儲層有效進尺最大化技術(shù)在建南氣田的應(yīng)用

摘 要：儲層有效進尺最大化技術(shù)是通過最大限度鉆穿儲層，增大油氣層泄流面積來實現(xiàn)提高單井產(chǎn)能的目的，現(xiàn)已成為新老油氣田開發(fā)的主要技術(shù)之一。在分析建南氣田儲層有效進尺最大化鉆井技術(shù)適應(yīng)性基礎(chǔ)上，并應(yīng)用了魚骨狀水平井來提高單井產(chǎn)量。在分析J35ZP1井施工難點、重點基礎(chǔ)上，本文重點描述了鉆井工程設(shè)計、鉆井工藝制定和實施過程，該井的成功為建南氣田海相低壓低滲裂縫性氣藏的高效開發(fā)提供了新的工藝技術(shù)手段。

關(guān)鍵詞：儲層有效進尺最大化；魚骨狀分支井；建南氣田

儲層有效進尺最大化鉆井技術(shù)是上世紀(jì)末發(fā)展起來的新的鉆井技術(shù)，其目的在于通過增大油氣層泄流面積來實現(xiàn)提高單井產(chǎn)能，現(xiàn)已成為新老油氣田開發(fā)的主要技術(shù)之一[1]，為低滲油氣田的高效開發(fā)提供了新的工程技術(shù)手段。江漢油田建南氣田經(jīng)過四十多年的勘探開發(fā)，存在著單井產(chǎn)量及控制儲量低、采出程度和采收率低、開發(fā)成本高等難題，因此期望利用先進鉆井技術(shù)來解決這些難題，為提高該氣田的綜合開發(fā)效益，部署了一口利用儲層有效進尺最大化鉆井技術(shù)的J35ZP1井。

建南氣田目前已在三疊系嘉陵江組嘉一段、飛仙關(guān)組飛三段、二疊系長興組長二段和石炭系黃龍組四個層段獲得工業(yè)氣流，其中飛三段是最主要的產(chǎn)層。J35ZP1飛仙關(guān)飛三段儲層厚度達60m以上，氣藏儲集類型為裂縫/孔隙型，裂縫發(fā)育發(fā)情況較難確定，孔隙滲流能力很差。現(xiàn)行的主要增產(chǎn)措施是酸化和壓裂，目的在于是清除近井帶污染、最大限度地連通天然裂縫，但壓裂誘導(dǎo)的裂縫延伸能力受工藝技術(shù)的限制難以全完全實現(xiàn)目的。因此，利用儲層有效進尺最大化技術(shù)最大可能地提高裂縫鉆遇機率，提高滲流能力，實現(xiàn)提高單井產(chǎn)量和控制儲量能力。

1 主要施工難點

根據(jù)地質(zhì)和地層分析，在實施J35ZP1鉆井施工時主要存在以下難點：

1.1 造斜點深，井眼尺寸較大，影響鉆井效率。造斜點垂深為2935m，斜井段位于嘉一段---飛四段，巖石可鉆性較低，井眼尺寸大為Ф311.1mm，影響鉆井效率。

1.2 分支井眼與主井眼夾角大，井眼軌跡復(fù)雜。分支井眼與主井眼夾角為36.56°，魚骨狀水平分支井工藝較為復(fù)雜，且連續(xù)的扭方位作業(yè)使得井眼軌跡復(fù)雜，會增大鉆進的摩阻扭矩，影響軌跡控制效果。

1.3 水平段較長，后期摩阻扭矩大。主水平段長800m，位移1099.88m，分支水平段長503m，位移1231.19m，較長的水平段和軌跡的變化也給巖屑攜帶造成困難，影響井下安全。

1.4 水平段巖性為致密灰?guī)r，可鉆性低，懸空側(cè)鉆難度大。

2 J35ZP1井身結(jié)構(gòu)和軌道優(yōu)化設(shè)計

根據(jù)該地區(qū)地質(zhì)結(jié)構(gòu)和地層壓力特點，該井技套下至A靶點，水平段、分支井眼適合裸眼完井，采用三開井身結(jié)構(gòu)設(shè)計，能保證儲層段安全、高效鉆進，其井身結(jié)構(gòu)如表1所示。

J35ZP1井主井眼軌道從穿越儲層，同地層走向，分支井眼向裂縫發(fā)育帶的斷層方向延伸，地層預(yù)測嘉二段有鹽膏層，造斜點必須避開該井段。通過對不同造斜點、造斜率進行比較，以井眼摩阻扭矩最小為目標(biāo)，軌道優(yōu)化設(shè)計見表2～表4。

3 J35ZP1井鉆井施工

3.1 鉆進工序

根據(jù)地層特點、完井方式和鉆進難易程度的不同，魚骨狀分支井可分為前進式和后退式[3]，側(cè)鉆方式有裸眼側(cè)鉆和斜向器側(cè)鉆。因J35ZP1井儲層埋藏深、側(cè)鉆難度大，而且是裸眼完井，因此，鉆進方式采用前進式。

3.2 井眼軌跡控制技術(shù)

3.2.1 斜井段

為了順利下入技術(shù)套管并減小水平段的摩阻扭矩，斜井段井眼軌跡必須圓滑。根據(jù)該井地層特點和優(yōu)化的軌道，通過優(yōu)選鉆具組合、鉆井參數(shù)，并利用導(dǎo)向鉆井技術(shù)、倒裝加重鉆具等技術(shù)措施，控制造斜率，保證了井眼軌跡圓滑，實現(xiàn)優(yōu)質(zhì)快速鉆進。所采用的底部鉆具組合為：Φ311.1mm鉆頭+Φ216mm單彎螺桿鉆具+Φ203.2mm無磁鉆鋌×1根+MWD，鉆進參數(shù)：鉆壓100～160kN，轉(zhuǎn)速30～40r/min，排量42l/s。

3.2.2 分支井眼

分支井眼采用前進式施工方式，為了防止鉆具下鉆時再次進入分支井眼，對分支井眼姿態(tài)和與主井眼的相對位置進行優(yōu)化，窗口附近30～50m的分支井眼在主井眼的斜上方，即分支井眼窗口附近上翹，主井眼下傾，同時對窗口進行處理，保證下鉆時鉆具在重力和自身剛性作用下沿主井眼方向延伸。

分支井眼軌跡控制難點在于：長井段連續(xù)扭方位作業(yè)。根據(jù)該井設(shè)計要求，優(yōu)選以1.25°單彎螺桿單穩(wěn)柔性鉆具組合，倒裝加重鉆桿，嚴格控制造斜率在20°/100m左右，既保證了扭方位軌跡控制的需求，又降低了鉆具組合的摩阻和扭矩。鉆具組合：①扭方位井段：MD517HX牙輪鉆頭+Φ172 mm單彎螺桿（1.25°）+Φ127 mm無磁鉆桿×1根+MWD，鉆進參數(shù)：鉆壓100～120kN，轉(zhuǎn)速30～40r/min，排量25l/s。②穩(wěn)斜段：DM565H鉆頭+Φ172 mm單彎螺桿（1.25°）+Φ211 mm欠尺寸扶正器+Φ127 mm無磁鉆桿×1根+MWD，鉆進參數(shù)：鉆壓40～60kN，轉(zhuǎn)速30～40r/min，排量25l/s。

通過采取上述技術(shù)措施，完成整個分支井眼長604m，扭方位井段228m，分支井與主井眼的夾角36.34°，施工過程中起下鉆順利，窗口處無阻卡現(xiàn)象，分支井眼施工效率高，電測順利。

3.2.3 主井眼

A裸眼懸空側(cè)鉆技術(shù)。完成分支井眼后，上提鉆具至預(yù)定側(cè)鉆點，采用裸眼懸空側(cè)鉆主井眼。因每個分支井眼方位是不一致的，且井斜略向上升，主井眼為下傾走向，主井眼的側(cè)鉆方向與分支井眼相反，井斜略有下降，方位與前段主井眼一致。

J35ZP1井儲層段為較致密的灰?guī)r，可鉆性較差，側(cè)鉆難度大，選擇可鉆性較好的井段進行側(cè)鉆，用牙輪鉆頭+大度數(shù)單彎螺桿的鉆具組合，確保工具面穩(wěn)定，迅速形成夾壁墻。鉆具組合：Φ215.9mmMD517HX牙輪鉆頭+Φ172mm單彎螺桿（1.5°）+Φ127mm無磁承壓鉆桿+MWD。側(cè)鉆作業(yè)時，嚴格執(zhí)行劃槽作業(yè)和控時限壓技術(shù)措施，側(cè)鉆出20m的新井眼后修整分叉窗口，保證了窗口的圓滑及鉆具能順利下入主井眼。

B穩(wěn)斜段。為了提高鉆井效率，盡量減少滑動鉆進時間，根據(jù)該井地層特點和鄰近資料信息，鉆具組合：Φ215.9 mm PDC鉆頭+Φ172 mm單彎螺桿（1°）+Φ211 mm欠尺寸扶正器+Φ127 mm無磁承壓鉆桿×1根+MWD。鉆進參數(shù)：鉆壓40～80 kN，轉(zhuǎn)速30～40r/min，排量25l/s。該鉆具組合的控制精度較高，能夠通過調(diào)整鉆井參數(shù)、鉆進方式，實現(xiàn)增斜、穩(wěn)斜和降斜目的，該井主井眼水平井段穩(wěn)斜段長640.5m，滑動進尺20m，只占3.12%，鉆井效率大幅提高。

4 結(jié)論與認識

4.1 J35ZP1井是川東北地區(qū)海相地層完成的第一口魯骨狀分支井，并創(chuàng)造了目前國內(nèi)陸上油田魚骨狀水平分支井垂深最深（3273.33m）的紀(jì)錄，該井的成功為該氣田提高整體開發(fā)效益積累了寶貴經(jīng)驗，也為南方海相低滲氣藏的高效開發(fā)提供了新的工程技術(shù)手段。

4.2 選用“PDC鉆頭+單彎螺桿+欠尺寸扶正器”的導(dǎo)向鉆具組合進行水平段鉆進，通過改變鉆進參數(shù)實現(xiàn)井眼軌跡控制，大大提高了建南區(qū)塊水平井鉆井時效。

參考文獻

[1]江懷友，沈平平，裘懌楠等.MRC技術(shù)的研究與應(yīng)用[J].石油科技論壇，2007，26（2）：42-48.

[2]王智.建南氣田飛三段氣藏精細描述與開發(fā)潛力研究[J].江漢石油職工大學(xué)學(xué)報，2007，20（4）：3-5.

[3]耿應(yīng)春，孫銘新.勝利油田魚骨狀水平分支井鉆井技術(shù)[J].石油鉆采工藝，2007，29（5）：20-22.