郝 靜

(大慶油田有限責(zé)任公司測(cè)試技術(shù)服務(wù)分公司 黑龍江 大慶 163000)

0 引 言

通過(guò)國(guó)內(nèi)外專(zhuān)家多年的研究，水平井鉆井技術(shù)得到了快速發(fā)展，而且其優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)、井眼軌跡控制技術(shù)、下部鉆具組合優(yōu)選、確保施工安全等環(huán)節(jié)都逐步得以完善。與此同時(shí)，大扭矩多級(jí)馬達(dá)、可控彎接頭、變徑穩(wěn)定器、水力加壓器、高效PDC鉆頭、MWD和LWD儀器等一大批先進(jìn)的工藝技術(shù)、工具和儀器，使得水平井技術(shù)作為開(kāi)發(fā)油藏的常規(guī)技術(shù)廣泛推廣應(yīng)用[1-3]。

目前，集成系統(tǒng)和綜合應(yīng)用方向的發(fā)展是國(guó)外水平井鉆井技術(shù)最普遍的應(yīng)用方式[4]，如小井眼水平井鉆井、橫向分支水平井鉆井、大位移水平井鉆井技術(shù)等都已投入實(shí)際應(yīng)用[5]。為了實(shí)現(xiàn)信息化、智能化及自動(dòng)化鉆井，通常使用的技術(shù)為地質(zhì)導(dǎo)向鉆井和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井，同時(shí)借助于先進(jìn)的設(shè)備、工具、儀器、軟件和可視化系統(tǒng)。

我國(guó)水平井鉆井技術(shù)目前處于快速發(fā)展階段，其鉆井技術(shù)水平已處于國(guó)際先進(jìn)地位，但在鉆井設(shè)備、工具和儀器、自動(dòng)化鉆井以及水平井技術(shù)的集成系統(tǒng)和綜合應(yīng)用方面距國(guó)際先進(jìn)水平還有不小差距。經(jīng)過(guò)大量研究和不斷創(chuàng)新，我國(guó)水平井鉆井技術(shù)的綜合應(yīng)用水平迅速提高，并在多個(gè)油田得以有效應(yīng)用。在水平井鉆井技術(shù)實(shí)際應(yīng)用中，在考慮油田地質(zhì)特點(diǎn)的前提下要綜合考慮井身設(shè)計(jì)、鉆頭選擇等對(duì)實(shí)際應(yīng)用效果起到極大制約的因素。

紅河油田、遼河油田及蘇里格區(qū)塊油田是水平井鉆井技術(shù)應(yīng)用的代表性區(qū)域，通過(guò)對(duì)地質(zhì)特點(diǎn)的研究來(lái)決定鉆具選擇、井身設(shè)計(jì)，最終形成實(shí)際應(yīng)用方案，形成了該類(lèi)區(qū)域最優(yōu)的水平井鉆井技術(shù)，也得到了實(shí)驗(yàn)結(jié)果驗(yàn)證。

1 紅河油田水平井優(yōu)快鉆井技術(shù)

坐落在鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷南端的紅河油田，因?yàn)楣^(qū)內(nèi)地面條件受限，源上源下鉆井差異明顯，塘上鉆進(jìn)復(fù)雜的情況在該工區(qū)的各個(gè)層位均有發(fā)生，其中白堊系志丹群羅漢洞組、環(huán)河組、洛河宜君組及侏羅系直羅組、三疊系延長(zhǎng)組等地層鉆井時(shí)，極易發(fā)生井漏，影響鉆井進(jìn)度。結(jié)合已完井的三類(lèi)井身結(jié)構(gòu)類(lèi)型、確定的各層位地層孔隙壓力、地層坍塌壓力和漏失壓力以及井身結(jié)構(gòu)系數(shù)，參考紅河油田的地質(zhì)特點(diǎn)和鉆井特點(diǎn)，設(shè)計(jì)出的水平井井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 水平井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)圖

水平井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)結(jié)果見(jiàn)表1。一開(kāi)采用Φ374.7鉆頭鉆至310～350 m，鉆穿黃土層，進(jìn)入環(huán)河組20～50 m，下Φ273 mm尺寸的表層套管封固第四系黃土層，滿(mǎn)足測(cè)井一次對(duì)接要求。表層套管采用常規(guī)固井工藝，要求水泥漿返至地面，保證固井質(zhì)量。主要考慮的是：第四系黃土層地層固結(jié)性較差，地層較疏松。二開(kāi)采用Φ241.33 mm鉆頭鉆至造斜點(diǎn)，再更換Φ215.9 mm鉆頭至A靶點(diǎn)，下Φ177.6 mm技術(shù)套管固井，為三開(kāi)水平段安全施工提供有利條件，降低水平段施工風(fēng)險(xiǎn)。固井按生產(chǎn)套管固井實(shí)施，采用一次注水泥雙凝水泥漿體系全井封固固井工藝，尾漿返至油層頂界以上200 m，低密度水泥漿返至井口。三開(kāi)水平段采用Φ152.4 mm鉆頭鉆至設(shè)計(jì)B靶點(diǎn)井深，下Φ114.3 mm套管至尾管完井深度。

在鉆頭選擇上，采用主成分分析法進(jìn)行確定，主成分分析是一種有效的降維工具，它是把給定的一組變量線(xiàn)性變換成一組新變量。通過(guò)巖石可鉆性實(shí)驗(yàn)，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)使用情況分析，利用主成分分析法進(jìn)行鉆頭優(yōu)選，最終采用復(fù)合鉆井技術(shù)，獲得組合鉆具設(shè)備。二開(kāi)井段使用組合鉆具和普通鉆具數(shù)據(jù)對(duì)比分析見(jiàn)表2，通過(guò)對(duì)比二開(kāi)直井段平均鉆井周期和平均機(jī)械鉆速發(fā)現(xiàn)，使用組合鉆具井的平均鉆井周期大幅減少、平均機(jī)械鉆速明顯提高。

表1 水平井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)結(jié)果

表2 二開(kāi)井段使用復(fù)合鉆井和未使用復(fù)合鉆井技術(shù)鉆井周期和鉆速對(duì)比表

在對(duì)紅河油田15口井的測(cè)試中得到結(jié)果：鉆井周期縮短了約14.5 %，平均機(jī)械鉆速提高了19.2 %。由此可見(jiàn)，根據(jù)多場(chǎng)景因素分析得到的組合鉆井技術(shù)可以在很大程度上提高鉆井效率。通過(guò)對(duì)3口水平井現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試得到結(jié)果：設(shè)計(jì)鉆井周期分別為50 d、55 d、32 d的井，實(shí)際鉆井周期分別為46 d、47 d、24 d，節(jié)約時(shí)間分別為3 d、7 d、8 d。

2 遼河油田魚(yú)骨型分支水平井鉆井技術(shù)

魚(yú)骨型分支水平井鉆井技術(shù)，是在水平井、分支井技術(shù)成熟應(yīng)用的基礎(chǔ)上延伸、發(fā)展起來(lái)的一項(xiàng)新型鉆完井技術(shù)，是目前先進(jìn)的油氣井鉆井新技術(shù)之一[6]。其特點(diǎn)是根據(jù)油藏特征設(shè)計(jì)井眼，并進(jìn)行井眼的空間布局，有效增加油層的裸露面積，提高油藏最終采收率。

遼河油田采用了魚(yú)骨型分支水平井鉆井技術(shù)。為了確保鉆井完井順利實(shí)施，魚(yú)骨型分支水平井主井筒的軌跡應(yīng)盡量簡(jiǎn)單。根據(jù)遼河油田的地層特點(diǎn)，魚(yú)骨型分支水平井主井筒的軌跡普遍選用雙弧剖面。又稱(chēng)“直—增—穩(wěn)—增—水平”剖面，由直井段、第一增斜段、穩(wěn)斜段、第二增斜段和水平段組成。其特點(diǎn)是在兩段增斜段之間設(shè)計(jì)了一段較短的穩(wěn)斜調(diào)整段，以調(diào)整由于工具造斜率的誤差。這種剖面適用于目的層頂界已確定，而工具造斜率不十分確定的情況，是中、長(zhǎng)曲率半徑水平井比較普遍采用的一種井身軌跡類(lèi)型，如圖2所示。

圖2 “直-增-穩(wěn)-增-水平”剖面示意圖

根據(jù)油藏埋深、儲(chǔ)層特性、鉆遇地層等因素，遼河油田魚(yú)骨型分支水平井采用適用于稠油區(qū)塊薄油層的二開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，如圖3所示。該設(shè)計(jì)成功地在遼河油田進(jìn)行了分支水平井現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn) 20 余次。從已投產(chǎn)的幾口井來(lái)看，產(chǎn)量是鄰井的 1.6～8.87倍，魚(yú)骨型分支井技術(shù)的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用給油田公司帶來(lái)很好的經(jīng)濟(jì)效益。該項(xiàng)技術(shù)的應(yīng)用，使遼河稠油、特稠油、低滲油藏、層間剩余油挖潛得到經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)，為今后油田增儲(chǔ)上產(chǎn)、降本增效提供了技術(shù)保障。

圖3 應(yīng)用于稠油區(qū)塊薄油層、稀油區(qū)塊薄油層二開(kāi)井身結(jié)構(gòu)

3 蘇里格區(qū)塊水平井鉆井技術(shù)應(yīng)用

蘇里格氣田位于內(nèi)蒙古自治區(qū)烏審旗和鄂托克前旗境內(nèi)。蘇里格氣田地質(zhì)條件十分復(fù)雜，主要表現(xiàn)為砂巖發(fā)育，但砂體規(guī)模小、有效砂體展布局限、單井控制儲(chǔ)量有限，單井產(chǎn)量低。如何提高單井產(chǎn)量、提高氣田采收率，尋求有效開(kāi)發(fā)手段成為能否實(shí)現(xiàn)蘇里格氣田高效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。

實(shí)踐證明，利用水平井開(kāi)發(fā)蘇里格氣田是有效解放儲(chǔ)層、提高單井產(chǎn)量、提高氣田采收率的重要手段。蘇里格氣田水平井開(kāi)發(fā)經(jīng)歷了初期試驗(yàn)、取得突破、規(guī)模應(yīng)用3個(gè)階段[7-8]。從初期以“直井開(kāi)發(fā)為主”，到以“叢式井、水平井開(kāi)發(fā)并重”的重大轉(zhuǎn)變，氣田開(kāi)發(fā)方式也因此發(fā)生了大的轉(zhuǎn)變。

蘇里格氣田直井段延長(zhǎng)底及紙坊上部地層存在礫石層及礫石夾層，PDC鉆頭容易造成早期破壞，制約著直井段一趟鉆的實(shí)現(xiàn)。使用了迪普DM665D鉆頭和江鉆KMl662DTR鉆頭，其特點(diǎn)主要有：

1)將鉆頭冠部縮短，布齒有20°至30°的傾角，防止牙齒吃入地層太多，減弱鉆頭的攻擊性，減小反扭矩，增加工具面穩(wěn)定性。

2)實(shí)驗(yàn)不同的防吃入節(jié)高度對(duì)工具面穩(wěn)定性和機(jī)械鉆速的影響，找到一個(gè)合理高度，既穩(wěn)定工具面，又不犧牲機(jī)械鉆速，增加單只鉆頭進(jìn)尺。

3)兩種型號(hào)鉆頭都是6刀翼主切削齒16 mm，底部平緩，增加了井底接觸面積，減小反扭矩，工具面控制容易。

4)提高復(fù)合片質(zhì)量穩(wěn)定性，保證單只鉆頭進(jìn)尺超過(guò)350 m，才有可能實(shí)現(xiàn)兩只鉆頭完成斜井段。

傳統(tǒng)的水平井鉆井技術(shù)采用普通鉆頭，鉆頭磨損嚴(yán)重，造成鉆井周期長(zhǎng)，機(jī)械效率低的不足。

將新技術(shù)(改進(jìn)后鉆頭)與傳統(tǒng)技術(shù)(采用普通鉆頭)在桃7井區(qū)的實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果見(jiàn)表3和表4。

表3 桃7井區(qū)直井指標(biāo)對(duì)比表

采用新技術(shù)后，鉆井速度提高明顯：桃7井區(qū)直井在完成井?dāng)?shù)和平均井深基本持平的情況下，鉆井周期和建井周期分別縮短了約3.76 d和4.93 d。平均機(jī)械鉆速和鉆機(jī)每臺(tái)平均月速度分別提高了1.69 m/h和896 m/月，提速幅度達(dá)到了22.9%。

桃7井區(qū)定向井在水平位移增加141.4 m的情況下鉆井周期和建井周期分別縮短了約1.46 d和7.38 d，平均機(jī)械鉆速和鉆機(jī)平均月速度分別提高了1.30 m/h和283 m/月，提速幅度達(dá)到了6.37%。

表4 桃7井區(qū)定向井指標(biāo)對(duì)比表

4 結(jié)束語(yǔ)

根據(jù)紅河油田、遼河油田及蘇里格區(qū)塊水平井的井身特點(diǎn)、地質(zhì)特點(diǎn)等因素，闡述了水平井鉆井技術(shù)在不同區(qū)域的應(yīng)用情況。通過(guò)對(duì)優(yōu)快鉆井技術(shù)、魚(yú)骨型鉆井技術(shù)等水平井鉆井技術(shù)的研究，結(jié)合實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和對(duì)水平井鉆井技術(shù)的井身設(shè)計(jì)、井眼軌跡控制、鉆頭優(yōu)化選擇的研究，使水平井鉆井技術(shù)達(dá)到優(yōu)化效果，進(jìn)一步證明了水平井鉆井技術(shù)的可靠性。