)算!244.5mm技術(shù)套管(鋼級(jí)N80,壁厚10.03mm)螺紋連接破壞或失效的井眼曲率為21°/30m,HW9802水平井實(shí)鉆造斜段最大井眼曲率16.45°/30m,根據(jù)計(jì)算數(shù)據(jù),!244.5mm技術(shù)套管在此井眼曲率下不會(huì)發(fā)生螺紋連接破壞或密封失效。6.4局部井段摩阻過(guò)高摩阻是淺層稠油水平井鉆井、完井設(shè)計(jì)及施工的核心問(wèn)題之一,淺層稠油水平井摩阻問(wèn)題的特殊性是:垂深淺,由于井眼不光滑導(dǎo)致的阻力將在整個(gè)摩阻中占據(jù)很高的比例,因?yàn)榫鄄还饣赡艽嬖谖⑴_(tái)階、巖屑床、局部井眼擴(kuò)大等多種情況,無(wú)形中使經(jīng)驗(yàn)?zāi)ψ柙诰植烤螣o(wú)限放大,從而導(dǎo)致常規(guī)經(jīng)驗(yàn)公式的計(jì)算結(jié)果與實(shí)際結(jié)果存在意想不到的偏差。Ф244.5mm套管能否下到底是摩阻分析與處理的核心。淺層水平井,無(wú)論是直井段還是造斜段都比較短,套管柱自身重量較輕,因此下套管施工中應(yīng)備用地面加壓裝置,增加套管柱下入的可靠性。6.5套管柱下入安全性保證通過(guò)計(jì)算分析,對(duì)于目的層垂深僅146.3m的HW9802超淺層稠油水平井,技術(shù)套管下入存在風(fēng)險(xiǎn),大鉤載荷已經(jīng)達(dá)到臨界值。為增加套管柱下入的安全性,還需備用加壓方案,以防止套管下入過(guò)程中由于井眼條件等其他因素造成的實(shí)際摩阻大于理論計(jì)算摩阻,出現(xiàn)套管柱自重不足的情況。具體施工中,采用了吊卡輔助加重塊加壓方式進(jìn)行地面加壓,該加壓方式較為簡(jiǎn)單,便于現(xiàn)場(chǎng)操作。6.6加砂水泥漿體系淺層稠油水平井技術(shù)套管中完固井考慮后期熱采需要,!244.5mm套管采用加砂水泥漿體系有控固井,水泥漿返至地面。斜井段每根套管安裝非金屬剛性扶正器,保證套管居中,提高固井質(zhì)量。6.7hw982c超淺層稠油水平井試驗(yàn)完井采用尾管懸掛,尾管串結(jié)構(gòu)為:Ф168.3mm全鋼引鞋+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm篩管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm篩管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm篩管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm篩管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm篩管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm篩管2根+Ф168.3mm×Ф177.8mm變扣接頭+Ф177.8mm×244.5mm懸掛器+Ф177.8mm×244.5mm耐熱封隔器+送入管柱。送入鉆具:Ф177.8mm鉆鋌+Ф127mm加重鉆桿,Ф168.3mm完井尾管懸掛在Ф244.5mm技術(shù)套管內(nèi),丟手提出送入鉆具完井。HW9802超淺層稠油水平井試驗(yàn)于2005年8月13日開(kāi)鉆,8月17日鉆至井深227m,順利下入!244.5mm技術(shù)套管。9月2日順利下入篩管完井。完鉆井深421.8m,完鉆垂深144.09m,井斜91.2°,閉合方位222.17°,水平位移329.42m,位移與垂深比達(dá)到2.28。HW9802超淺層稠油水平井工藝技術(shù)試驗(yàn)獲得成功,成為新疆油田應(yīng)用普通直井鉆機(jī)鉆超淺層稠油水平井成功實(shí)施的第一口井,也成為當(dāng)時(shí)國(guó)內(nèi)應(yīng)用常規(guī)直井鉆機(jī)所鉆垂深最淺的水平井。7實(shí)施水平井工程的工程特點(diǎn)(1)應(yīng)用普通直井鉆機(jī)及常規(guī)水平井工具、儀器,在新疆克拉瑪依油田九8區(qū)成功鉆成垂深僅為146.3m的超淺層稠油水平井,在國(guó)內(nèi)尚屬首次,證明了應(yīng)用直井鉆機(jī)鉆成淺層稠油水平井的技術(shù)可行性。該井的試驗(yàn)成功,為今后在國(guó)內(nèi)油田淺層稠油油藏應(yīng)用常規(guī)直井鉆機(jī)實(shí)施水平井開(kāi)發(fā)提供了工程依據(jù)。(2)經(jīng)過(guò)理論計(jì)算和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐,對(duì)疏松地層中鉆具的造斜規(guī)律有了進(jìn)一步的認(rèn)識(shí)。施工中,通過(guò)合理選擇造斜鉆具組合,適當(dāng)提高造斜點(diǎn)深度,滿足了疏松地層中大尺寸井眼高造斜率的要