春風油田排6北區塊淺層水平井鉆井技術

李子杰，孫榮華，齊樹斌，胥 豪

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春風油田排6北區塊淺層水平井鉆井技術

李子杰1，孫榮華2，齊樹斌2，胥 豪3

（1．中國石化勝利石油工程有限公司渤海鉆井總公司，山東東營 257200；2．中國石化新疆新春石油開發有限責任公司，山東東營 257001；3．中國石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營 257000）

春風油田排6北區塊油藏屬于淺薄層特、超稠油油藏，具有埋藏深度淺、儲層膠結疏松、砂體薄等特點，為了提高單井產量和采收率，采用水平井蒸汽吞吐技術進行開采。針對該區塊水平井施工在軌跡控制、地質導向、套管下入等方面的難題，開展了井眼軌跡優化、軌跡控制和鉆井液排量的研究與實踐，現場實踐表明，采取相應的技術措施，保證了排6北首批10口水平井順利完成，未出現重大復雜情況，取得了良好的鉆井效果。

春風油田；稠油油藏；水平井鉆井技術

與直井開采稠油的方式相比，水平井開采稠油具有獨特的技術優勢[1-2]。水平井與油藏接觸面積大，生產壓差小，有利于控制水侵（張銳等，1999）。隨著技術的進步，已經出現了以水平井為基礎的多種稠油開采技術，包括常規水平井蒸汽吞吐、氣體及化學劑輔助水平井蒸汽吞吐、蒸汽輔助重力泄油技術（SAGD）以及蒸汽驅等技術（王國清等，1998）。我國80%的稠油產量是靠蒸汽吞吐技術獲得的[3]。該方法只使用一口水平井，既作為注入井，也作為生產井，以解決常規直井蒸汽注入壓力高、油層吸汽能力差、蒸汽注入速度和強度偏低的問題[4]。

1 油藏地質特點

春風油田排6北區塊K1tg（白堊系吐骨魯群組，下同）砂體構造較為簡單，整體表現為一個北西高、南東低的單斜構造，構造比較平緩，傾角1°~2°，平面上呈北東–南西向條帶狀展布，具有長而窄的特征，砂體向東、向西逐漸減薄，直至尖滅。砂體構造頂面埋深430～490 m。

排6北區塊K1tg儲層巖性主要以棕灰色砂泥質充填礫巖、棕褐色富含油細砂巖、含礫不等礫細砂巖、淺灰色油斑灰質細砂巖為主，砂體厚度為2.0～7.8 m，單井平均砂層厚度4.8 m，屬于常溫常壓系統?？紫抖葹?0.2%~39.4%，平均為35.0%；滲透率為（498～5 044）×10–3μm2，平均3 301×10–3μm2，該區塊K1tg組儲層為高孔、高滲儲層。根據排6北區塊試采分析，油藏溫度26 ℃條件下，脫氣原油黏度為29 083~84 944.7 mPa·s，屬特、超稠油；綜合分析其油藏類型為淺薄層特、超稠油油藏[5-6]。

2 鉆井設計概況

在油藏開發技術優化基礎上，確定了井位部署原則：距斷層100 m以上布井，水平井與構造線平行；有效厚度3 m以上范圍內布井，井距150 m，排距150 m，水平段長度為250 m。根據井網以及砂體展布情況適當進行局部調整。

共部署新井43口，其中水平井38口。一開采用φ374.6 mm鉆頭鉆進，并下入φ273.1 mm表層套管；二開采用φ241.3 mm鉆頭鉆進至完鉆，然后下入φ177.8 mm套管和φ200 mm精密濾砂管。該區塊儲層厚度薄，砂體橫向變化快，為降低方案風險，計劃首批完成10口水平井施工，設計數據如表1。

3 鉆井施工難點

（1）本區塊井屬于超淺水平井，方案設計造斜率較高，部分井甚至高于28°/100 m，井眼軌跡控制難度大。

根據區塊地層資料分析，井眼軌跡控制難點主要體現在以下幾個方面：①造斜點較淺，多在190 m左右，地層膠結疏松，容易出現造斜率偏低的情況；②垂深400~420 m且有水層，巖性為砂巖，膠結疏松，造斜率偏低；③油層段上部為含灰質砂巖，可鉆性差，造斜率極不穩定；而鉆過灰質砂巖進入主力油層后，地層可鉆性非常好，造斜率異常低[7]。

表1 首批10口井設計數據

（2）本區塊含油砂層厚度為2~8 m，上部灰質層段一般為1~5 m，下部顯示良好的油層僅1~3 m；同時地層存在一定的傾角和起伏，井眼軌跡極易鉆出油層，油層鉆遇率難保障。若從上部穿出油層，上部為灰質層，可鉆性差，造斜率不穩定，軌跡調整顯得困難，且效率低下；若從底部鉆穿油層，則下部地層為礫石層，同樣會出現鉆時慢，效率低的情況。

（3）淺地層鉆井液施工造漿嚴重，鉆井液性能易受到影響，同時出現井徑不規則現象，導致起下鉆受阻，給后期固井施工帶來一定的影響。

（4）設計要求下入φ200 mm的精密濾砂管，管體較粗，剛性較強，對井眼軌跡和鉆井液潤滑能力要求高，對完鉆井眼摩阻系數提出了更高的要求，處理不當容易出現套管下入不到位的情況。

（5）地層成巖性差，易出新井眼；固定井段循環劃眼易形成大肚子，對起下鉆不暢問題處理不當容易劃出新井眼。

4 施工關鍵技術

4.1 井眼軌道優化技術

考慮井眼軌跡的實現能力，該區塊水平井靶前位移大都為245~270 m，并且垂深空間非常有限。為了降低造斜率，井眼軌跡剖面類型適合選擇單增剖面，這樣有利于將整個斜井段造斜率降至最低。部分需要扭方位的井，適當提高造斜點，提前進行扭方位作業，也有利于降低井眼軌跡造斜率，如排6–平76井井眼軌道優化前后數據見表2、表3。井眼軌道優化，降低了造斜率與施工難度[8]。

表2 排6-平76井原始井眼軌道設計

表3 排6-平76井修正井眼軌道設計

根據套管在彎曲井眼中發生硬卡的極限狀態，利用幾何學原理可以推導出允許套管柱通過的最大剛性長度[7]。計算精密濾砂管在裸眼井段的通過能力，并保留一定的安全系數。計算結果表明，現場控制設計造斜率不高于30°/100 m，控制實鉆造斜率不高于35°/100 m，這樣有利于確保精密濾砂管順利下入就位。

4.2 井眼軌跡控制技術

選用1.75°單彎螺桿作為造斜工具，當造斜率偏低時采取連續定向的方式鉆進，并適當降低鉆井液排量，避免開啟轉盤劃眼等工程措施來提高鉆具組合造斜率。隨著井深和井斜的增加，適當提高鉆壓也有助于提高鉆具組合造斜率。當鉆遇穩定泥巖且造斜率較高時，則需要采取滑動鉆進與復合鉆進相結合的方式進行施工。在井眼軌跡控制方面還需要加密測斜，及時計算和預測井眼軌跡，以確保井眼軌跡滿足設計要求。

4.3 鉆井液排量優化技術

淺層水平井的鉆井液排量會影響鉆具組合造斜率，為了獲得較高的造斜率，需要合理控制鉆井液排量。淺層水平井機械鉆速通常較快，需要較高的鉆井液排量提高攜巖，避免松軟泥巖糊井壁。

普通直井鉆井中，通常以巖屑運載比作為標準來確定最小攜巖排量。當井眼狀況、鉆具結構和鉆井液性能等確定以后，一般以滿足運載比大于0.15 的鉆井液上返速度作為最低返速，然后根據該返速計算最小攜巖排量。淺層水平井適合采取比攜巖條件下的最低鉆井液排量稍高的量進行施工，以兼顧造斜率控制及井徑控制。

前人對井眼清潔和鉆井液排量方面的問題進行了較深入的研究，根據文獻[9]，以排6–平75井為例，對機械鉆速和推薦鉆井液排量進行了計算（圖1）?，F場施工過程中根據機械鉆速適當調整排量，并結合工程措施，在快鉆井段通過劃眼方式增加循環攜巖時間，并及時進行短起下鉆作業，破壞巖屑床的形成，取得了良好的效果。

圖1 排6-平75井鉆井液排量優化

4.4 MRC地質導向技術

排6北區塊水平井采用MRC測量儀器進行地質導向施工，將井斜、方位伽馬集成在一起，連接在動力鉆具的后面，實現了工程參數（井斜、方位、工具面）與地質參數（方位伽馬、多深度電阻率）近鉆頭一體化測量，在水平井中能及時反映油氣藏變化，有利于主動調整，提高油層穿透率。

以排6–平62井為例，MRC地質導向儀器測量數據表明，井深575 m以前為泥巖，具有高伽馬、低電阻特征；575~627 m為含灰質砂巖，電阻開始上升，伽馬逐漸下降，且深淺電阻率存在分叉，證明井眼軌跡處于地層界面位置；井深627 m之后進入主力油層砂巖段，電阻適當降低，伽馬也降至正常水平。MRC儀器現場應用具有較好的地層識別能力，且深淺電阻率配合對于層界劃分效果良好，能指導井眼軌跡的調整。

4.5 疏松油層強抑制潤滑防塌鉆井液技術

針對淺層定向三維水平井的特點，進入水層前將密度提至1.15 g/cm3，提高鉆井液的潤滑性，以保證較低的摩擦系數。水平段前采用聚合物防塌潤滑鉆井液體系，鉆進中必須混入足量液體潤滑劑，確保泥餅潤滑系數小于0.05。鉆進油層前按設計將鉆井液轉化為強抑制聚合物潤滑防塌鉆井液體系，在滿足攜帶巖屑的情況下盡量降低循環排量，以減少對井壁的沖刷；還要控制合理的鉆進參數，減少鉆具對井壁的碰撞而引起井壁掉塊。

4.6 套管下入能力評價技術

套管下入能力評價是大尺寸精密濾砂管能否順利下入的一個關鍵環節，不僅要考慮套管剛性、尺寸等因素，還要考慮井眼摩阻系數。通常情況下，套管柱摩阻、扭矩的影響因素是多方面的，但一口井在剖面類型、曲率大小、鉆具組合等因素都確定的情況下，降摩減扭只有通過降低套管裸眼摩阻系數來解決。為此，根據裸眼摩阻系數的模擬來預測套管下入能力對現場施工具有重要的指導意義[10]。

為了確保套管順利下入到位，排6–平52井在下套管之前采用雙扶正器剛性通井鉆具組合進行通井（組合為：φ238 mm 通井規+φ177.8 mm 鉆鋌×1 +φ238 mm扶正器+φ177.8 mm 鉆鋌×1+φ238 mm扶正器+φ177.8 mm 鉆鋌×1+φ127 mm 鉆桿）。通過雙扶剛性扶正器組合模擬套管串結構，測試裸眼摩阻系數水平，并對個別阻卡井段進行拉劃處理。下鉆過程中測量懸重數據，并反算得到裸眼摩阻系數為0.3；再根據敏感性評價結果，可將套管順利下入就位。另外，起鉆之前向鉆井液中加入適量石墨粉，可進一步增加鉆井液的潤滑能力，順利下至指定深度。

5 結論及認識

（1）通過井眼軌道優化技術，適當降低造斜率，順利完成了排6首批水平井井眼軌跡控制工作。

（2）采用適合排6北淺層水平井施工的鉆井液排量控制措施，為順利施工奠定了良好的基礎。

（3）彎曲井段大尺寸套管通過能力分析及井眼摩阻系數敏感性分析，為大尺寸精密濾砂管完井管柱的順利下入提供了堅實的技術支撐。

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Shallow horizontal well drilling technology in north pai6 of Chunfeng oilfield

LI Zijie1, SUN Ronghua2, QI Shubin2, XU Hao3

(1. Drilling Technology Research Institute of Shengli Petroleum Engineering Co., LTD, SINOPEC, Dongying, Shandong 257017, China; 2. Xinchun Oil Production Plant of Shengli Oilfield, SINOPEC, Dongying, Shandong 257017, China; 3.Petroleum Development Center of Shengli Oilfield, SINOPEC, Dongying, Shandong 257017, China)

Pai 6 north block of Chunfeng oilfield belongs to a shallow extra heavy oil reservoir, which has the characteristics of shallow burial depth, loose reservoir cementation and thin sand body, etc. In order to improve the production and recovery single well, the horizontal well steam stimulation technology is adopted. Aiming at the difficult problems of horizontal well construction in this area, such as horizontal well trajectory control, geo-steering and casing running, etc., the research and practice of well trajectory optimization, trajectory control and drilling fluid displacement were carried out. Field practice shows that by adopting good technical measures, the first 10 horizontal wells in Pai 6 north have been successfully completed without major and complex situations, the project quality meets the requirements of relevant standards, and good results have been achieved.

Chunfeng oilfield; heavy oil reservoir; horizontal well drilling technology

1673–8217（2019）02–0101–04

TE242

A

2018–04–27

李子杰，碩士，高級工程師，1977年生，1999年畢業于大慶石油學院，現主要從事鉆完井工程管理工作。

國家科技重大專項“復雜地層鉆井提速提效關鍵工具與裝備”（2016ZX05021-003）。

編輯：趙川喜