渤海稠油油田水平分支井钻完井技术

发布网友 发布时间：2022-04-20 09:01

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热心网友 时间：2023-11-13 21:23

如前所述，在渤海已开发的油田中稠油油田占80%左右。如果将这批稠油油田的采收率提高2个百分点，相当于又发现了一个亿吨级的大油田。如果采油速度提高1倍，渤海的原油产量将大幅度提高。绥中36-1油田是典型的稠油油田，经过几年的开发，单井日产量只有20～80m³,C区油层属多层系，目前产量只有20m³左右，针对绥中36-1低产区C区的特点，探索采用水平分支井和简易防砂技术，为开发渤海稠油油田，提高采收率作好技术储备。水平分支井的井位选择的两条原则：第一，原油黏度比较大的稠油区；第二，开采的油层具有一定的产油能力，具有最小的地质风险，具体表现为具有一定的地质储量，距油水边界有一定距离，储层分布稳定，油层的有效厚度较大，一般大于6m。

绥中36-1油田为储层疏松砂岩的稠油油田，油田增产措施受到一定的*。根据油田特性，在C平台共钻5口水平分支井，每口井有1～4个分支不等，分支井段长度100～150m。

一、水平分支井工程设计

（一）地质工程设计

绥中36-1油田C平台水平分支井的目的层为东营组下段的第1油组第4小层，油层平均厚度约18m。主井眼设计双靶点，分别位于水平段起始点和终止点，分支井眼设计单靶点，位于分支井段终止点。靶点设计距离第四层顶部6m。主井眼轨迹的控制窗体：长×宽×高为井眼长度×10m×2m；分支井眼轨迹的终了点的窗口宽×高为10m×2m，并且终止点偏离主井眼的距离要大于30m，有利于提高地层流体的泄流面积。图10-8为井眼轨迹控制窗体示意图。

图10-8　井眼轨迹控制窗体示意

表10-9　水平分支井工程数据表

（二）钻井工程设计

绥中36-1-CF1、绥中36-1-C25hf、绥中36-1-C26hf的井身结构、套管程序、靶心设计及定向井工程设计详见表10-9。除此以外，还进行了钻具组合设计、钻井参数设计、水力参数设计、各井段的钻完井液工艺设计、固井工艺设计、测量方式设计、钻头使用的优化选择等。

二、井眼轨迹控制特点和工艺

（一）水平分支井井眼轨迹控制难点

1．浅层松软地层绕障防碰问题

在已钻丛式井的采油平台钻水平分支井，绕障避碰是上部井段的关键问题。

2．松软地层造斜技术

为了绕障，需要在浅部疏松地层中进行预斜钻进，而大尺寸钻具组合在松软地层中造斜存在技术上的难度。

3．井壁稳定及井眼净化

φ311.2mm井眼段，井斜60°左右，裸眼段长。井壁稳定及40°～50°井斜的井眼净化问题突出。

4．侧钻与中靶

在同一油层内，钻主井眼及分支井眼，裸眼侧钻及中靶难度大。

（二）水平分支井上部井眼轨迹控制技术

1．φ660.4mm井眼轨迹控制

φ660.4mm井眼为隔水导管，钻进过程中防碰问题是本井段的关键问题。

2．φ4445mm井眼轨迹控制

本井段主要为造斜段。开始造斜钻进时存在井眼防碰的问题。地质特点为地层疏松，胶结性差，不利于造斜钻进。钻进过程中采用的主要技术措施如下。

a．使用导向钻具配合牙轮钻头，马达弯角为1.5°。在MWD受磁干扰的情况下辅助以单点陀螺定向钻进，避免了井眼发生碰撞，同时保证井眼轨迹沿设计方向钻进。

b．为保证浅部松软地层造斜成功，钻进时采用小钻压0～3t、小排量3000～3500L/m、60～80rpm的参数加以控制。每柱滑动两个单根，旋转钻进一个单根，滑动钻进占整个钻进的70%～80%，平均狗腿度为3°/30m，保证井眼轨迹平滑。

c．本井段使用海水搬土浆钻进，钻进过程中视井下情况替入高黏钻井液携砂。

3．φ311.2mm井眼轨迹控制

本井段是水平分支井最关键的井段，也是面临的困难最严峻的井段。主要采取如下措施进行井眼轨迹控制。

a．本井段使用常规导向钻具＋随钻测量工具控制井眼轨迹，马达弯角1.15°，采用滑动和旋转两种钻进方式交替控制井眼轨迹，稳斜井段主要以旋转钻进为主，造斜井段以滑动为主。每钻进一个立柱，划眼清除井壁的岩屑床，必要的话，采用短起下清除岩屑床。

b．由于该稳斜段长，钻进时间长，为了防止套管磨损，下套管顺利，严格控制造斜段的狗腿严重度小于5°/30m，稳斜段的狗腿严重度在1°/30m左右。

c．本井段使用抑制性较强的JLX/KCL/PLUS钻井液体系钻进，增强抑制性、润滑性，提高井眼净化能力。

d．要求进入油层切入点的角度不低于86°。

e．根据随钻测量工具距钻头的距离，判断最终井段进入主井眼控制窗体（图10-9）的第一靶心处的井斜要求不低于90°。

（三）井眼轨迹控制常用的导向钻井系统

1.AutoTrak旋转导向钻井系统

AutoTrak旋转导向钻井系统的井下工具包括定向控制系统、电子传感器和地质导向工具。定向控制系统主要是利用1个非旋转滑套来对井斜和方位进行控制。滑套包括3个水力控制的稳定块及控制元件。系统能够对3个稳定块施加不同的液压，最后产生的合力矢量将使钻头沿着设计的井眼钻进。这种合力矢量能够自动对3个工具面控制。也可以从地面钻井液脉冲调整。

其工作原理：非旋转可调扶正器滑套，此非旋转滑套并非不旋转，根据现场经验，非旋转滑套以2转/分的速度正转，旋转速度主要取决于地层特性及机械钻速。通过液压可推动活塞分别对3个稳定块施加不同的压力，其合力就使钻具沿某一方向偏移，从而使钻头产生侧向力，见图10-9。

图10-9　AutoTrak工作原理

图10-10　PowerDrive工作原理

2.PoWerDnive旋转导向钻井系统

PowerDrive由控制单元和偏斜单元组成，在旋转状态下，偏斜单元的相位相差120°的3个导向块中的某一块每次通过某一特定的径向方位时，控制单元内的液压信号使同步导向块伸出与井壁接触，对钻头产生一侧向力，从而达到控制井斜角和方位角的目的，见图10-10。

PowerDrive有49个控制点和81个控制点两种控制模式，每个控制点有两种控制因素，即工具面和狗腿强度百分数。各个控制点通过调节泵的排量来调节，每个控制点调节控制的时间各不相同，但是信号传输的时间均为70s。现场根据实测结果，推测井眼轨迹的走势，适时调整Power-Drive的设定模式，保证井眼轨迹按设计趋势钻进。

图10-11　信息传输环路示意图

3．旋转导向钻井系统的控制回路

自动旋转导向系统能够在连续旋转的过程中进行精确的定向控制，实现方位和井斜的调整，而且可以实现边钻进边测井的功能，大大提高机械钻速，减小扭矩和摩阻，提高钻井作业效率。自动旋转系统有两个信息传输环路，一个是井下工具和地面之间的控制环路，一个是井下工具内部的自动控制环路，见图10-11。

（四）φ215.9mm水平主井眼及分支井眼轨迹控制技术

1．工程概况简介

φ215.9mm井眼的主井眼及分支井眼在同一油层内，主要钻穿目的层，该井段的井眼轨迹控制技术是水平分支井的核心内容。主井眼及分支井眼使用旋转地质导向钻具完成井眼轨迹的控制。钻具组合如下。

旋转地质导向钻具组合：φ311.2mmPDC钻头＋φ234.95mmAutoTrak或 PowerDrive＋φ298.5mm上扶正器＋φ200mm非磁钻铤×1根＋φ203.2mmMWD＋φ203.2mmLWD＋φ203.2mm非磁钻铤×2根＋φ165.1mm震击器＋φ139.7mm加重钻杆×14根。

水平分支井的水平主井眼及分支井眼的控制技术基本相同，只是分支数目不同而已。因此，这里仅以SZ36-1-CF1井为例进行阐述。

本井设计主井眼和4个分支井眼，目的层为东营组第1油组第4小层，第4小层油层顶部深度为海拔－l502m，油层厚度18m。设计主井眼长400m,4个分支井眼分别为第一分支150m，第二分支100m，第三分支150m，第四分支100m。根据第4小层储层特点，考虑储层地质风险，靶点设计在第四小层顶以下6m±lm。根据地质要求，φ311.2mm井眼钻进至第四小层顶以下6m+lm，并且最终着陆井斜不小于0，因此，φ311.2mm井眼至井深1901m。0244.5mm套管下到1900m并固井以封固上部油层，然后用φ215.9mm井眼钻水平主井眼95m至1996m后，开始钻第一分支，第一个分支在主井眼的右侧。

图10-12　SZ36-1-CF1井井眼轨迹图

2．分支井眼轨迹工程控制技术

在1996m静止钻柱，通过地面系统产生的泥浆负脉冲下传指令至井下导向工具，调整井下的导向工具，以最大导向力及增井斜的方式旋转定向钻进大约10m，依靠近钻头测斜仪测量数据来判断钻头的方向及井斜角的大小。然后向右扭方位，以5°/30m的造斜率沿第一个分支设计的井眼轨迹钻进，每10m至少测斜1次，监测井眼轨迹的走向。

第一个分支钻钻进至2154m后完钻，分支长度150m，循环钻井液清洁分支井眼，短起下至套管鞋，循环替入新配制的合成基/油基钻井液。

起钻至199Ⅱm，从这里开始侧钻主井眼。在1991m至1996m造台肩。然后，下传指令使扶正器块回到回收状态，修理台肩。之后按较慢的机械钻速钻进以实现侧钻。

一旦侧钻成功，按照设计，调整导向力的大小和方向重新造斜，依据地质导向跟踪油层钻进至2046m，完成该段主井眼的钻进。

准备钻第二个分支井眼，第二个分支井眼在主井眼的左侧。

在2046m静止钻柱下传指令，调整井下旋转导向工具的导向力和导向力方向定向钻进，使用近钻头测斜仪测量。按照水平分支井的设计钻井参数，以5°/30m的造斜率沿第二个分支钻进。为保证井眼轨迹在设计的误差范围内，在分支井段钻进时每10m测斜一次，或者加密测斜次数。第二个分支完钻后，循环钻井液清洁分支井眼，短起下至套管鞋，循环替入新配制的合成基/油基钻井液。

第三个分支及第四个分支井眼均按照以上原则钻进。井眼轨迹见图10-12。

三、水平分支井的钻完井液工艺技术

（一）水平分支井对钻完井液的特殊要求

水平分支井的主要目的是降低储层污染，增加油气产量，提高采收率。水平主井眼及分支井眼均在油层中钻进，要求钻完井液既要完成钻井任务，又要保护油层。根据水平分支井的特点，要求钻完井液至少应满足以下5点要求。

a．维持井壁稳定。井眼不稳定的话，将导致井漏、井壁剥落以及缩径，通常有力学和化学两方面作用。

b．井眼润滑性能良好。随着井斜的增大，摩擦阻力增大，受钻井设备及工具的影响，必须控制摩擦阻力，可以从钻井工艺及钻井液两方面考虑解决，要求钻完井液具有良好的润滑性。

c．井眼净化良好。根据“Boycott效应”，井斜在40°～50°的井段，钻屑容易下沉，在下井壁形成岩屑床，给后续作业带来较大风险，水平分支井的技术井段的井斜均超过了40°～50°的范围，钻屑下沉必然存在，因此要求钻井液具有良好的携砂和悬浮性能。

d．控制滤液的滤失量及漏失量。大量的滤液及钻完井液进入储层，势必对储层造成污染，加大表皮系数，控制滤液及钻完井液的漏失量，不但最大限度地保护储层，而且还降低了工程作业风险。

e．最大程度地保护油气层。要求钻完井液与地层流体具有良好的配伍性。

（二）水平分支井钻完井液

1．水基钻井液

隔水导管使用海水钻进，替搬土浆携砂。

φ444.5mm表层井段使用海水搬土浆钻进，适时替高黏钻井液携砂。海水搬土浆的配制方法：在钻井液池内加70m³钻井水，按0.3～0.5kg/m³浓度加入烧碱（NaOH）和纯碱（Na₂CO₃），清除钙离子和镁离子，软化钻井水；再按80～90kg/m³的浓度加入搬土，水化6h后，混入50%的海水并搅拌均匀。闭路循环钻进，钻进过程中，替高黏钻井液携砂。如携带能力不足，使用提黏剂调整钻井液性能。

φ311.2mm井段使用PEM钻井液体系。提高携砂性能，增强抑制性。二开采用JLX/KCl/PLUS体系，开钻前配好胶液。使用稀搬土浆开钻，根据井眼状况决定转化泥浆体系（JLX/KCl/PLUS），基本在馆陶组底部转化，用配制的新浆维护。尽量使用大排量钻井，防止携砂不好。钻馆陶组地层时，为减少渗漏，可加入单封提高泥饼质量，减小摩阻。为确保井下干净，尽量维持YP在设计上限。改善泥饼质量，增强泥浆抑制性，改善钻井液的流变性，提高携砂能力，减少对地层的冲蚀，保证井径规则。下套管前在钻井液中加入润滑剂，增强钻井液的润滑性，全井段使用石灰石加重。

2．合成/油基钻井液

该合成基钻井液以合成有机物为连续相、盐水为分散相、有机土为悬浮固相，加入乳化剂、增黏剂和润滑剂等组成一种逆乳化悬浮分散体系，即油包水结构的钻井液体系。其性能与油基相似，但由于其不含芳香烃，毒性小，可生物降解，闪点高，凝固点低，又能溶解稠油，所以特别适合于稠油油田的钻井作业。

该油基钻井液以矿物油为连续相，海水加CaCl2为盐水相，配合使用各种添加剂组成。其优点是：①较高的油水比，并加入磺化沥青减少摩擦，提高了润滑性，降低摩擦系数；②高温高压滤失量低，造壁性强，形成的井壁泥饼具有韧性及润滑性，从而稳定了井壁，减少泥页岩的水化膨胀；③携屑和悬浮能力强，有利于改善井眼的清洁；④在平衡地层压力的情况下，尽量维持低的钻井液密度，减少了压差卡钻的几率；⑤流变性好，井眼净化能力强。

该合成基/油基钻井液与原油有良好的配伍性，油层渗透率恢复值达95%以上。在完成每个分支和主井眼作业后，起钻前均替满新配的无固相合成基泥浆，解决固相污染问题；进入油层井段后，采用屏蔽暂堵技术。

3．*酸螫合型完井液

本品可有效防止由于各种作业液、地层水之间不配伍导致的储层损害；各种处理剂在储层孔隙中吸附、滞留、附集导致的储层损害；射孔完井难以解除液相、处理剂对储层的损害；射孔完井难以解除孔眼之间纵向上的屏蔽暂堵环；将完井液与酸洗液相结合，解除液相、处理剂和酸溶性暂堵剂对储层的损害；对酸溶出高价金属离子进行螫合作用，防止高价金属离子二次沉淀导致的储层损害。

4．滤饼清除液

为了防止合成基/油基钻井液滤饼堵塞筛管缝隙，必须把合成基/油基钻井液滤饼最大限度地清除。构成合成基/油基钻井液滤饼的固相的成分是：酸溶性材料，有机土和沥青类降滤失剂。因此，油基钻井液滤饼清除液HCF的设计思路是：用酸解除泥饼中的酸溶性材料，并使整个滤饼松动；用溶剂型有机物来溶解沥青类降滤失剂；用高效清洗渗透剂处理滤饼；利用粘土稳定剂来防止储层粘土水化膨胀、分散运移；利用降黏助排剂解决完井液与稠油不配伍的问题。为此，研制的油基钻井液滤饼解除液是一种相对稳定的水包油乳液体系，该体系处于井下时，乳液体系稳定性破坏，无机相和有机相各自发挥其作用。

合成基/油基钻井液滤饼清洗解除液的组成：水＋酸＋清洗渗透剂＋溶剂型有机物＋粘土稳定剂＋缓蚀剂＋稀释降黏剂，密度调节可用KCl。该体系属水基乳液，与易挥发、易燃、有毒的有机溶剂相比，提高了使用的安全性，降低了完井成本。

其中，用盐酸、氢氟酸等来提供酸性，以混苯作为有机相，来溶解沥青类降滤失剂，以壬基酚聚氧乙烯醚、快渗剂T作为清洗、润湿剂，以有机胺作为缓蚀剂，用柠檬酸作为铁离子稳定剂，平平加型表面活性剂作为稀释降黏剂，低分子聚季铵盐作为粘土稳定剂。

（三）环境保护

使用的合成基/油基钻井液及钻屑不允许排放入海，防止污染海洋环境。合成/油基钻井液运回陆地储存，准备下一口井使用；而钻屑在平台回收装箱，运回陆地进行处理，成功实现了零排放。到目前为止，共钻了6口水平分支井，没有一口井由于使用油基钻井液而发生环境污染的问题。

四、水平分支井的固井工艺技术

φ508.0mm隔水导管固井采用插入法，水泥浆返至泥面，水泥浆密度1.90g/cm³，附加量200%，稠化时间93s，使用早强剂提高水泥浆的早期强度，不需候凝进行表层作业。φ339.7mm表层套管使用单级封固，水泥浆返至井口，水泥浆密度：前置浆1.58g/cm³，附加量150%，封固上部井段；后置浆1.90g/cm³，附加量100%，稠化时间127s，封固套管鞋200m。使用早强剂提高水泥浆的早期强度。

φ244.5mm技术套管使用单级双封的固井方法，一级水泥浆封固技术套管鞋及油层以上200m，二级水泥浆封固上部套管鞋上下各200m。一级水泥浆的密度1.90g/cm³，附加量40%，稠化时间238s。二级水泥浆的密度1.85g/cm³，附加量150%，套管内不附加。添加剂类型为CG712L降失水剂。使用钻杆传输测φ244.5mm技术套管的固井质量，所有水平分支井均合格。典型的水平分支井的固井封固情况见图10-13。

图10-13　SZ36-1-C26h水平分支井井身结构示意图

五、钻完井周期分析

已钻的6口水平分支井的钻井周期、完井周期及井深等数据见表10-10。6口水平分支井平均井深2337.67m，平均钻井周期15.25天，平均完井周期2.95天。

表10-10　水平分支井钻完井周期数据表

六、结束语

水平分支井钻完井技术在渤海绥中36-1稠油田试验取得了成功，大大提高了稠油采收率，为渤海开发稠油油田开辟了一条崭新的、高效的途径。为开发渤海湾稠油油田，提高采收率做好了技术储备。

旋转闭环钻井系统AutoTrak和PowerDrive在渤海地区都是初次应用。成功地进行了井眼轨迹的控制，保证中靶率100%，而且井眼轨迹平滑，为接下来的钻完井作业提供了很好的保证。