鱼骨状水平分支井建35-支平1井钻井技术

崔海林 唐洪林 闫振来 许新强 左红军

(胜利石油管理局钻井工艺研究院,山东东营 257017)

◀钻井与完井▶

鱼骨状水平分支井建35-支平1井钻井技术

崔海林 唐洪林 闫振来 许新强 左红军

(胜利石油管理局钻井工艺研究院,山东东营 257017)

为提高建南气田的采气量和改善开发效果,在建南区块部署了鱼骨状水平分支井——建35-支平1井。在介绍建35-支平1井储层地质情况、井身结构和井身轨迹剖面的基础上,对定向钻进阶段的技术难点进行了详细分析,并从钻具组合、螺杆钻具、钻井参数和钻进方式优选,及套管防磨、分支井眼扭方位、裸眼悬空侧钻和预防再进入分支井眼方面,对该井所采用的工艺技术和技术措施进行了详细介绍。该井的成功,证明采用鱼骨状水平分支井开采海相碳酸盐岩低渗低压裂缝性气藏是可行的,也为今后该技术在海相碳酸盐岩低渗低压裂缝性气藏的推广应用积累了宝贵经验。

裂缝性油气藏;水平井;分支井;建南气田;建35-支平1井

建南气田位于四川盆地东缘石柱复向斜中部建南构造,分为南高点和北高点;气田纵向上包括三叠系嘉陵江组嘉1段、三叠系飞仙关组飞3段、二叠系长兴组长2段和石炭系4个工业产层[1]。建南气田截至1981年7月共探明天然气储量100.25× 108m3。建南气田2007年产气量1.024×108m3,采气速度1.02%,累积产气量16.2×108m3,探明地质储量采出程度为16.2%。目前该气田处于低采气速度、低采出程度状态,油气藏的开发效果、采气量急需改善和提高。由于鱼骨状水平分支井可以从一个井眼中获得最大的总水平位移,在相同或不同方向上钻穿不同深度的多套油气层,具有大幅度增加油气层裸露面积和延长油气井寿命,提高油(气)井产量和油(气)采收率的优点[2-7]。为此,江汉油田在建南区块部署了第一口鱼骨状水平分支井——建35-支平1井,希望应用先进的鱼骨状水平井技术提高单井产能和建南气田的整体开发效益,实现稀井高产。

1 储层特征

1.1 储层构造特点

建35-支平1井位于重庆市石柱县黄水镇清河村建68X井东北1 548 m处,构造位置是石柱复向斜中部潜伏构造带建南构造南高点西南部,勘探层位为下三叠统飞仙关组飞3段。建南构造为一保存完整的背斜构造,构造轴线为北东方向,呈缓“S”形展布。有2条逆断层:太平镇断层位于构造西北翼,规模较大;石圣-跨石庙断层位于南高点近轴部,规模较小。

1.2 储层岩性与油藏特点

该井飞3段储层以颗粒灰岩发育为特征,岩性以灰白-灰色中-厚层泥晶灰岩、砂屑灰岩、鲕粒灰岩为主,见水平、平行层理,斜层理及交错层理,颗粒灰岩中普遍含生物屑。通过储层岩性分析,岩性致密,可钻性低,裸眼悬空侧钻具有较高的难度。

建南构造南高点飞3段气藏以孔隙和裂缝为主,储层孔隙度分布范围较大,颗粒灰岩孔隙度最大为 3.85%,最小为 0.52%,平均孔隙度为1.20%,渗透率为0.554×10-3μm2[8]。建南气田飞3段储层中局部裂缝较发育,储层裂缝多以斜缝和高角度裂缝为主,水平裂缝较少,裂缝规模以微、细裂缝居多,形态多不规则,裂缝发育不均质,钻探难度较大。

2 井身结构与井眼轨道设计

2.1 井身结构设计

根据区块地层特点、地层压力及钻井完井工艺要求,以安全、高效、优质钻井和保护油气层及高效开采为原则,该井采用三开井身结构设计,见表1。

2.2 井眼轨道设计

地层预测结果表明,嘉陵江组嘉2段地层含有膏岩层,造斜点应避开这一井段。而下部井段可钻性相对较低,造斜率的选择直接影响到井眼轨迹控制和后期水平井眼的摩阻扭矩。为了减小井下摩阻和扭矩,有利于主井眼水平段和分支井眼的实施,提高钻井效率,对不同造斜点、造斜率的几种剖面设计进行了对比分析,优选出了建35-支平1井的设计剖面,见表2～4。

表1 建35-支平1井井身结构设计

表2 建35-支平1井设计基本数据

表3 建35-支平1井主井眼剖面设计

表4 建35-支平1井分支井眼剖面设计

3 技术难点分析

1)造斜点较深,井眼尺寸相对较大,岩性致密,可钻性低,钻井效率低。该井造斜点垂深2 935.00 m,整个斜井段处于嘉陵江组地层底部的嘉1段和飞仙关组地层顶部的飞4段,岩性为灰色泥晶灰岩夹鲕粒灰岩条带和石膏紫红色泥晶云岩、泥岩,较为致密,可钻性差,井眼尺寸大(φ311.1 mm),钻头的机械能量及水力能量不足,严重影响钻井效率。在施工时间较长的情况下,易在造斜井段及狗腿度大的地方形成键槽,造成井下情况复杂。随着三开水平裸眼段的增加,环空压耗逐渐增大,泵压也越来越高,为了满足设备要求,要降低排量,使水力能量不足的矛盾更加突出,螺杆钻具的机械能量不能充分发挥,使机械钻速降低。

2)邻井资料少,施工缺乏参考依据。在该井之前该区块没有钻过大尺寸井眼的定向井和水平井,对于选择单弯螺杆尺寸及单弯螺杆的造斜能力缺乏了解,给单弯螺杆尺寸和弯度的优选造成一定困难。由于该区块地层裂缝发育无规律,而设计目的层与参考邻井的距离较大,周围的控制井少,使目的层垂深、倾角、厚度很难准确预测,只能根据实钻数据调整井眼轨迹,对井眼轨迹的控制和井眼的圆滑程度有很大影响。

3)造斜段岩性致密,定向钻进钻速慢,钻井效率低。整个造斜段处于嘉陵江组地层底部的嘉1段和飞仙关组地层顶部的飞4段,岩性以灰岩为主,夹有少量石膏和云、泥岩,岩性致密,可钻性差,钻进时随着井斜角的增大,携岩困难,摩阻和扭矩大,滑动钻进钻压传递困难,易出现卡钻等事故,钻井效率低。

4)水平段较长,井眼结构复杂,后期摩阻和扭矩大,携岩困难。该井为鱼骨状分支水平井,井眼结构复杂,实钻主井眼水平段长640.50 m,水平位移962.67 m,分支井眼水平段长604.00 m,水平位移1 019.48 m,且连续扭方位作业使井眼轨迹复杂,增大了钻进时的摩阻和扭矩,影响井眼轨迹的控制效果。较长的水平段和井眼轨迹的不规则变化也给岩屑携带造成困难,影响井下安全。

5)分支井眼与主井眼夹角大,连续扭方位作业井段长,钻井风险高。该井实际从井深3 584.00 m开始对分支井眼进行侧钻扭方位作业,钻至井深3 812.00 m完成扭方位作业,扭方位井段长228.00 m,方位角自 44.58°扭至 89.28°,方位角变化率19.61°/100m,主井眼与分支井眼的夹角达到36.56°,连续扭方位作业使井眼轨迹复杂,增大了钻进时的摩阻和扭矩,给钻井带来了极大的风险。

6)水平段悬空侧钻难度大。该井储层为下三叠统飞仙关组地层的飞 3段,实钻垂深大于3 257.00 m,岩性为浅灰-深灰色灰岩、鲕粒灰岩和砂屑灰岩,岩性致密,可钻性差,采用牙轮钻头钻进钻压加至120～140 kN,钻时15～20 min/m。悬空侧钻时钻具无支撑,侧钻难度大。

7)由于鱼骨状水平分支井工艺较为复杂,施工周期较长,易出现井下复杂情况,而且对储层段的井壁稳定性和储层保护要求高,特别是分支井眼,因分支井眼为裸眼完井,全井完成后很难再进入分支井眼作业,其储层保护要求更高。在起下钻过程中,如果分叉窗口处理不当,有可能进入分支井眼,影响钻井效率。

4 钻井技术措施

4.1 优选钻具组合

优选钻具组合是优质、高效控制井眼轨迹的重要措施之一。优选原则是:1)尽量简化下部钻具组合,降低井下钻具危险系数;2)满足井眼轨迹控制需要,尤其是造斜率控制,还应尽量控制不要出现较大的狗腿度,以保证井眼轨迹圆滑,有利于后期作业的顺利进行;3)合理优化钻具,减少更换钻具组合次数,提高钻井效率;4)水平段钻具组合应满足“少滑动钻进,多复合钻进”的要求,实现优快钻进,提高钻井效率。

根据以上原则,优选出了该井造斜段和水平段的钻具组合:

造斜段钻具组合为φ311.1 mm钻头+φ216.0 mm单弯螺杆钻具+φ203.2 mm无磁钻铤+MWD+ φ127.0 mm加重钻杆;

水平段钻具组合为φ215.9 mm钻头+单弯螺杆钻具+φ211.0 mm欠尺寸稳定器+φ127.0 mm无磁承压钻杆+MWD+φ127.0 mm斜坡钻杆+ φ127.0 mm加重钻杆。

该钻具组合的优点是井眼控制精度较高,可以通过调整钻井参数和钻井方式,达到增斜、稳斜和降斜的效果,从而达到连续控制井眼轨迹的目的,还能较好地控制狗腿度和水平段的稳斜效果。

4.2 优选螺杆钻具

二开造斜段常规定向钻具组合应为“φ311.1 mm钻头+φ244.5 mm单弯螺杆+……”,在造斜段开始施工的前5趟钻,采用了φ244.5 mm螺杆,但是在滑动钻进时存在以下现象:“滑动钻进不到2 m就出现托压现象,上提粘卡严重,甚至有卡钻的危险,定向钻进极其困难,只得开转盘在定向段划眼,划眼时蹩跳钻现象严重,划眼后情况稍好一些,可以连续滑动钻进1.0～1.5 m,再划眼,这样滑动钻进一段划眼一段”。分析其原因,可能是由于岩性致密,硬度较大,φ244.5 mm单弯螺杆前端刚性太强,滑动钻进时撑在井壁上,存在挂卡现象。后来更换成尺寸较小的单弯螺杆,采用“φ311.1 mm钻头+ φ216.0 mm单弯螺杆+……”钻具组合,从而解决了上述问题,大大提高了钻井时效。

4.3 优选钻井参数

钻井参数优选也是优质、高效控制井眼轨迹的重要措施之一。该井在造斜段滑动钻进和主井眼与分支井眼水平段导向钻进时均对钻井参数进行了优选。造斜段大尺寸井眼滑动钻进时,根据钻井设备能力和螺杆钻具参数要求,尽量控制加在钻头上的真实钻压处于钻头和螺杆钻具的额定范围内,排量能够满足携岩、净化井眼的要求,并能充分发挥钻头和螺杆的最大性能,提高钻井时效。主井眼和分支井眼水平段采用PDC钻头导向钻进时,通过优选钻压即可控制井斜角的增降,保证井下安全钻进。

4.4 套管防磨技术

造斜段完成后,为了后期主井眼和分支井眼施工安全顺利进行,技术套管下至A靶点。在水平段钻进过程中,钻具在自重作用下紧靠下井壁,易造成钻杆接头对套管的严重磨损,同时也会增大钻进时的摩阻和扭矩。因此优选了防磨接头,并优化了其安放位置,变旋转接触为非旋转接触,不仅有效保护了套管,同时也减小了复合钻进时的扭矩。

4.5 优选钻进方式

鱼骨状水平分支井可以采用不同的钻进方式。由于目前国内现有工具的限制,主要采用前进式或后退式两种钻进方式。根据完井方式要求,结合地层特点,该井采用了前进式钻进方式,即先钻分支井眼,再钻主井眼。该钻进方式具有以下优点:

1)主井眼顺利下入防砂筛管的成功率较高,后期完井相对主动;

2)可最大限度地减小可能的井眼损失,取得最佳的开发效果[2]。

4.6 分支井眼扭方位技术

首先优选了合适的单弯动力钻具,根据设计要求和前面螺杆造斜率的情况,选择了1.25°单弯螺杆,扭方位井段的造斜率均在20°/100m左右,满足了扭方位井段井眼轨迹控制的需要,并保证了井眼轨迹的平滑,没有出现较大的狗腿度,良好的井眼轨迹降低了钻进中的摩阻和扭矩。在钻进过程中,采用扭矩仪监测实际的扭矩和摩阻,并利用先进的摩阻扭矩分析软件分析实钻时的摩阻和扭矩,保证实际扭矩和摩阻在安全钻井范围之内,从而高效安全地完成了分支井眼施工和电测作业。

4.7 裸眼悬空侧钻技术

采用裸眼悬空侧钻钻井工艺,即首先完成分支井眼,上提钻具至设计侧钻点。由于分支井眼为连续变换井眼方位钻进完成,同时井斜角略有增大,且主井眼方向为下倾走向,故侧钻时钻具钻进方向与分支井眼相反,且井斜角略有减小,但整体上保持侧钻点上部井眼钻进趋势。由于储层段为较致密的灰岩,可钻性较差,侧钻难度很大,经过认真细致地分析,选择了可钻性较好的井段,严格执行划槽作业,细化操作,施工时采取严格的“控时限压”钻进和钻具活动措施,该井实际侧钻点在井深3 584.00 m处,钻至井深3 596.00 m时确定侧钻成功。

4.8 预防再进入分支井眼技术

由于采用前进式钻进方式,分支井眼完井后不需要再进入。为了防止下钻时钻具再进入分支井眼,必须合理优化分支井眼的姿态及其与主井眼的相对位置。分布状态为保持窗口附近30～50 m分支井眼在主井眼的斜上方,即分支井眼窗口附近上翘,主井眼下倾,并对分叉窗口进行处理,这样下钻时钻具在重力和自身刚性作用下沿主井眼方面延伸。该井多次短程起下钻和下钻过程中均顺利进入主井眼,说明预防再进入已完钻分支井眼的措施非常成功。

5 实钻数据及效果

建35-支平1井完钻井深4 060.00 m,实钻主井眼水平段长640.50 m,水平位移962.67 m,分支井眼水平段长604.00 m,水平位移1 019.48 m,创造了目前国内陆上鱼骨状水平分支井垂深最深(3 273.33 m)的纪录。该井的水平段利用单弯双稳定器钻具组合滑动钻进进尺仅22.50 m,滑动钻进比例仅占水平段长度的2.21%,大大提高了钻井时效。

6 认识与体会

1)建35-支平1井是在川东北海相碳酸盐岩地层完成的第一口鱼骨状水平分支井,也是第一次在低渗低压裂缝性油气藏中应用鱼骨状水平分支井钻井技术,为建南区块推广应用鱼骨状水平分支井钻井技术,提高建南气田整体开发效益积累了宝贵经验。

2)建35-支平1井水平段钻进中应用了“PDC钻头+单弯螺杆+欠尺寸稳定器”的导向钻具组合,通过优选钻井参数取得了很好的井眼轨迹控制效果,大大提高了钻井时效。

3)鱼骨状水平分支井技术是一项综合钻井技术,需要钻井、地质、录井和完井等多部门协调配合,钻完井工程与油藏地质相结合、精细地质描述、准确预测储层是发挥分支井技术优势的重要前提,应用地质导向技术是提高油层钻遇率的有效方法。应根据地区特点,不断完善井眼轨道设计与轨迹控制技术,有针对性地选择完井方式,以满足油气田开发对井眼分布、走向、几何形状尺寸和油气层保护的要求,最大限度地发挥产层的供液、供气能力。

[1] 许发年,刘文杰.对建南气田储层改造效果的认识[J].江汉石油职工大学学报,2006,19(2):18-20.

[2] 耿应春,韩来聚,王爱国,等.胜利油田CB26B-ZP1鱼骨状水平分支井钻井技术[J].石油钻探技术,2007,35(5):52-54.

[3] 王正湖,唐志军,王敏生,等.国内第一口分支水平井钻井技术[J].石油钻探技术,2001,29(1):7-9.

[4] 安克,王敏生.胜利油田分支井钻井技术现状及展望[J].石油钻探技术,2003,31(6):7-9.

[5] 林晶,王新,宋朝晖.新疆油田浅层稠油鱼骨型分支水平井技术[J].石油钻探技术,2007,35(2):11-14.

[6] 王新,宋朝晖,李晓军,等.新疆油田LuHW301Z双分支水平井钻井技术[J].石油钻探技术,2009,37(5):118-120.

[7] 郑毅,黄伟和,鲜保安.国外分支井技术发展综述[J].石油钻探技术,1997,25(4):55-55.

[8] 李平权,肖军民.建南气田南高点飞三段气藏储层描述及应用[J].江汉石油职工大学学报,2006,19(4):6-9.

[审稿 陈天成]

Multilateral Horizontal Drilling Technology Used in Jian 35-Zhiping 1 Well

Cui H ailin Tang Honglin Yan Zhenlai Xu Xinqiang Zuo Hongjun
(Drilling Technology Research Institute,S hengli Petroleum A dministration,Dongying,S handong, 257017,China)

The Jian 35-Zhiping 1 Well,a fishbone-shaped multilateral well,is proposed in Jiannan block to improve exploitation and gas productivity.This paper introduces the geology of the reservoir, well casing structure and wellbore trajectory and analyzes the difficulties arising from directional drilling. The drilling techniques are introduced in detail,including the selection of bottom-hole assembly,mud motor,drilling variables and penetrating method,casing wear protection,rebelling directions of branch wellbores,sidetracking in open hole section,and re-entering.The success of this well indicates that multilateral well can be used to exploit fractured marine carbonates low permeability gas reservoirs.It also gained valuable experiences for recovering similar blocks in future.

fractured pool;horizontal well;multilateral well;Jiannan Gasfield;Jian 35-Zhi Ping 1 Well

book=2010,ebook=103

TE243

B

1001-0890(2010)02-0023-05

2009-08-21;改回日期:2010-01-22

崔海林(1981—),男,山东烟台人,2004年毕业于石油大学(华东)石油工程专业,工程师,现主要从事钻井新技术研究和定向井、水平井现场技术服务工作。

联系方式:(0546)8797402,zjslzp@sina.com