国内水平井钻井技术发展方向及提高采收率的优点

李德言

摘要:本文分析了几种水平井的技术特别及提高采收率的方法

关键词:水平井;技术

1 国内水平井钻井技术发展方向及趋势

我国是继美国和前苏联之后,世界上最早钻出水平井的国家。“八五”期间,通过大规模的水平井钻井技术攻关研究,取得了丰硕的成果。“九五”期间,在继续完善和推广水平井技术的同时,在辽河、胜利、新疆、和冀东等油田又开展了老井侧钻水平井技术研究及大位移钻井技术的试验研究工作。我国完成的水平井中,除少数是探井外,主要是开发井。井眼轨迹类型主要是中曲率半径水平井,从1991年至1999年,我国陆上共计完成水平井181口,其中常规水平井163口,占90%,侧钻水平井18口,占10%。中半径水平井159口,占88%。分别在碳酸盐岩裂缝性油气藏、火山喷发岩裂缝油藏、稠油砂岩油藏、低渗透砂岩油藏和不整合屋脊砂岩油藏等多种类型的油气藏应用该项技术。对于不同类型的水平井,在地质、工程优化设计、井眼轨迹控制、钻井液、完井、测井和射孔、老井侧钻水平井等关键技术均取得突破。并研制成功数十种新工具和新仪器。

胜利油田的水平井钻井技术代表我国水平井钻井技术水平。该油田经过十几年的科研攻关,完成了如下类型的水平井。

1.1 一井双探水平井

胜利油田独立完成的第一口一井双探水平井-FYSB20-D2井,现完成稳斜角63o,稳斜400m到井底,待电测探明目的层的油水界面后,采用了FYSB20-D2井控制方位21.6 o扇形不整合面的9层195.8m的中生界油层,取得了相当于8口直井的经济效益。

1.2 深层水平井钻井技术

塔里木油田的深层水平井施工主要由胜利油田承担技术服务。该地区的水平井埋藏深,施工难度大,要求中靶精度高,所完成的10口水平井,埋藏深度超过3500m,最深得达5300m,经过努力,形成了一套适合深层水平井施工的工艺技术,已交井的8口水平井经试油都喜获“千吨”以上的高产量。特别是解放128井(设计井深6001m,水平段长300m,造斜点5060m),施工中遇到奥陶系裂缝发育的碳酸盐地层,而且从造斜点到整个水平井段都处在该地层中,泥浆漏失严重,易喷易卡,针对这一难题,采用有线测量和无限测量相结合、配合近平衡钻井新工艺,顺利地完成了这口高难度水平井。

1.3 “阶梯式”水平井钻井技术

在胜利油田施工的临2-平1井,两套油层的落差达10.10m,采用阶梯式水平井技术钻第一套油层191m,第二套油层199m,初始投产日产原油112.0t/d,是临井的4-5倍。

1.4 套管开窗侧钻水平井

胜利油田首次在草20-12-侧平13井上试验获得成功。它是在7in套管内进行开窗,采用段铣工具段铣开窗口后钻成的水平井,平均造斜率为19.14°/30m,最高造斜率达到31.19°/30m,接近短半径水平井的造斜率。该井设计井深1755.5m,垂深914.4m,水平段长131m。遗憾的是该井得固井质量差,只是后来开窗部位的套管损坏而使油井近于报废。

1.5 三围绕障水平井

胜利定向井公司在所完成的水平井中,近五分之一是三围绕障水平井,最大绕度大20°。如第一口海油陆采水平井孤东7-平1井,设计垂深1038m,井深1750m,水平段长200m,需绕度20°,两靶中靶精度分别为8.9m和0.14m。

1.6 短半径水平井

先后完成的河90-平1井、盘40-41-侧平1井两口短半径水平井,收到了良好的技术经济效益和社会效益。河90-平1井完钻井深2486.38m,水平段长68.38m,平均造斜率达1.2o/m,曲率半径47.75m,建井周期45天16小时。盘40-41-侧平1井完钻井深1492.86m,水平段长112.74m,平均造斜率达1.38 o /m,曲率半径41.74m,建井周期19天17小时。

1.7 双井连通水平井

把水平井技术应用到矿产开发井中获得了成功,1997年10月初为江苏省洪泽县钻成了我国第一口开发芒硝矿的连同式“U”形水平井-顺9-平1井,在距离老井486m的位置上布一口水平井,与老井钻通,从而提高了芒硝的开采技术和产量,减少了开采投资和修井费用。

1.8 分支井

胜利油田2000年完成了两口两分支水平井,目前正在着手设计更多的分支井。

2 复杂结构井提高油藏采收率的优点

2.1 水平井提高采收率的优点

开发薄油藏油田和低渗透油藏,提高单井产量,提高采收率。开发重油稠油油藏。水平井除扩大泄油面积之外,如进行热采,还有利于热线的均匀推进,减少或防止注蒸汽超覆气窜,减少热损失,提高油汽比和油水比。开发以垂直裂缝为主的油藏。水平井钻遇垂直裂缝的机遇较直井大的多。开发底水和气顶活跃的油藏。水平井可以减少水锥、气锥的推进速度,延长油井寿命。用水平探井可钻穿多层陡峭的产层,往往相当于多口直井的勘探效果。有利于环境保护。一口水平井可以替代一口到几口直井,大量减少钻井过程中的排污量。开采残油能进一步提高老油田采收率。包括在死油区钻水平井,提高水淹油田的产量;分支水平井开采低产或枯竭油藏。水平井能降低油气生产成本,主要体现在与常规井的产量比高于成本比。

2.2 多底井、分支井在提高采收率上的应用

用多底井和分支井提高致密砂岩的采收率。致密砂岩的开发多年没有一个好的办法,1996英国阿科公司在北海海域的波凯尔油田的A3井侧钻了2个水平分支井眼,增加了可采天然气储量2.8亿m3。与普通井相比日增产天然气560万m3。

用多底井和分支井作为加密井可大幅度提高产量。壳牌石油公司在马来西亚海上的南弗里思油田采用多分支井的钻井方式钻加密井。这样可在固定的井槽数量下,通过多分支井井眼连接新的油层来增加泄油面积。DE-27井的主井眼预测产量是137t/d,多分支井井眼的产量为96 t/d。在实际生产中主井眼的最高产量达219 t/d。

用多底井和分支井降低单位技术成本。阿曼石油开发公司用多分支井钻了16口井。为了对多分支井的效果进行对比,建立了两个指数,产量提高指数和成本增加指数。再将产量增加系数与成本增加指数之比作为效率比。结果达到1.15,说明效率较高。Mobil公司在碳酸盐岩油藏的二次和三次采油过程中,也使用了多分支井技术。多数油藏的开发经初期钻井到加密钻井,进而到水驱、二氧化碳驱,产量显著地提高了。我国辽河油田海14-20侧钻分支井的成功实施也是一个典型例子。

多底井和分支井特别是多分支水平井还可以使即使使用水平井开发也仍处于经济边缘的油田开发具有经济效益。如美国AustinChalk地区直井∶水平井∶多分支井水平井吨油成本比1∶0.48∶0.39;欧洲北海地区则为1∶0.77∶0.56。其理由是多分支水平井可以进一步减少开发井数量;相应减少开发井钻井进尺;大幅度提高单井产量;有利于减少环境污染。所以多底井和分支水平井是一个能降低“吨油成本”的创新技术。多底井和分支井的缺点是钻井过程中风险增加,并要求更多的投资。然而,钻分支井是通过改善油藏的泄油面积特性来提高投资利用率。可实现强化采油、提高钻井效率、提高采收率(尤其是枯竭层)、转移开采层位等目的。

2.3 大位移井技术在增加原油产量及提高采收率方面的应用

大位移井实际上是定向井、水平井、深井、超深井技术的综合体现,是定向井、水平井技术发展的必然结果。大位移井最早的应用是出于经济考虑,如美国在加州享廷海滩,是从陆上开发海上油田。还有挪威北海西Sleipneer油田,用大位移井代替原来的开发方案,节约了10亿美元。