杏平水平多分支鉆井技術

1、杏平1水平多分支井鉆井技術趙業(yè)榮 譚 平 李 欣 藺志鵬 王文斌（長慶石油勘探局）內容摘要 : “杏平 1 水平多分支井鉆井技術”是中國石油天然氣集團公司重點科研攻關項 目油田最大儲層有效進尺鉆完井技術現場試驗的一個子項目。其目的是通過水平多分 支井眼大大增加油藏的泄流通道，增大驅油面積，進行油藏最大儲層有效進尺鉆完井技術現場 試驗，為低滲透油田的經濟有效開發(fā)探索一條新的技術途徑。該項目的成功實施,鉆成了國內石油、天然氣的第一口 7 分支水平多分支井。關鍵詞： 水平分支井 鉆井 鉆井液 固井 側鉆分支井是當今國內外鉆井技術領域的高新技術之一， 是一項集油藏地質、 鉆井、 完井和采油于一體的油氣

2、開采技術。隨著水平井技術、開窗側鉆技術的成熟 , 水平 分支井技術在國外得到了發(fā)展，國內近幾年也開始了研究與試驗。該技術主要針對 低滲、稠油、低產的油氣層及煤層氣，達到開發(fā)低豐度油氣藏、提高采收率、降低 總體開發(fā)成本的目的。長慶安塞油田是一典型特低滲的低產油田，要靠大型壓裂、油藏改造、超前注 水以及高密度的布井來開發(fā)生產，成本較高。針對這一現狀，根據水平多分支井的 技術特點，結合安塞油田杏北長 6 油層的地質特征，中國石油部署了一口重點試驗 井杏平 1 水平多分支井。其目的是通過水平多分支井眼大大增加油藏的泄流面 積及通道，進行儲層最大有效進尺的鉆井完井技術現場試驗，為低滲透油田的經濟 有效開

3、發(fā)探索一條新的技術途徑。杏平 1 井位于安塞油田杏河區(qū)的東北部，位于陜西省延安地區(qū)志丹縣境內，安塞油田的西南部，屬黃土源地貌。地表為 100200m厚的第四系黃土覆蓋，地形復 雜，溝壑縱橫，梁峁參差。地面海拔11001580m地表高差較大（約150250m。 主力油層長612埋藏深度1350多米，平均有效油層厚度46m孔隙度9.9 %,滲透 率0.6 X 10-3卩m，壓力系數0.70.8，是一典型特低滲低壓砂巖儲層。鉆水平多分 支井實現儲層最大有效進尺（裸眼完井 , 不改造直接投產）現場試驗成功，對低壓 低滲油田的開發(fā)具有重要的指導意義。杏平1井設計主水平井眼方位東南方向（方位 112）、長

4、度10001500m在 主水平段間隔100150m的平面上與主水平井眼成3040夾角，采用倒打方式 鉆7個分支水平井眼，東北方向和西南方向依次隔開，其單個長度300500m如圖1是杏平1水平分支井設計示意圖。主水平井眼和分支井眼均采用直徑215.9mm鉆頭鉆進。主水平井采用直一增一穩(wěn)一增一平五段式井斜剖面，分支井采用增一穩(wěn) 二段式方位剖面。圖1杏平1分支水平井示意圖一、主要技術難點根據地質方案、及水平分支井鉆井工藝要求，杏平1水平分支井在鉆井過程中主要存在以下技術難題。1、 設計主水平及分支井眼長（主水平井眼 10001500米，分支井段長300 500 米），而且靶區(qū)范圍小，要求精度高（半靶

5、高2米，寬20米），軌跡控制難度大。2、在無懸空側鉆水平分支井及鉆具重入老井眼實踐經驗的情況下，采用怎樣 的技術及措施有效完成該工序施工，是該水平多分支井成敗的關鍵技術之一。3、水平及分支井段長且多，井眼成三維結構，鉆具在井內的摩阻、扭矩大。 如何使鉆井完井液潤滑性能達到最優(yōu)，降低摩阻、扭矩，是確保這口水平分支井安 全快速鉆井的技術保障。4、該水平多分支井油層暴露面積大，施工周期長，浸泡時間長，使用什么樣 的水基鉆井完井液技術，把鉆井過程中對油層的傷害降至最低程度，確保該口井完 成后在無改造前提下多出油，是這口水平多分支井施工的主要目的之一。5、為了水平及分支井眼的順利施工，設計 244.5m

6、m技術套管下至窗口，在沒 有311.1mm大井眼定向-造斜-入窗的施工經驗的情況下，如何有效、精確控制井 眼軌跡以及解決好244.5mm技術套管順利下入和確保良好固井質量（也是生產套管）的技術難題。二、施工概況杏平1水平多分支井于2006年5月1日開鉆，8月10日完鉆。一開井眼直徑 444.5mm,二開井眼直徑311.1mm,直徑244.5mm技術套管下至窗口，三開水平及 分支井眼215.9mm，每完成一支井眼施工注原油裸眼完井。完成鉆井進尺5068米,主水平井眼長1203米，水平位移1574米，比垂深多214米，是垂直井深的1.16倍。 完成與主水平井眼成3040度水平夾角，長度300422

7、米的7個分支井眼（實鉆 分支井眼軌跡水平投影如圖2）。水平井眼總進尺 3503米，平均油層鉆遇率達到 87.7%Surrey 1 Survey #1 （杏平L丿I：/水呼分枝IJ井身結構見表1表1杏平1井井身結構鉆井 井段井眼 尺 寸套管備注鉆頭Mm井深m井段m方位O井斜角O管徑mm下深m一開444.50 1571570339.7157二開311.115710008430244.51561.23直井段995156557011190斜井段三開215.915651806241111 115.388.3792.24裸眼主水平井段215.91706 2026320112.778.285.92 92.3

8、4第二分支井段215.91806 2768962111 115.388.3792.24主水平井段215.92308 2625317110.6 147.288.02 91.36第七分支井段215.92182 2482300111.75 76.388.3792.24第六分支井段215.92036 2458422111.7 147.388.0790.09第五分支井段215.91938 2238300111.88 75.085.4 92.24第四分支井段215.91820 2161341112.46 145.886.13 92.9第三分支井段215.91588 1888300111.6 147.087

9、.06 93.11第一分支井段三、主要技術的應用及效果根據杏平 1 水平分支井在鉆井過程中存在的主要技術難題，通過大量的資料調 研、論證分析、研究試驗，形成了可行的工程技術、鉆井完井液技術及完井技術方 案，應用于杏平 1 水平分支井的現場施工，收到良好的應用效果。、水平多分支井鉆井工藝技術1、直井段311.1mm大井眼防斜打直快速鉆井技術采用塔式雙驅復合防斜打直快速鉆井技術，采用低鉆壓、高轉速、勤劃眼等措施，既控制了井斜，又提高了鉆速。直井段機械鉆速9.93m/h，最大井斜角1.07 ， 造斜點995m處的井斜0.71 ，視平移6.06m，為下步大尺寸井眼定向造斜奠定了 良好的基礎。2、311

10、.1mm大井眼定向造斜至入窗的軌跡控制技術合理選擇造斜點：造斜點選在了長 1地層，該井段地層穩(wěn)定，可鉆性好，并 能適合中靶垂深可小幅度調整的要求；優(yōu)化鉆具組合：針對 311.1mm大井眼斜井段軌跡控制的難點，為提高軌跡 控制質量，優(yōu)選出了一套近旋轉導向鉆具組合，斜井段復合鉆進率達到63%，復合鉆進造斜率達 3-5 /30m。加強井眼軌跡控制：采用連增剖面，確保軌跡平滑，控制造斜率，増多斜井 段復合鉆進井段，既有利于快速鉆進，又保證了軌跡控制精度。平均造斜率 4.7 /30m。最大造斜率8.89 /30m，入窗段造斜率3.26.3 /30m，在長慶油田首次 實現了311.1mm大井眼定向-造斜-

11、入窗的成功，并確保了244.5mm技術套管的 順利下入。入窗靶區(qū)控制精度：靶點 1（入窗點） 縱 距:上 0.67 m 偏 移 距:右邊 1.60 m3、長水平段鉆井工藝技術主水平段長1203m平均機械鉆速6.57m/h。在滿足地質導向鉆進的前提下將 垂深半靶高差控制在 1.98m 以內 , 剖面符合要求，井眼軌跡優(yōu)質。水平位移 1574.22m,水垂比在長慶油田首次突破 1,達到1.16。滿眼雙扶穩(wěn)斜鉆具組合。優(yōu)選鉆頭：選擇了適合安塞油田地層特性的金屬密封牙輪鉆頭和高效PD占頭，提高了鉆井速度。單只 PDC鉆頭鉆進井尺319.57m,機械鉆速7.35m/h ;金屬 密封牙輪鉆頭平均每只進尺

12、294.48m,機械鉆速6.12m/h。采用LWD隨鉆測井將隨鉆伽瑪測井數據、巖屑錄井資料及全烴值結合起來 進行地層對比分析，及時調整實鉆井眼軌跡，進行地質導向鉆進，達到提高油層鉆 遇率的目的，主水平段油層鉆遇率 67.7 %。實鉆軌跡與設計軌跡的對比（如圖3、如圖4）mZ72D p:reVrsTSurvey:杏平1井測斜數據（杏平1/水平多分支井軌跡）Vertical Section Angle at 112.00?1200圖3-500Vertical Section m300 壬 400700圖4500 匸 6008009(S60vey400杏平1井測斜數據60（杏平01/1水平多）分支（

13、井軌跡1800 ）2000 2200I0 口 10001100120013001400-6004、水平多分支井眼側鉆工藝技術根據主水平井段實鉆軌跡數據、隨鉆地質導向WGAMIM測井數據、巖屑錄井資料 及有利于分支井側鉆作業(yè)的原則，優(yōu)選出了7個分支井的側鉆點。關鍵技術 采用倒打分支井技術、裸眼懸空側鉆水平分支井技術，成功側鉆出7個分支井眼； 優(yōu)選欠尺寸雙扶雙驅導向鉆具組合同時實現了分支側鉆及1趟鉆完成1個水平分支井的目標； 優(yōu)選了適合安塞油田地層特點的 PDCW鉆鉆頭，成功側鉆了第5分支井，單只PDC鉆頭鉆進井尺422n,機械鉆速8 m/h ; 優(yōu)選了適合安塞油田地層特點的金屬密封牙輪鉆頭，成功

14、側鉆出6個分支井,單只金屬密封牙輪鉆頭平均鉆進井尺 313m機械鉆速6.95m/h。分支井眼實施結果（如表2）表2分支井眼實施結果分支 井號井段 （米）段長 （米）分支側鉆時間 （時）鉆井 時間* （時）鉆速* (m/h)油層 段長 （米）油層鉆 遇率分支21706-202632021:0053:005.4725880.6 %分支7:2308-2625P 31716:0045:006.3726984.9 %分支62182-248230033:3039:006.9422876.0 %分支52036-245842236:0048:308.0039794.5 %分支4：1938-2238:30015

15、:0032:008.4324882.6 %分支31820-216134111:3044:306.9031893.2 %分支1：1588-188830013:3030:308.85300100%注：7個分支井段總長 2300m,油層段總長2018m，油層鉆遇度87.7 %。*均除去了分支側鉆井段和時間。實鉆分支井眼軌跡水平投影圖（見圖 2）、水平多分支井鉆井完井液技術針對鉆井完井液必須解決好潤滑降低摩阻和儲層保護兩大主要技術難題，首先 對杏河油區(qū)長6儲層儲層特征，儲層敏感性試驗等資料做了較詳細的收集分析，認 為鉆井過程中在壓差作用下鉆井完井液組份進入油層，可以多種方式堵塞地層孔隙，造成油層滲透率

16、降低。還對國內外鉆分支井的資料進行了調研，結合杏 平1井所鉆地層特性、工程工藝、設備條件等，在水平和分支井眼研究應用了 具有無固相、低濾失；良好潤滑性的低摩阻、低傷害無固相鉆井完井液技術。 其室內配方的性能參數如表3。表3低摩阻低傷害無固相鉆井完井液性能項目性匕匕 厶冃P31.01 g/cmAPI FL 50井段，兩根套管加放一只鋼性螺旋滾柱扶正器；0 a 50井段,兩根套管加放一只彈性雙弧扶正器；居中度計算0-45 （1003.11 米-1289.56 米）,平均居中度：78.34%45o-86 （ 1289.56 米-1561 米）,平均居中度：68.19%四、取得的技術成果1、在無頂驅的

17、情況下，成功采用倒打分支井技術、裸眼懸空側鉆水平分支井 技術，成功側鉆出 7 個分支井眼，處于國內領先水平；掌握了一套懸空側鉆分支井 的鉆井技術，形成了一套經濟有效的水平多分支井施工作業(yè)規(guī)范。2、在長慶油田水平井主水平段首次突破了 1200 米，達到 1203 米，首次在長 慶鉆成了水垂比 1.16 的大位移水平井，達到國內先進水平。3、累計水平段總長達 3503 米，創(chuàng)國內陸上油氣田水平段長度記錄。4、在無頂驅的情況下，采用接雙根法及側向低邊法側鉆技術實現了水平懸空 側鉆多分支井，達到國內先進水平。5、創(chuàng)造了 MWD工具面控制法重入技術，實現了主水平井眼及分支井眼重入鉆 井，達到國內領先水平

18、。6、研究試驗了具有強抑制頁巖膨脹效果的低摩阻、低傷害無固相鉆井完井液 技術。7、在長慶實現了“三個第一” 。首次研究成功低摩阻、低傷害無固相鉆井完井 液；第一次在高難度的水平井現場試驗應用，并順利完成大位移水平多分支井；第 一次用水基無固相鉆井完井液打開油層。五、結論與認識1. 采用塔式雙驅復合鉆井技術是 311.1mm大井眼直井段防斜快鉆的有效措 施。2. 控制好 311.1mm大井眼斜井段井眼軌跡，低造斜率，井眼平滑，入窗精 確，是確保244.5mm大尺寸技術套管順利下入的保障。3. 244.5mm大尺寸套管下入窗口，從通井、管串設計及扶正器加放、下套管 采取的技術措施 , 為套管順利下入起到了關鍵作用，為今后大套管下入提供了新思 路。4性能優(yōu)越的防竄高密度及漂珠低密度水泥漿體系，確保了保證現場施工安 全，是提高大套管、大斜度固井質量的關鍵。5. 井眼軌跡的優(yōu)化設計與精確控制，低摩阻、低傷害無固相鉆井完井液成功 應用，有效地降低了長水平段、三維水平分支井的摩阻、扭矩，實現了安全、高效 鉆井。6. 優(yōu)選的金屬密封牙輪鉆頭、PDC鉆頭適合安塞油田水平多分支井鉆井工程的 要求。7. 在常規(guī)鉆井設備和定向工具條件下，采用接雙根法技術及側向低邊法側鉆 技術實現了裸眼懸空側鉆、倒打水平多分支井的工藝。8. 探索了重入技術，創(chuàng)造了 MW工具面控制法重入技術，實現了主水平眼（井