页岩油原位开发小井间距水平井钻井模拟实验初探

2022-03-30林盛杰朱晓雨杜卫强王开龙

钻采工艺 2022年1期

车阳，乔磊，林盛杰，朱晓雨,2,杜卫强, 王开龙

1中国石油集团工程技术研究院有限公司 2东北石油大学

0 引言

页岩油原位开发是通过人工加热地下低熟页岩油储层，在原位将内部的固体干酪根裂解成油气，再通过一定的工艺开采到地面的方法，又被称为“地下炼厂”，是一种环保、经济的页岩油开发的模式[1]。中国页岩油原位转化潜力巨大，技术可采储量石油产量约700×108～900×108t，天然气产量约60×1012～65×1012m3[2]。

页岩油原位开发技术可追溯到1940年，瑞典提出并发明了电热原位开采法[3]。自20世纪80年代开始，随着世界原油价格的快速上升，这项技术得到了快速的发展，跨国石油公司如壳牌、埃克森美孚、雪弗龙等都进行了相关技术研发和现场试验[4]。我国在这项技术上的研究起步于2005年，太原理工大学、吉林大学、吉林众诚油页岩公司、中国石油集团等单位提出了不同类型的原位开发技术，在吉林省的扶余市和农安县成功从地下原位采出了少量页岩油[2]。目前在原位开发技术中，以壳牌ICP(In-situ Conversion Process)技术最为成熟，采收率可达到60%以上[5]。ICP技术先在地层中完成加热井和生产井钻完井施工，然后采用小井间距井下电加热器循序均匀地将地层通过传导方式加热到页岩油裂解温度，过程易于控制[6]。

研究表明，采用六边形井网原位开发页岩油可以降低热损耗、提高投入产出比[7]。壳牌在美国和约旦前后两次先导试验都采用了正六边形垂直井网，由1口生产井、6～7口加热井和若干口监测井构成一个“地下炼厂”单元，加热井与生产井的井间距为7 m左右，大约两年时间加热到350 ℃生烃[8]，如图1所示。但这种通过缩小井间距使页岩油更快达到生烃温度的模式会增加钻井成本[9]。

图1 ICP先导试验区的正六边形井网图

与北美地区相比，我国低熟页岩油埋藏深、储层薄(20～30 m)、非均质性强、含油率低[10]。由于热场的影响范围在10 m以内，采用小井间距长距离水平井井网模式开发是最有利的一种方式。同时为了维持稳定的加热速率和加热腔，理想的加热井与生产井的井距为6～10 m，井眼轨迹控制误差率在5%以内。

1 小井间距钻井技术现状

国际上，主要通过磁信号间距手段实施小井间距为主，最小误差为2%。它是通过探测参考井的磁信号来探测两井相对位置，可通过人工磁源、激励电流等主动生磁方式和目标井套管等被动静磁的方式产生磁信号，分为主动、被动两类[11]。

1.1 主动磁测距技术

主动磁测距的关键是在参考井中产生可以主动控制频率和强度的人工感应磁场，在另一口井中探测磁信号，主动磁测距不受地磁场的干扰，需要与参考井直接或间接的接触[11]。

主动磁测距技术包括MGT(Magnetic Guidance Tool)、RMRS(Rotating Magnet Ranging Service)、SWG(Single Wire Guidance)、WT(Wellspot Tool)等系统。上述系统广泛用于水平井、煤层气对接作业、油气管道穿越、防碰井作业、井喷事故井救援等[12- 14]。SDI公司采用高精度MWD配合RMRS技术广泛开展北美页岩油精细钻井作业[15]。

我国自主研发的DRMTS、SmartMag工具在煤层气“U”型井、稠油双水平井应用效果良好[16- 17]。

1.2 被动磁测距技术

被动磁测距不需要额外的人工磁信号，其磁场主要来源于参考井套管机械加工、磁探伤和地磁场的磁化。被动磁测距不需要接触参考井，但容易受地磁场的干扰，同时受限于套管剩磁的大小和传感器的精度，定位效果较差[18]。

被动磁测距的最大测距范围为10～20 m，其平均测量精度为25%。科学钻井公司研发的MagTrac工具在防碰工程中成功应用300多井次，而国内这方面的应用相对较少[19]。

2 页岩油原位开发小井间距钻井技术方案

2.1 页岩油原位开发小井间距钻井技术难点

运用ICP技术规模化商业原位开发页岩油时采用小井间距立体井网，形成“地下炼厂”集群。在此基础上，要满足“甜点区”生产井与加热井井距6.5±0.5 m的精度，钻井过程中存在诸多技术难点。

2.1.1 前期井网部署限制多

从降低开发成本的角度考虑，页岩油原位开发宜选用“井工厂”钻井模式，在满足工程需要的前提下尽可能地减小井场面积[20]。且由于磁测距过程需要有参考井，井网部署面临合理选择参考井的问题，既不能让参考井与后实施的被参考井之间的距离较远，也不能让参考井与先实施的非参考井之间的距离较近。

2.1.2 第一口标准井成败影响大

各类磁测距手段可以克服直接钻井的累积误差，大大缩小相对误差椭圆[13]。但后实施的井在磁测距时需参考先实施的井，递推到第一口井，即标准井就显得更为重要了。一旦标准井偏移大未按设计到达目的靶区，所有的参考井就会随之偏移，甚至导致部分井钻穿储层。

2.1.3 入窗靶点的范围小

入窗靶点是进入水平段的第一点，它受上部直井段和造斜段控制。若入窗靶点未能抵达指定位置，水平段磁测距参考的基准缺失，影响整个水平段的精度。SAGD(Steam Assisted Gravity Drainage)成对井的测距作业，测距精度一般要求为±1 m，比页岩油原位开发的要求低一倍。此外，区域内多水平井同时存在，会降低测距的范围和精度[21]。

2.1.4 磁干扰下的防碰风险高

小空间下井眼轨迹多处出现空间交叉，常规的防碰扫描方法易失效，这样就带来较高的井碰风险。若采用约旦的页岩油原位开发的7口加热井的模式，生产井与最近加热井的距离又将缩小一半，井碰风险成倍增加。而在钻生产井时，与最近加热井的距离已进入磁性仪器的“磁干扰区”，影响钻进过程对防碰距离的判断。

2.2 页岩油原位开发小井距钻井技术方案

磁测距技术各有优劣，单一的磁测距技术无法克服上述难题。对于页岩油原位开发小井间距钻井这一特殊应用，国际上鲜少报道。针对钻井难点，定制多种成熟适配的磁测距技术组合，集成高端钻井工艺，提出以下钻井技术方案。

2.2.1 地质导向技术

如图2所示，在井网正式部署前，应当在储层的顶底板设置两口以上控边井。其目的是为监控后续标准井及后续井施工的效果，控制垂深上的储层钻遇率，降低垂向上的误差。采用地质导向技术，通过随钻测量多种地质和工程参数对所钻地层的地质参数进行实时评价和对比，根据评价对比结果而调整控制井眼轨迹，使之命中顶底板目标并在其中有效延伸[22]。

图2 储层顶底板的控边井示意图

2.2.2 “U”型穿针磁测距技术

如图3所示，在标准井实施前，先在标准井的A点、B点及水平段距离3～5 m的平行线上布置一定数量的直井，储层中的直井应裸眼完井并穿透顶底板，目的是控制水平井入窗点和水平段延伸。采用“U”型穿针技术，当钻进水平段时，在直井中下入探管，在钻头处连接一个强磁短节[23]。然后利用磁场信号对钻头进行精确定位，测出两者的相对距离、方位和井斜，保持与平行平面的距离d不变，引导标准井按照设计轨迹正常钻进经过直井1，2……n(n=L/γ+1，n为直井的数量，L为水平段的长度，γ为距离测量的精度)。网形成后，直井可用作温度场的监测井。

图3 “U”型穿针磁测距技术控制标准井示意图

2.2.3 双水平井磁测距技术

收集2013年12月至2016年8月江西省肿瘤医院病理科存档资料完整的胃癌活检标本1136例，其中男性850例，女性286例；年龄20～90岁，<60岁者457例，≥60岁者679例；所有患者胃镜活检前均未行放化疗及生物治疗。所有肿瘤活检组织经10%中性缓冲福尔马林固定6～48 h后石蜡包埋切片。

实施水平段施工时，应采用双水平井磁测距技术，选距离当前正钻井最近的水平井作为参考井，参考井中下入探管，正钻井近钻头连接一个强磁短节[24]。实时采集磁信号，计算相对位置。为解决在SAGD双水平井控制精度不够高的问题，优选配套旋转导向工具RSS(Rotary Steerable System)，可以大幅提高控制精度。

2.2.4 随钻防碰技术

全井段高风险防碰作业时，适当借鉴密集丛式井防碰经验。采用随钻防碰技术，在钻进过程中计算异面角和临界切入角，正确判断发生磁干扰的工况[25]。进入“磁干扰区”后，更换随钻陀螺继续钻进，不受磁干扰的影响[26]。对于距离近，且无法判断的井，可以用类似RMRS、SWG等磁测距工具进行防碰测距，开展系统防碰。

3 页岩油原位开发小井间距钻井模拟实验

针对页岩油原位开发在造斜段、水平段等轨迹控制难的问题，采用室内模拟实验评价上述技术方案。

3.1 实验装置

如图4所示，笔者团队研发的页岩油原位开发小井距磁测距模拟实验装置主要包括主控计算机、机械台架、探管、套管、磁源发射装置。通过机械传动装置带动磁源旋转来模拟强磁短节在正钻井中的旋转，探管采集磁源产生的磁信号传输到计算机中，解算出探管和磁源的距离、方位参数及标定井斜、方位数据，对比台架光栅尺读取的数据，可以评价RMRS类工具的精度。

图4 实验装置示意图

具体参数如下：精确测量待测探管高度的数据及探管和圆心的距离，坐标精度达到0.01 m；标定待测探管三维位置，测量精度达到0.01 m，标定井斜、方位数据，测量精度达到0.1°；提供作业井模拟装置上的磁源发射装置的三维位置数据，测量精度达到0.01 m；磁源发射装置始终保持正转，自转速度为80～200 r/min，控制精度1 r/min。