苏里格53区块水平井综合提速技术

张国海

(中国石油长城钻探工程有限公司钻井二公司,辽宁盘锦124010)

苏里格53区块水平井综合提速技术

张国海

(中国石油长城钻探工程有限公司钻井二公司,辽宁盘锦124010)

苏里格气田53区块属于低压、低渗区块,油藏埋藏深、油层薄、单井产量低,利用水平井开发技术是提高该区块单井产能及采收率的有效方法。长城钻探工程有限公司在该区块的钻井过程中,通过实施井深结构的优化,钻井液体系优化,钻井参数的优选与优配,钻具组合的合理选择,钻头型号优选的一系列综合提速技术措施,在水平井优快钻井方面取得了显著成效。总结了苏里格53区块钻井技术的成功经验,并提出了存在的问题。

苏里格气田;水平井钻井;井身结构;钻井参数

1 苏里格53块水平井提速技术难点

苏里格气田53区块构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带,储层属低渗低压气藏,采用常规井开采技术,采收率较低,开发成本居高不下。为此参与苏里格气田开发的各大钻探公司先后尝试水平井技术,其中长城钻探2009年完成的苏10-30-38H水平井,经过后期酸化压裂改造,产量达到了临近直井的4倍,增产效果显著。2010年,苏里格53区块水平井大规模实施,但由于该区设计造斜点深(一般在2 850 m以下)、水平井段长(一般在800～1 200 m)、气层深度不确定,完井工艺复杂,在施工过程中,石千峰、石盒子组地层坍塌、掉块,施工速度慢,延长了施工周期,严重影响了水平井开发速度。通过对邻井施工情况以及钻井二公司长期在苏里格地区施工的经验分析,苏53水平井施工的主要难点为:

(1)二开裸眼井段长,直罗组泥岩发育,易掉块;石盒子组泥岩易水化膨胀,易缩径、坍塌。

(2)本区块安定及直罗组地层倾角大,防斜打直与提速的矛盾较突出。

(3)刘家沟、石千峰地层可能出现较大漏失现象,防漏任务较艰巨。

(4)定向造斜采用 PDC钻头导向,工具面不易控制,托压严重,定向钻进时必须频繁活动钻具,增加了轨迹控制难度。

(5)定向段施工中的岩屑携带、润滑问题较严重。

(6)水平段长,施工后期钻具拉力、扭矩大,易发生钻具断落事故。

2 钻井工程设计简况

2.1 井身结构设计

目前苏53区块在水平井井身结构设计与先导试验井方面有所创新(表1),原二开φ311 mm井眼到A点下φ244.5 mm技术套管,现改为二开φ241 mm井眼到A点下φ177.8 mm技术套管。将原水平段φ215.9 mm井眼下入尾管完井水力压裂单层开发,改为φ152.4 mm井眼裸眼完井下入压裂管柱分段封隔压裂同时开发。

表1 井身结构数据

2.2 井身剖面设计

(1)井身剖面设计基本原则:①由于地层比较致密,工具造斜能力必须满足地层实际造斜率要求,因此采用中半径造斜率进行井身剖面设计,设计靶前位移350 m;②设计剖面有利于钻具组合简化,更有利于轨迹控制;③优化造斜点,将造斜点设计在2 800～3 000 m之间,方便控制全角变化率;保持井眼轨迹圆滑,有利于下步完井施工作业;④优化设计剖面,缩短钻井周期,减少投资成本。

2.3 钻井液设计

2.3.1 钻井液体系选择

钻井液体系是水平井是否顺利施工的关键。选择适合于苏53区块地层特点的聚合物有机硅高效防塌钻井液体系,在钻井液中加入沥青、柴油、柱状石墨、聚合醇、降失水剂,降低摩阻,预防坍塌,确保钻井液性能稳定,解决苏53区块水平井施工时间长、裸眼井段长、井壁不规则、直罗和石盒子组井段易掉块、易坍塌等问题。

2.3.2 分段性能设计

(1)一开井段:用土粉钻井液,密度控制在1.05～1.08 g/cm3、粘度45～55 s,满足携砂要求和防漏要求。

(2)二开直井段:采用清水-聚合物体系,造斜点前100 m泥浆改型。

(3)造斜井段:采用低固相聚合物有机硅聚合醇防塌钻井液体系,钻井液综合性能达到设计要求,密度 1.13～1.17 g/cm3、粘度 50～55 s、失水 ≤5 m L、含油量达到7%～8%,含砂量≤0.2%,泥饼光滑致密。

(4)三开水平段:采用低固相聚合物防塌完井液体系 ,密度 1.15～1.17 g/cm3,粘度 50～55 s,失水≤3 mL、含油量达到7%～8%,含砂量≤0.2%,泥饼光滑致密。

3 提高钻井效率的措施[1-3]

3.1 全井推广导向钻井技术,确保优化井眼轨迹

根据该区块的地质特点、地质设计要求、剖面设计、井身结构和完钻井的钻井情况,总结苏53区块轨迹控制经验,在二开直井段便下MWD仪器控制,及时监测井眼轨迹,根据测斜情况及时调整钻进参数,在900 m以下缓慢纠斜,确保钻达造斜点无横向位移,反向位移在30～40 m以内,减少定向段的工作量,减少井眼曲率,从而优化了轨迹。全井采用导向钻井技术(PDC钻头+螺杆+MWD仪器),精确控制井眼轨迹 。这些措施为准确入靶提供了有效的技术保障,又大大缩短了直井段钻井周期。

减少由于仪器和工具维修造成的停等维修等非生产时间,做好如下工作:

(1)每次下钻前对仪器试运行,螺杆试运转,准确丈量并记录造斜工具角差,确保无误,方可下钻。

(2)严格按设计曲率施工,减少拐点,避免三维变化(水平段井斜控制在90±1.5°、全角变化率小于3°/30 m),确保井眼轨迹平滑,为电测和下套管创造条件,为长水平井段有效降低摩阻和扭矩打下基础。

(3)做好待钻井眼曲率预测工作,严格按设计轨迹施工,控制井眼曲率偏差在±1°～2°。

3.2 优选PDC钻头

总结已完井的钻头使用情况,对地层岩性、硬度和粒径及可钻性进行分析,优选出适合地层的 PDC型号,及时对每只使用的PDC进行分析,对比地层、钻时、纯钻时间、单只总进尺,依据地层条件不断改进PDC钻头个性化设计 PDC钻头,联合钻头厂家共同研制高效、造斜专用短刀翼、螺旋刀翼 PDC钻头。扩大 PDC钻头的适应性,增加 PDC钻头的可钻进井段,提高PDC钻头的单只进尺和平均机械钻速。

3.3 优化钻具组合优选井下工具

(1)钻具组合设计的原则与依据:①钻具组合必须满足剖面设计及施工具体要求;②设计的钻具组合应考虑刚性影响,应使摩阻达到最佳;③充分发挥复合钻井技术的作用,即采用单弯螺杆定向钻进同转盘钻进交替进行,一方面使得轨迹优化,一方面有利于充分携砂。

(2)在实际应用中,直井段保直取得了良好的效果,造斜段按照设计要求组合钻具,保证了轨迹入靶,三开水平段根据井下实际情况,倒装上下钻具,减小下部钻具的摩阻,又保证水平段后期的扭矩传递。实践证明,优化后的钻具组合既保证了施工正常,又保证了井下安全,为提速工作提供了有利的保障。

(3)优选井下动力钻具。结合地层及钻定向曲率要求,优选出合适的井下动力钻具,并且依据工具技术指标优选合适钻井参数:φ172 mm以上的螺杆钻具应选用立林生产的,使用时间保证在80～120 h;φ120 mm的螺杆采用德州生产的,使用时间60 h左右。

3.4 优化钻井参数

依据每段地层岩性、可钻性,结合钻具组合要求制定出最优的钻井参数。

(1)一开钻井参数为:钻压30～50 kN,转速60～70 r/min,排量 35 L/s,泵压 8～10 M Pa。一开第一个单根必须用转盘转下去,且头三个单根用单泵钻进。每钻完一单根认真划眼两遍,每钻完6～8个单根循环8～10 min,每钻进80～100 m测斜一次,根据测斜结果合理调整钻井参数,确保一开打直(井斜控制在3°以内,否则填井),井眼光滑。

(2)二开上部直井段钻井参数为:钻压30～50 kN,转速 50～60 r/min,排量 32～35 L/s,泵压 10～11 M Pa。第一造斜段(0～50°)钻井参数为:钻压60～100 kN,排量 32～35 L/s,泵压 15～18 M Pa,且根据造斜率及井下情况多用转盘钻进(原则上每单根定进3～4 m)。第二造斜段(50°～90°)钻井参数为:钻压60～120 kN,排量 30～32 L/s,泵压 16～18 M Pa,采取滑动钻进与旋转钻进交替进行的方式,确保沿着设计轨迹钻进(原则上每单根定进4～5 m)。

(2)水平段采用钻井参数为:钻压20～40 kN,转速40～50 r/min,排量12 L/s,泵压18～20 M Pa,钻进时,根据井眼轨迹、螺杆压差、摩阻及进尺合理确定钻压,送钻均匀,保持钻压平稳。

3.5 优化钻井液体系,维护好钻井液性能

选用适合于该区块地层特点的钻井液体系。造斜井段采用低固相聚合物有机硅聚合醇防塌钻井液体系,水平段采用低固相聚合物防塌完井液体系,有效预防上部井段掉块和坍塌导致井下复杂情况的发生;为提高钻井液携岩能力,使井眼得到充分净化,应采用合理的钻井液密度,并结合实钻情况,及时合理地调整钻井液密度,实现近平衡钻井,提高钻井速度。

3.6 预防井下复杂情况和事故

(1)运用井壁稳定技术,预防井塌。选用适合于西北地层特点的聚合物有机硅高效防塌钻井液体系,运用低软化点沥青与柴油相配伍的有效防塌作用,解决前期施工时间过长、裸眼井段长、井壁不规则的问题,有效防止了直罗和石盒子组井段继续掉块、坍塌。加大防塌封堵剂沥青类产品的用量,进一步提高钻井液的封堵能力;加大防塌降失水剂的用量,常规处理剂加量是普通井型的150%,严格控制钻井液的滤失量,延缓泥页岩坍塌周期。

(2)提高携砂性能,充分净化井眼,防止卡钻。井斜角在40°～65°的斜井段为携岩最困难的井段,因此依据岩屑运移理论,大胆尝试使用三低一高(低般含、低粘度、低切力和高剪切稀释特性)的聚合物钻井液,合理控制钻井液粘度,以达到提高泵压、增大排量、提高环空返速、实现紊流携岩的目的,保证井眼清洁。为了满足水平井的钻井施工,采取如下技术措施:①提高钻井液的动塑比,大斜度井段施工时在钻井液中加入流型调节剂,提高低剪切速率下的粘度,提高钻井液的动塑比,适当提高钻井液的漏斗粘度,达到提高钻井液携岩、悬岩的目的。②坚持短起下钻作业。从定向开始短起下时间间隔不超过24 h或进尺不超过80 m,一旦出现异常(拉力上升、磨阻大、扭矩增加)应加密进行短起下,每次短起下不低于10柱,直至正常为止,每次短起下钻前后都充分循环钻井液。③在地面机泵条件许可的情况下,斜井段通过加大排量循环、钻进,保证钻井液有足够上返速度及间隔一定时间或一定进尺打入用提粘剂配制的高粘高切的稠塞,清扫井眼,保证钻屑及时返出地面。④强化净化设备的使用,保证四级净化,除沙器和除泥器使用率100%,二开后离心机100%使用,使钻井液保持较低的固相含量和合适的般土含量,以有效降低钻井液的含砂量,保证进入井内的钻井液清洁。

(3)控制好摩阻,保证润滑,防止卡钻事故发生。水平井斜度大、井眼曲率高,滑动钻进时间多,钻具长时间得不到活动,极易发生粘卡。一旦发生卡钻,就会带来很多其它复杂情况,因此防卡是水平井施工中的重中之重。施工时要求做到:①坚持勤活动钻具(特别是滑动钻进尺慢,造斜困难时),活动幅度大于10 m,防止因钻具在井内静止时间过长而发生卡钻事故。②钻井液方面要保证的滤饼质量,钻井液应保持性能良好、均匀、稳定,滤失量要小,泥饼要薄而坚韧致密,使其具有良好的流变性。③采取“定向钻进与滑动钻进”相结合的方法,根据井下实际情况随时改变短起下钻的频率和幅度,保证井眼畅通;使用球形扶正器,减少托压现象,有效减小摩阻和扭矩。④进入定向段前100 m钻井液改型,定向后要及时调整钻井液性能,加入极压润滑剂、聚合醇、柴油和防卡降阻剂,随着井斜的增加逐步提高液体润滑剂的含量,要求井斜超过40°后,含油量达到6%,固体润滑剂含量达到2%。

(4)提前准备,预防井漏。刘家沟层段地层压力低且渗透性好,易发生渗漏,对此施工中应高度重视。①揭开易漏层前10～15 m对钻井液进行一次综合性调整,以适当的粘度和切力来满足井下要求,并且采取一次长程短起下钻,以刮掉沉积在井壁上的浮泥饼和细岩屑,防止接单根后开泵蹩漏地层;②揭开易漏层后起钻前及下钻都要充分循环洗井,每次开泵均采用小排量循环一周后再加大排量循环,防止下钻到底后开泵蹩漏地层;③易漏层井段在钻井液中加入1.5%～2%超低渗透剂,提高地层的承压能力,预防井漏的发生,同时在气层段还可以有效保护油气层,提高产气量。

4 取得的效果

提速工作开展前后苏53区块施工综合钻井指标对比见表2、表3。从苏53区块两阶段完成水平井指标对比可以看出:其中完钻井深平均加深43.6 m(同比1.02%);平均水平段增长63.6 m(7.8%);平均钻井周期缩短了16天(22.9%);平均完井周期缩短了14.7天(19.1%);机械钻速提高0.12 m/h,约1.6%。提速工作取得了一定成效。

5 成功经验和存在问题

(1)成功经验:①井身结构优化有利于钻井提速,可大幅度降低水平井钻井成本,水平段6″井眼能提高钻井速度,并大大提高单井采收率;②井眼轨迹控制技术和优化钻具组合减小了摩阻、扭矩。③全程使用国产MWD+r曲线跟踪,既降低仪器使用成本,又能高效快速卡准层位;④钻井液体系的选择,为钻井安全施工提供了可靠的技术保障;⑤水平井事故和复杂情况的预防减少了提速的各种障碍;⑥各专业公司各负其责,通力合作、密切配合,为钻井提速创造条件;⑦推广完井新工艺,裸眼完井分段压裂,对多段储层同时进行压裂开发,能够提高产能效果。

表2 钻井提速措施前施工技术指标

表3 钻井提速措施后施工技术指标

(2)存在问题:①地质导向对地层判断和预测能力有待加强;②水平段螺杆钻具使用寿命与PDC钻头使用寿命不匹配,影响和钻井速度,螺杆钻具有待于进一步优选;③PDC钻头的个性化设计及优选工作有待于进一步研究;④国产MWD仪器的测量盲区较长,有效穿较薄气层存在很大难度;⑤MWD+r仪器使用维护有待进一步加强,减小故障率,增加有效使用时间;⑥水平井测井施工难度大、风险大,易发生断、掉仪器事故;⑦小井眼事故预防,配套打捞工具有待完善;⑧井口完井压裂管柱经济性差,而国产管柱成功率仍有待加强;⑨设备整体状况差,维修损失时间较多,影响安全提速。

[1] 杨志彬,胡永章,钟敬敏,等.工程地质因素对钻井提速的影响[J].断块油气田,2010,17(3):363-365.

[2] 黄松伟,张献丰,刘伍广,等.希望油田优愉钻进综合配套技术应用研究[J].断块油气田,2010,17(3):379-381.

[3] 黄松伟,丁向京.汪深平1井轨迹控制技术[J].断块油气田,2010,17(4):480-482.

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92 Horizontal well synthetic speed increase technology in Sulige 53 block

Zhang Guohai(Great Wall D rilling Engineering Limited Company No.2 Drilling Company,PetroChina,Panjing,Liaoning 124010)

Sulige gas field;ho rizontalwell drilling;well bore structure;drilling parameter

TE243

A

1673-8217(2011)05-0092-04

2011-05-30

张国海,工程师,1960年生,1985年毕业于辽河石油学校石油工程工程专业,现从事钻井技术研究。

编辑:李金华