大尺寸SAGD双水平井轨迹控制技术实践

2016-09-20于洋飞蒋先钊李俊胜王豫疆

西部探矿工程 2016年9期

关键词：井眼钻具斜率

于洋飞，罗　亮，伍　伟，蒋先钊，丁　红，李俊胜，王豫疆

（1.新疆油田公司开发公司，新疆克拉玛依834000；2.西部钻探定向井技术服务公司，新疆乌鲁木齐830026）

大尺寸SAGD双水平井轨迹控制技术实践

于洋飞*1，罗亮1，伍伟1，蒋先钊1，丁红2，李俊胜2，王豫疆2

（1.新疆油田公司开发公司，新疆克拉玛依834000；2.西部钻探定向井技术服务公司，新疆乌鲁木齐830026）

为探索大尺寸SAGD双水平井的开发效果，提高浅层超稠油油藏的采收率，在风城油田首次部署了大尺寸SAGD水平井试验井，水平段长800m。存在松软地层大尺寸井眼工具造斜率控制、水平段稳平控制、2口井水平段精细平行控制及管柱下入等技术难点，通过对水平井钻井井眼轨迹优化、长水平段稳平控制与延伸钻进精确控制、管柱安全下入等技术研究，现场用于1组大尺寸井组，2口井水平段轨迹走向控制满足设计要求，为该区域大尺寸SAGD双水平井钻井积累了十分有益的技术经验。

大尺寸井眼；双水平井；轨迹控制；技术实践

开采浅层超稠油油藏，采用双水平井组合SAGD技术，是提高超稠油原油采收率的一种经济可行的方法。一般采用生产井（P井）和注汽井（I井）平行的双水平布井方式，2口井纵、横向间距均有严格要求。对于大尺寸井眼SAGD双水平井，它不仅要求具有合理的着陆点位置，而且对入靶时的井眼方向具有很高的要求，既要保证单井水平段的水平度，也必须保证SAGD双水平井水平段的平行度，如果不能对大尺寸井眼造斜段的井斜及井眼方向进行有效的控制，将会增大水平段轨迹控制难度和工作量，给施工带来不利影响；如果注汽井和生产井在同一平面上没有保持直线平行，发生水平与垂向偏移较大超出要求时，会对原油采出程度和生产效果产生明显影响［1］。通过对大尺寸SAGD双水平井轨迹控制技术研究，大尺寸井组的成功应用，为后期采油作业提供了更大的作业空间，以及满足了稠油热采井采油泵安放对井眼轨迹的要求。

1　区域地质特征

风城油田区域构造位于准噶尔盆地西北缘乌夏断褶带的夏红北断裂上盘中生界超覆尖灭带上，侏罗系齐古组总体构造形态为被断裂切割的向南倾的单斜，地层倾角5°～8°，近断裂附近倾角变陡。地层自上而下可划分为白垩系吐谷鲁群、侏罗系齐古组、三工河组、八道湾组以及三叠系、二叠系及石炭系地层。稠油油藏埋深浅，目的层齐古组稠油油藏埋深240～500m，部分区块埋深在140～300m左右。

2　轨迹控制难点

2.1造斜率的控制

Ø444.5mm井眼造斜段为大尺寸井眼，地层松软，工具实际造斜率难确定，井眼轨迹控制难度增大；钻井液排量大，排量在55～60L/s范围，流速快，对软地层冲刷严重，会降低工具的造斜能力。

2.2大尺寸井眼轨迹控制要求高

大尺寸井眼入靶及水平段靶窗窄，要求靶窗高度1m、宽度2m；造斜段、水平段较长，造斜段长600m左右，水平段长达到800m，是目前风城油田SAGD双水平井斜井段轨迹控制最长的井组；轨迹控制要求高，生产井下泵位置井斜55°～60°井段造斜率不超过5°/30m，以满足采油工艺要求，水平井段轨迹必须保证水平，轨迹距靶心垂向误差不超过±0.5m，平面上水平井段轨迹距靶心误差不超过±1m，2井之间水平段间距为5m± 0.5m。

2.3管柱下入难

地层浅且井眼大，水平井的水平段较长，岩屑易堆积形成岩屑床，而且下入大尺寸管柱刚性强，致使管柱下入摩阻扭矩大；垂直段管柱长度短，管柱自重所能提供的下行力很有限。

3　轨迹控制技术方案

3.1井身剖面优化

根据井区已钻井实钻轨迹控制情况，FHWX井组井身剖面选择“直—增—稳”三段式剖面，结合考虑满足开采的要求，通过上移调整造斜点位置，适当延长在浅层水平井大井眼中的靶前位移，降低斜井段造斜率，使生产井斜井段造斜率既能达到在要求范围内，也能在较短的靶前位移内入靶，生产井与注汽井为平行的剖面。注汽井在实钻前，要依据生产井的实钻轨迹剖面，重新优化设计井身剖面。

3.2下部钻具组合力学性能分析与优化

考虑到造斜段地层比较疏松，又是Ø444.5mm大尺寸井眼，造斜率控制难度大，通过底部钻具组合力学分析软件对2组下部钻具组合力学性能进行了计算分析，2组钻具组合分别为：Ø444.5mm钻头+Ø244.5mm螺杆钻具+Ø203mmMWD短节+Ø203.2mm无磁钻铤×2根；Ø311.2mm钻头+Ø197.0mm螺杆钻具+Ø203mm MWD短节+Ø177.8mm无磁钻铤×2根。假设Ø444.5mm井眼钻压为140kN，螺杆的近钻头稳定器外径为Ø441.0mm，螺杆弯角度数为1.25°，扩径率为5%；假设Ø311.2mm井眼钻压为120kN，螺杆的近钻头稳定器外径为Ø308mm，螺杆弯角度数为1.25°，扩径率为5%。通过计算分析，结果表明，不同井眼条件下相同螺杆弯角的底部螺杆钻具组合，Ø444.5mm井眼造斜段底部钻具组合的造斜率比Ø311.2mm井眼造斜段底部钻具组合的造斜率要低，特别是在初始造斜段的造斜率。综合考虑螺杆造斜率分析、井眼实际情况及地层的影响，在Ø444.5mm井眼可以选用比设计最大造斜率（4.64°/30m）高2～3个级别的弯度，1.83°、2.12°可以满足要求，因此选择2°螺杆弯度。另外，如果在Ø311.2mm井眼，在假设钻压为120kN，螺杆的近钻头稳定器外径为308mm，扩径率为5%的情况下，选用2根Ø127mm无磁钻铤、1.5°螺杆弯度可以达到造斜率要求。

3.3造斜段轨迹控制

SAGD油井要达到预期的高采收率，必须对注汽井和产油井有严格的控制要求，要求2口井的距离误差满足工程设计的要求［2-3］。如果2口井的水平段始端距离过近，高温蒸汽从井口注入注汽井后，易发生汽窜，注采井容易过早形成热联通，影响采收率；如果SAGD井组的水平段始端垂向距离过远，热连通较差，水平段末端位置优先形成热连通，最终导致水平段动用程度较差，因此，SAGD双水平井造斜段入靶控制是水平井轨迹控制关键点之一。考虑到松软地层Ø444.5mm大尺寸井眼造斜段的造斜点浅、造斜段较长、钻井液排量大，造斜率难以把控，造斜段轨迹控制难度大，最终确定的方案为先用刚性小、摩阻也相对较小和利于定向施工的钻具组合钻进至A点完成造斜段，以满足轨迹控制需求，后再下入Ø444.5mm扩眼钻具组合进行扩眼作业。不同井眼尺寸下造斜段钻具组合扭矩、摩阻计算对比见表1，计算条件按套管内摩擦系数0.2、裸眼摩擦系数0.3和钻井液密度1.15g/cm3。

表1　不同井眼尺寸下造斜段钻具组合扭矩、摩阻计算对比

为了实现注汽井造斜段轨迹更加精确的入靶着陆，采用RMS-I型磁导向仪器［4］，用磁导向系统引导注汽井的钻进，避免入靶前因MWD测量受已钻生产井套管磁干扰影响，使入靶轨迹偏移误差大，使造斜段井眼轨迹重合性更好，入靶精度严格控制在要求范围内，为三开水平段轨迹引导打下良好的基础。在现场施工当中钻至设计靶点A点，将井斜较A点设计入靶井斜适当增加2°～3°，保持井斜角适当超前，弥补下入技术套管后的降井斜，有利于水平段轨迹平稳控制。

3.4水平段轨迹控制

对于Ø311.2mm大井眼800m长水平段的SAGD井，根据目前水平井轨迹控制技术保持1口井水平段的水平度较容易实现；但要确保上下2口井水平段的平行度，由于受到前一口井套管的磁干扰作用，同时常规仪器的测量累计误差较大，因此，在Ø311.2mm井眼注汽井水平段使用高精度MWD配合磁导向仪器［5］，保证测量的精确和仪器使用的可靠性，使注汽井与生产井水平段达到要求的平行度。在钻具组合选择方面，首先考虑钻具组合的稳平能力，具有较高稳平能力的钻具组合可以在很大程度上减少轨迹控制的工作量；合理选择钻具组合和钻进方式，及时调整钻井参数，精细控制轨迹，确保水平段稳平钻进。

3.5大尺寸套管的安全下入

采用通井钻具组合模拟套管串刚度通井，综合考虑井眼的准备情况，设计通井钻具组合进行通井，是确保套管下至设计井深重要的前提条件之一。考虑到大尺寸井眼套管下入难度，需要重新设计通井钻具组合疏通井眼、修整井壁。采用加权系数法计算出3种通井钻具组合的刚度，充分考虑了扶正器与钻铤或加重钻杆的组合刚度，在计算的时候，把钻具组合最上面的扶正器作为最后一个计算的单元梁，进而得到钻具组合与套管的刚度匹配比值。通过计算结果对比，当m≥1时说明通井管柱的刚度大于套管刚度，套管在井下比通井管柱更柔软，理论上套管应能下至预定位置。计算结果表明，若不考虑其他因素的影响，通井钻具组合在理论上可保证套管的顺利下入。计算结果见表2。

表2　造斜段、水平段通井钻具组合与套管的刚度匹配比值

3.6配套技术措施

轨迹控制中，工具性能出现较大幅度变化时，每5m测取一点数据，及时摸清工具造斜性能，调整钻井方式。在水平段作业中，依据水平段钻井方式变化，准确做好井底轨迹预测，避免井斜和方位大幅度变化，确保水平段井眼轨迹的平滑。

4　应用效果

4.1FHWXP/I大尺寸井组中靶情况

根据制定的轨迹控制技术方案，结合现场实际情况，采取“先高后低”、“早扭方位”的轨迹控制策略，通过调整动力钻具的工具面角加强对方位的动态监控，实现了着陆点的精细控制，入靶点严格控制在设计要求范围内；在800m长水平段钻进中，及时把握复合钻进时井眼曲率的变化趋势，应用高精度测量仪器和优选的钻具组合、参数，采用“多复合、少滑动”的钻进方式，降低摩阻，水平段复合钻进尺达到80%以上，在较短的时间进入B靶。

4.2水平段轨迹的平行控制

在大尺寸井眼水平井施工工艺基础上，结合磁导向测量技术，有效控制了2井水平井段相对误差。在施工中，生产井中的磁源接收器每次放至在注汽井磁接头前10m位置，引导注汽井的井眼轨迹平行控制，当钻完10m后将生产井磁接收器下入10m，始终保持10m的引导距离。施工中为保持控制精度，每10m MWD和磁导向测量一次，及时调整轨迹，确保了2井的平行。实钻轨迹2井水平段最大垂距5.41m，最小垂距4.56m，最大横向偏移距0.98m，最小横向偏移距0.58m，达到井组设计要求范围。

4.3套管下入情况

二开Ø311.2mm井眼造斜段下入带有Ø444.5mm扩眼器的钻具组合扩眼结束后，分别使用“单扶、双扶、三扶”三种钻具组合通井后，Ø339.7mm技术套管顺利下入，技术套管下入摩阻在150～200kN，比理论计算摩阻值要大；三开Ø311.2mm井眼800m长水平段完钻后，分别使用“单扶、双扶、三扶”三种钻具组合通井，顺利下入Ø244.5mm筛管至完钻井深，油层尾管下入摩阻在300～400kN，无遇阻、卡现象发生。