大牛地氣田DP43水平井組的井工廠鉆井實踐

趙文彬

中國石化華北分公司工程技術研究院

叢式井組開發使井網覆蓋區域最大化，實現部署多井一體化，工廠化鉆完井作業，批量化對儲層進行壓裂改造施工作業，大幅度提高效率和效益。叢式水平井組國外一般用于頁巖氣開發，國內叢式井組一般為大位移定向井用于開發沿海油氣藏，水平井組未見實例。本文旨在總結大牛地氣田水平井開發成功經驗，提出叢式水平井組開發模式，設計并施工完成的DP43叢式水平井組由6口水平井（以下簡稱6井式）組成，技術經濟效益顯著，對同類低孔隙度低滲透率油氣藏開發具有借鑒意義。

1 叢式水平井方案制訂

針對叢式水平井井網及平臺參數、鉆機擺放、軌道實現、井身結構等諸多技術難點，做了大量的前期準備和技術攻關［1－4］，制訂了從鉆前至完井詳盡的工程方案。

1．1 井網及平臺參數

1．1．1 井網優化

根據數值模擬結果，考慮井口管理及后期調整，綜合分析認為排狀正對井網較好。

1）不同井網形態數值模擬預測指標整體上大體一致，但排狀正對井網稍好（表1）。

2）排狀正對井網井口分布更容易實現“井工廠模式”，便于集中管理。

3）均質模型條件下，不同井網形態氣井壓力未波及的總面積基本一致，但排狀正對井網未波及范圍較規則，便于后期調整。

表1 不同井網形態數值模擬預測指標表

排狀正對井網符合整體開發需要，同時結合大牛地氣田主體壓裂建產模式——多級管外封隔分段壓裂的能力［5］，采用羥丙基瓜膠壓裂液體系、中密度陶粒作為支撐劑壓裂縫半長150～200m，該井組決定采用6井式水平段相互平行模式，水平段間距500m。

1．1．2 平臺參數

根據目的層盒1組儲量及工程能力，進行井網布局，從施工、經濟兩個方面進行可行性論證。施工論證方面包括，在確定平臺位置、平臺數、平臺面積后，現有設備能否完成工程，能則進行下一步經濟論證，不能則重新確定平臺參數。經濟論證方面包括，估算整個工程的總投資是否低于工程完成后的回報，是則進一步優化，否則重新確定平臺參數，重新進行施工論證，重新進行經濟論證，甚至放棄。

最終決定在同一平臺由3臺鉆機一起鉆進，每臺鉆機實施2口井，共同完成6口水平井鉆井工作。

1．2 鉆機擺放

行業標準要求雙排或多排排列——同一排井距一般為3～5m，兩排之間的距離一般為30～50m。這種排列適合于一個平臺打多口井（十幾口到幾十口）［6－7］。如圖1所示，為縮短整體建井周期，采用3臺鉆機，同時鉆進。

由于選用的簡易液壓滑軌只能單向移動鉆機，加大了前期鉆機擺放的難點，綜合論證確定的設計相鄰鉆機相距70m，現場鉆機擺放如圖2所示。

圖1 井場布局圖

圖2 DP43井組現場照片

1．3 軌道實現

油藏工程數值模擬研究結果認為，采用平行布井方式開采效果要明顯高于輻射布井方式。在平行布井方式下，叢式井平臺可采用的布局形式有18井式、12井式、6井式平臺等［8－10］。結合大牛地氣田實際，初步方案確定的軌道如圖3所示。

圖3 叢式水平井三維軌道水平投影圖

初步確定的井眼軌道是三維剖面，鉆具組合設計、擺工具面難度大，調整頻繁，斜井段是增斜變方位，對于螺桿的性能要求較高；由于要避免測量干擾，鄰井造斜點至少要錯開30m，須優化整個平臺井組的靶前距和井眼剖面［11－12］；水平段長超過1 000m 后管柱下入摩阻較大，鉆至較長水平段時，托壓會比較嚴重，會影響水平段的進一步延伸［13－14］。

大牛地氣田為低孔隙度低滲透率透油氣藏，水平井全部采用壓裂建產模式。原地應力狀態對水平井段的井壁穩定性有決定性的影響，原地3個主應力差異增大，將加劇井壁失穩［15－16］；后期壓裂在水平段儲層形成的裂縫一般與最小水平地應力方向垂直，在最大主應力方向形成延伸裂縫，根據壓裂裂縫檢測軟件模擬計算，壓裂裂縫與最大主應力方向夾角小于30°對有效縫長與儲量動用影響不大。因此，綜合考慮三維軌道的實現難度，最終采用二維放射性布局的井眼軌道，兩側軌道與最小主應力夾角29°，可有效保證鉆井軌跡的安全實施和有利于降低儲層壓裂改造的難度［17－18］。

設計軌道同排兩井口距離70m，縱排兩井口距離5m，滿足鉆機擺放及避免井間干擾的要求（圖4）。相鄰同排A靶點相距244m，B靶點相距744m。

1．4 井身結構

2010年針對前期大牛地氣田水平井存在問題，開展了以提速降本增效為目的的水平井試驗，取得明顯效果［19－20］，初步形成了針對中短水平段成熟的井身結構［21］。2011年以來有了進一步提高，DPH－10井水平段長1 200m鉆井周期僅為31．71d。基于前期成功經驗，DP43井組水平井井身結構如表2所示。

第一次開鉆表層套管下深要求封固第四系黃土層和下白堊統志丹群砂礫和泥巖互層易漏、易垮塌層，同時要求滿足第二次開鉆鉆達設計層位后，保證測井過程在55°以上井段在套管內對接。

圖4 DP43井組設計軌道水平投影圖

表2 DP43－2H井井身結構表

第二次開鉆鉆進直井段、造斜段并鉆至水平段著陸A靶點，下技術套管固井，主要是為保證水平段順利鉆進，封固造斜段雙石層泥巖，該井段為防止井壁坍塌、泥巖縮徑，要求嚴格控制失水量，鉆井液密度達到1．25g／cm3。

第三次開鉆鉆進儲層，為實現保護儲層采用低傷害鉀銨基鉆井完井液體系，失水量控制在5mL，密度介于1．06～1．08g／cm3，裸眼完鉆下預置管柱完井。

2 叢式水平井實施

2．1 現場井場的確定

設計井場為220m×100m，根據現場實際，實施最終井場面積為160m×133m，同排兩井口距離60 m，縱排兩井口距離4．5m。

2．2 叢式水平井實施情況分析

自第一口井DP43－2H于2011年10月10日開鉆，至最后一口井DP43－5H于2012年4月15日順利完鉆，整個井組歷時半年，效果顯著，達到了預期的目的，完鉆基本信息如表3所示。

6井式水平井組技術積累為兩井組鋪墊，今后大牛地氣田推廣的“井工廠”模式更多的是1臺鉆機打兩口井，即打完1口井如果顯示好拖動鉆機反向再打1口，兩井組如果少算1個生活區工作量，相當于建設1個井場打兩口井。

表3 6井式完鉆基本信息表

3 叢式水平井鉆井效果分析

3．1 技術成果

3．1．1 一口井為后續實施所有井提供參考，避免同類復雜的發生

整體指標完成出色，2011年完鉆26口水平井平均鉆井周期52．3d，該叢式井組平均鉆井周期47．7d，同比縮短8．79%；2011年平均機械鉆速7．34m／h，叢式井組平均機械鉆速8．28m／h，同比提高12．8%。

從表4中可以看出，總結了第1口井鉆井經驗教訓后再實施第2口井，可優化同井段鉆井參數，提前預防復雜情況，大幅提高了鉆井指標。

表4 同一鉆機實施兩口井鉆井指標對比表

3．1．2 簡易滑軌的成功應用實現了鉆機整體搬遷

采用氣動滑軌實現鉆機安全平穩、準確定位的整體移動，可以在整體拖移時，對鉆機進行一定范圍的糾偏作業，能夠滿足鉆機施工對井口位置精度的要求，具有結構簡單、安全性高、施工成本低等特點，而且對現場空間要求小。該滑軌的成功應用為 “井工廠”模式在大牛地氣田的應用奠定了基礎。

3．2 效益分析

3．2．1 減少征地面積

1）6口井井場面積：160m×133m＝21 280m2。

2）1口常規井面積：100m×120m＝12 000m2。

3）不考慮生活區和重復挖泥漿池的工作量，相當于6口井僅征用兩口井的井場。

3．2．2 節省時間

1）縮短搬遷安裝時間：2011年完鉆水平井平均搬遷安裝時間為7．5d，叢式井組開鉆間隔5．25d，僅需一臺吊車即完成，避免動用大量車輛。繼續推廣叢式井組總結滑軌整體推動的經驗，可控制在3d內完成311．2mm井眼鉆進。

2）6口井整體壓裂，縮短壓裂時間，壓裂效果顯著，取得明顯增產效果（表5）。

現場實施效果6口井累計無阻流量達77．63×104m3／d，其中 DP43－5H 井無阻流量為27．51×104m3／d，是目前大牛地氣田改造效果最好的井。平均單井無阻流量為12．94×104m3／d，是2012年之前所有水平井無阻流量6．95×104m3／d的2倍。6口井采用統一配液，壓裂作業時間共用時13d，僅為2012年平均壓裂時間的60%。

表5 DP43井組實施效果表

3．2．3 后期便于統一管理

6口井統一入網，節省管線，便于后期集中管理。

4 結論與認識

大牛地氣田6井式水平井組根據地質成果及工程施工能力，初步制訂了水平井展布方向及水平段長。為降低鉆井及后續管柱下入難度，論證水平段與最小主應力夾角小于30°對后續壓裂改造影響不大，決定采用放射性布井，二維軌道設計使6口水平井優質快速完鉆，預置管柱壓裂工具一次性順利下入。鉆機采用滑軌推動整體搬遷，該技術在大牛地氣田屬首次嘗試，井隊自己即可完成，減少了人力物力的投入，大幅縮短搬遷安裝時間。該井組的成功實施積累了寶貴經驗，為進一步提速增效、縮短鉆井周期，叢式井組仍需在今后的推廣過程中優化、完善，為在大牛地氣田推廣“井工廠”模式產能建設做好技術儲備。

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