常規(guī)直井鉆機鉆成hw4802超淺層稠油水平井技術(shù)

常規(guī)直井鉆機鉆成hw4802超淺層稠油水平井技術(shù)

1斜直水平井鉆完井難度新疆油田擁有豐富的平坦稠油資源。稠油油藏在淺埋中，最平坦的埋深約120m。由于油藏條件、儲層識別和工藝能力，主要的開發(fā)方式仍然是直井熱采。新疆油田早在1993年就開始了淺層稠油水平井的鉆采嘗試,在新疆克拉瑪依油田九6、九8區(qū)和風城地區(qū)分別進行了一些淺層稠油水平井的試驗,利用斜井鉆機在克拉瑪依油田鉆成了8口垂深在180~280m的斜直水平井。斜直水平井由于上部為斜直井眼,具有初始30°左右井斜角,使得淺層稠油水平井鉆完井施工難度有所降低。但實際應用表明,應用斜井鉆機鉆成的淺層稠油斜直水平井存在一些明顯不足:(1)斜井鉆機作業(yè)費用昂貴,不能滿足經(jīng)濟開發(fā)淺層稠油油藏的需要;(2)因斜井鉆機本身的設計問題,使#444.5mm鉆頭和扶正器的連接下入極為困難,同時還使得#339.7mm表套和#244.5mm技套的井口絲扣連接作業(yè)也極為困難;(3)由于井口段是斜直段,需配斜采油樹、斜抽油機及斜修井機,在井口處抽油桿摩阻大,易磨損,井口傾斜給采油和修井帶來諸多不便,同時大大增加了采油和修井的成本。雖然前期用斜井鉆機鉆成的淺層稠油水平井取得了很好的開采效果,但由于以上原因,這項技術(shù)并未能夠得到推廣應用。為使水平井技術(shù)成為經(jīng)濟、有效地開發(fā)淺層稠油油藏的成熟工藝技術(shù),必須改變原有的斜井鉆機鉆淺層稠油水平井方式,采用常規(guī)直井鉆機方式,使稠油熱采水平井的工藝技術(shù)盡快成熟并推廣應用,成為淺層稠油開發(fā)的一種主要技術(shù)手段和方式。2管柱下入摩阻高油藏埋深淺。淺層稠油水平井鉆井完井因地面距離目的層垂直井段短,要求造斜率高,而在疏松地層,大尺寸井眼鉆具造斜率難以保證且規(guī)律難以把握,大尺寸井眼造斜率性能無法準確預測。大曲率井眼管柱下入摩阻高。由于要滿足后期稠油熱采井筒下入雙管的需要,因此必須下入#244.5mm套管。淺層水平井垂深淺,垂直段短,下入的套管柱自重較輕,井眼曲率高,#244.5mm套管剛性大,彎曲變形后會產(chǎn)生較大的摩阻力,造成大尺寸套管下入十分困難,管柱下入需要配套井口加壓裝置。淺層稠油油藏巖性膠結(jié)疏松、欠壓實,井壁穩(wěn)定性差,易塌、易漏。油層垂深小,井段調(diào)整余量小,井眼軌跡控制精度要求高。3管柱及井身結(jié)構(gòu)淺層稠油油藏埋深淺,油藏溫度低,在常溫下原油黏度極高,開采困難。為增加原油自然流動的能力,目前稠油普遍采用蒸汽吞吐稠油熱采。為滿足采油的需要,對井身結(jié)構(gòu)提出以下要求:(1)采用Ф244.5mm套管封隔目的層至井口之間的裸眼井段,為高壓蒸汽熱采提供井眼條件;(2)水平段完井管柱使用Ф177.8mm割縫篩管完井。而大尺寸井眼為后期采油作業(yè)提供了更大的作業(yè)空間,有利于后期沖砂作業(yè)。此外,大的完井尺寸也利于注汽管柱的移動,以保證水平段在儲層各部分的均勻吸汽。新疆克拉瑪依油田九8區(qū)HW9802淺層稠油水平井采用的井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。一開:采用Ф444.5mm鉆頭鉆至井深25m,下入Ф339.7mm表層套管,封固表層疏松地層及水層,為二開安裝井口裝置和安全鉆井提供可靠條件。二開:采用Ф311.2mm鉆頭鉆至設計靶窗A點,下入!244.5mm技術(shù)套管,水泥返至地面。三開:采用Ф215.9mm鉆頭鉆水平段至完鉆井深,下入Ф168.3mm沖縫篩管,懸掛在!244.5mm套管內(nèi)。此井身結(jié)構(gòu)Ф244.5mm技術(shù)套管下至井斜90°窗口位置,完全封隔了目的層以上地層,為水平段后期熱采生產(chǎn)創(chuàng)造了條件。但大尺寸技術(shù)套管下入至靶窗A點90°位置,造斜段曲率高,技術(shù)套管的下入摩阻大,套管柱重量輕,下入難度大。4井身軌跡設計要求井眼軌道設計在確保水平井鉆井工藝和軌跡測量工藝實現(xiàn)安全、順利鉆達地質(zhì)目標的前提下,還應考慮稠油熱采的開發(fā)和采油工藝要求:(1)采油泵的下深既要有一定的沉沒度,同時其工況又受到井斜角的影響,稠油熱采井采油泵安放對井眼軌跡的要求為:距油層(水平段設計垂深)垂直高度20m井深處及以上井段井斜角均在60°以內(nèi)。(2)為適應熱采工藝要求,完井油層套管(或篩管)尺寸至少應在Ф177.8mm以上。開發(fā)目的層垂深淺,結(jié)合目前水平井鉆井技術(shù)、設備及工具能力,選擇“直—增—穩(wěn)”三段制井身剖面。該剖面相對簡單,工具選擇方便,施工易于控制;此外,三段制剖面彎曲井段相對較短,利于降低管柱下入摩阻。為滿足地質(zhì)要求并結(jié)合先前在淺層鉆水平井的施工經(jīng)驗,同時考慮到優(yōu)化剖面,確保大尺寸套管能夠安全順利下入,加快鉆井速度及成本控制等因素,設計造斜率為(13°~16°)/30m。HW9802淺層稠油水平井設計井眼軌跡數(shù)據(jù)見表1,設計井眼軌跡如圖2所示。5軌道技術(shù)5.1造斜地層施工造斜段鉆具組合:Ф311.2mm鉆頭+Ф197mm雙彎螺桿+MWD短節(jié)+Ф177.8mm無磁鉆鋌+Ф127mm加重鉆桿+Ф177.8mm鉆鋌。鉆井參數(shù):鉆壓20~50kN,泵壓8~9MPa,排量32L/s?？紤]到淺層地層疏松,鉆具造斜率偏低,加之下入的螺桿鉆具彎角已達到井眼能夠通過的極限,要實現(xiàn)設計15.187°/30m的造斜率有一定困難,因此實際施工中造斜點比設計提前3.12m(提前至井深30m處)開始造斜。造斜鉆進中,根據(jù)井眼軌跡控制,需要先后起鉆更換鉆具結(jié)構(gòu)6次,并進行鉆具倒換,使施加鉆壓的鉆鋌始終處于直井段及井斜較小的斜井段。該井于2005年8月13日開鉆,8月16日鉆至井深227m,完成造斜段的施工。造斜段平均造斜率13.95°/30m,測深213.4m,井斜87.28°,方位221.2°,預計井底井斜角93°。進入靶區(qū)A點,提鉆下入!310mm單穩(wěn)定器通井鉆具組合通井,并大排量清洗井眼。井眼通暢后,于2005年8月17日開始下入!244.5mm技術(shù)套管,下入至井深197m處,套管下入摩阻大于套管自重,依靠套管柱自重下入困難,采用套管下壓裝置進行地面加壓,使!244.5mm技術(shù)套管最終順利下入到預定井深,固井中完。下鉆鉆灰塞,鉆至井深220m進行清水洗井,將套管內(nèi)的泥漿和混漿全部用清水置換后,提鉆下入鷹眼儀器,對!244.5mm技術(shù)套管內(nèi)進行井下鷹眼照相,觀察!244.5mm套管在彎曲造斜井段是否有明顯變形情況發(fā)生。5.2復合鉆井井眼軌跡監(jiān)測水平段鉆具組合:Ф216mm鉆頭+Ф165mm彎螺桿+MWD短節(jié)+Ф127mm無磁鉆桿+Ф127mm斜坡鉆桿(80~280m)+Ф127mm加重鉆桿+Ф177.8mm鉆鋌。鉆井參數(shù):鉆壓50~80kN,泵壓8~10MPa,排量28L/s。水平段靶窗高為±1m,鉆進采用小度數(shù)單彎螺桿鉆具配合轉(zhuǎn)盤進行復合鉆進,MWD無線隨鉆儀器進行井眼軌跡監(jiān)測,根據(jù)測量數(shù)據(jù)及時調(diào)整水平段井眼軌跡,使實鉆井眼軌跡在設計靶窗中鉆進。該井于2005年9月1日順利完鉆,完鉆井深為421.8m,水平段平均機械鉆速14.5m/h。通井電測完成后,順利下入Ф168.3mm篩管完井。HW9802井實鉆數(shù)據(jù)見表2。6抗溫技術(shù)注管柱下至水平段a點淺層稠油水平井完井后,Ф244.5mm技術(shù)套管作為熱采井生產(chǎn)套管用。由于Ф244.5mm技術(shù)套管要下至水平段A點,Ф177.8mm完井管柱下至水平段,無法實施預應力固井,因此要求選用抗溫性能較好的N80鋼級套管,采用加砂水泥固井。考慮到儲層特征、注熱開采對水平段完井方式和完井管柱的要求,水平段設計采用割縫篩管完井,并做出管柱熱應力分析以指導完井施工。6.1管道螺紋最高泄漏壓力針對稠油熱采井保證井筒注蒸汽對套管良好密封能力的要求,根據(jù)API推薦的套管螺紋最高泄漏壓力數(shù)據(jù),并考慮熱采井中溫度引起的軸向載荷以及水平井中管柱的彎曲應力,應選取具有較大抗拉強度的螺紋類型。梯形螺紋BTC的抗拉安全系數(shù)和抗彎曲破壞能力都大于LTC,綜合考慮選擇技術(shù)套管及完井套管的螺紋為BTC。6.2井彎曲井段套管變形分析應用直井鉆機鉆淺層大位移水平井,很顯然提高了對造斜段造斜率的要求,同時,造斜率的提高,井眼曲率的增大,必然導致!244.5mm套管的下入和徑向變形問題。水平井彎曲井段套管柱的設計,應該考慮彎曲情況下套管的徑向變形、螺紋連接強度和連接密封能力。發(fā)生徑向變形的套管除了會降低抗擠強度外,較大的徑向變形還會影響鉆井工具和完井工具的下入。采用有限單元分析法中的分步法對套管在彎曲井眼中的變形進行計算分析。通過計算,軸向載荷為200kN(按最大考慮)、井眼曲率為18°/30m時,!244.5mm套管柱徑向變形量僅為0.8mm,因此,針對直井鉆機鉆淺層大位移水平井所需的造斜率,套管徑向變形的問題不足以影響下部鉆井工具和完井工具的下入。6.3螺紋密封失效限制套管允許通過的最大井眼曲率的因素,是彎曲應力達到多大時會因應力集中而使連接破壞,或使螺紋密封失效。計算!244.5mm技術(shù)套管(鋼級N80,壁厚10.03mm)螺紋連接破壞或失效的井眼曲率為21°/30m,HW9802水平井實鉆造斜段最大井眼曲率16.45°/30m,根據(jù)計算數(shù)據(jù),!244.5mm技術(shù)套管在此井眼曲率下不會發(fā)生螺紋連接破壞或密封失效。6.4局部井段摩阻過高摩阻是淺層稠油水平井鉆井、完井設計及施工的核心問題之一,淺層稠油水平井摩阻問題的特殊性是:垂深淺,由于井眼不光滑導致的阻力將在整個摩阻中占據(jù)很高的比例,因為井眼不光滑可能存在微臺階、巖屑床、局部井眼擴大等多種情況,無形中使經(jīng)驗摩阻在局部井段無限放大,從而導致常規(guī)經(jīng)驗公式的計算結(jié)果與實際結(jié)果存在意想不到的偏差。Ф244.5mm套管能否下到底是摩阻分析與處理的核心。淺層水平井,無論是直井段還是造斜段都比較短,套管柱自身重量較輕,因此下套管施工中應備用地面加壓裝置,增加套管柱下入的可靠性。6.5套管柱下入安全性保證通過計算分析,對于目的層垂深僅146.3m的HW9802超淺層稠油水平井,技術(shù)套管下入存在風險,大鉤載荷已經(jīng)達到臨界值。為增加套管柱下入的安全性,還需備用加壓方案,以防止套管下入過程中由于井眼條件等其他因素造成的實際摩阻大于理論計算摩阻,出現(xiàn)套管柱自重不足的情況。具體施工中,采用了吊卡輔助加重塊加壓方式進行地面加壓,該加壓方式較為簡單,便于現(xiàn)場操作。6.6加砂水泥漿體系淺層稠油水平井技術(shù)套管中完固井考慮后期熱采需要,!244.5mm套管采用加砂水泥漿體系有控固井,水泥漿返至地面。斜井段每根套管安裝非金屬剛性扶正器,保證套管居中,提高固井質(zhì)量。6.7hw982c超淺層稠油水平井試驗完井采用尾管懸掛,尾管串結(jié)構(gòu)為:Ф168.3mm全鋼引鞋+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm篩管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm篩管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm篩管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm篩管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm篩管2根+Ф168.3mm套管1根+Ф168.3mm篩管2根+Ф168.3mm×Ф177.8mm變扣接頭+Ф177.8mm×244.5mm懸掛器+Ф177.8mm×244.5mm耐熱封隔器+送入管柱。送入鉆具:Ф177.8mm鉆鋌+Ф127mm加重鉆桿,Ф168.3mm完井尾管懸掛在Ф244.5mm技術(shù)套管內(nèi),丟手提出送入鉆具完井。HW9802超淺層稠油水平井試驗于2005年8月13日開鉆,8月17日鉆至井深227m,順利下入!244.5mm技術(shù)套管。9月2日順利下入篩管完井。完鉆井深421.8m,完鉆垂深144.09m,井斜91.2°,閉合方位222.17°,水平位移329.42m,位移與垂深比達到2.28。HW9802超淺層稠油水平井工藝技術(shù)試驗獲得成功,成為新疆油田應用普通直井鉆機鉆超淺層稠油水平井成功實施的第一口井,也成為當時國內(nèi)應用常規(guī)直井鉆機所鉆垂深最淺的水平井。7實施水平井工程的工程特點(1)應用普通直井鉆機及常規(guī)水平井工具、儀器,在新疆克拉瑪依油田九8區(qū)成功鉆成垂深僅為146.3m的超淺層稠油水平井,在國內(nèi)尚屬首次,證明了應用直井鉆機鉆成淺層稠油水平井的技術(shù)可行性。該井的試驗成功,為今后在國內(nèi)油田淺層稠油油藏應用常規(guī)直井鉆機實施水平井開發(fā)提供了工程依據(jù)。(2)經(jīng)過理論計算和現(xiàn)場實踐,對疏松地層中鉆具的造斜規(guī)律有了進一步的認識。施工中,通過合理選擇造斜鉆具組合,適當提高造斜點深度,滿足了疏松地層中大尺寸井眼高造斜率的要