苏里格气田水平井快速钻井技术研究与应用

2013-09-12 06:38姚立新王均良谌建祁王俊海
天然气技术与经济 2013年1期
关键词:里格斜井井眼

姚立新 王均良 谌建祁 王俊海

(中国石油川庆钻探长庆钻井总公司,陕西 西安 710018)

0 引言

苏里格气田是典型的低压、低渗透、低丰度的“三低”气田,是2015年长庆天然气产能实现350×1012m3的主力气田。美国及其他国家在低渗透、致密气藏开发中总结形成了“三维地震+水平井+水力压裂”“组合拳”开发模式[1],长庆油田公司确立了“面对现实,依靠科技,简化工艺,走低成本开发道路”的苏里格气田开发理念。基于这些理念和经验,以单井多产,降低开发成本为目的的水平井技术在苏里格气田得到了迅速发展。2009年以来,在完成的水平井中,单井日产量提高到了近10×104m3,是富集区Ⅰ类直井的5倍以上。因此,转变气藏开发模式,大力发展水平井钻完井技术,是实现苏里格气田有效开发的重要途径。

1 地质概况

苏里格气田位于内蒙古自治区乌审旗境内,区域构造属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带,宽缓浅水三角洲沉积体系,目的层顶界构造图展示该区构造形态为不完全南西向单斜,坡降大致为3~10 m/km。气田气藏分布受构造影响不明显,主要受砂岩的横向展布和储集物性变化所控制,属于砂岩岩性气藏。主力气层为山西组山1、石盒子盒8,气藏压力系数平均为0.7~0.98。

2 水平井井身结构优化

2008年试验第三次开钻大井眼井身结构为:∅444.5 mm钻头/∅339.7 mm表套+∅311.2 mm钻头入窗/∅244.5 mm技套+∅215.9 mm钻头(水平段)/∅139.7 mm筛管,如图1所示。并实施导眼,施工过程中暴露出∅311 mm井眼造斜效率低、井壁坍塌、携岩困难等问题。之后试验第三次开钻小井眼井身结构:∅346 mm钻头/∅273 mm表套+∅241.3 mm钻头×造斜点/∅177.8 mm套管×入窗+∅152.4 mm钻头/∅101.6 mm筛管,如图2所示。钻井速度明显提升,钻井周期缩短到了100 d左右。随着对储层展布的进一步明晰,同时引进了裸眼封隔压裂技术,2009年后期,率先在桃7区块试验了取消导眼的裸眼分隔器分段完井的第三次开钻结构水平井,并采用同一裸眼异径井眼(第二次开钻直井段∅241 mm、斜井段∅215.9 mm),钻井周期缩短到了60 d以内,降低了钻井成本。

3 水平井快速钻井技术

3.1 个性化PDC钻头优选

针对苏里格水平井施工中PDC钻头在斜井段、水平段滑动定向工具面不稳定、施工效率低的问题,开展个性化导向 PDC钻头研究。该钻头具有5个特征:① 六刀翼结构,主切削齿直径为16 mm,并带辅助切削齿,外锥部位布置分压平衡垫,降低钻头的纵向振动。② 钻头心部直列布齿,增强稳定性,保证钻头工作平稳和工具面的稳定。③ 分割独立式流道,避免水力干涉,最大限度发挥水力功效,以保证钻头水力分布合理、切削齿及时冷却、排屑通畅及钻头流道表面抗液流冲蚀。④ 采用较浅内锥和较短的外锥剖面结构,增强钻头的侧向攻击性及使用寿命。⑤ 长保径设计,保证钻头工作平稳和井壁光滑,并布有倒划眼齿。个性化耐磨导向PDC钻头的成功研制实现了斜井段、水平段PDC钻头的推广应用,取得了斜井段一趟钻的突破。

图1 第三次开钻大井眼井身结构图

图2 第三次开钻小井眼结构图

3.2 井身剖面优化设计

剖面设计以增加PDC钻头复合钻进,提高效率、降低消耗为目的,将靶前距由350 m延长至500 m,将平均造斜率降低至3°~4°/30 m。改变了以往先设计剖面再选钻具组合的思路,根据钻具特性,模拟实钻情况设计剖面,从根本上提高了轨迹控制效率,使复合钻井段比例达到了70%以上,为全井段推广PDC钻头的应用提供了有利条件。

3.3 轨道精确控制技术

针对“不施工导眼、储层不确定”的问题,坚持“略高勿低、先高后低、寸高必争、早纠偏移、稳斜探顶、动态监控、矢量进靶”的轨迹控制原则[2],实时动态分析计算工具造斜能力,及时校正待钻井眼的设计,在靶点垂深上下调整10 m的情况下,均可准确入靶。根据钻具实钻特性,合理预算,及时校正待钻井眼设计,确保待钻井眼曲率控制在PDC钻头复合钻进的造斜能力范围内,提高了轨迹控制效率。

3.4 钻具组合优化技术

直井段坚持防斜打快思路,形成了具有预弯曲防斜特性的钻具“∅241 mmPDC+7LZ197×0.75°单弯螺杆+∅238 mm钻具稳定器”复合钻井技术,解放了钻井参数,机械钻速由15.22 m/h提高至18.24 m/h。斜井段由原来定向、增斜2~3套钻具简化为1套钻具,为斜井段充分发挥PDC钻头优势奠定了基础。水平段应用“∅152 mmPDC+单弯螺杆(自带148稳定器)+∅146 mm钻具稳定器”强稳斜钻具[3],复合钻进比例达到了90%以上。

3.5 长水平段降摩减阻技术

应用水平井摩阻扭矩分析软件,对影响摩阻/扭矩的因素进行分析,建立三维井眼钻柱轴向力、扭矩的计算模型,现场根据实钻情况,反演校正摩阻、扭矩,为水平段延伸提供科学依据[4];使用强稳斜钻具结构,采用滑动导向和复合钻进交替实施方式,实现井眼轨迹平滑控制;配套使用水力加压工具,有效克服长水平段钻进托压难题,滑动机械钻速同比提高了32.5%。已完成水平段1 200 m以上的井有15口,其中苏5-3-16H1井水平段长2 606 m。

3.6 钻井液分段优化

直井段采用无固相强抑制聚合物体系,钻井液密度为1.00~1.02 g/cm3,黏度为28~30 s。通过提高抑制剂浓度加强直罗、延长组底部坍塌,在确保井下安全的同时,极大地解放了机械钻速。斜井段针对使用三磺分散型钻井液体系,“双石”层易发生坍塌和PDC钻头泥包的问题,依据“双石层”特性及坍塌机理,创新试验了具有强抑制、填充封堵[5]、力学稳定等多项功能的无土相强抑制复合盐钻井液体系,通过化学作用和力学平衡,提高了体系的防塌润滑效果,有效解决了坍塌和PDC钻头泥包。在完成的80口水平井中,斜井段全部应用了该体系,未发生钻头泥包,无井下复杂情况发生。水平段应用无土相低伤害暂堵钻井(完井)液体系,具有密度可调、失水低、耐温高达150℃、流变性好、抑制强、酸溶率高等特点,能够有效保护储层,现场试验最高伤害率为9.59%,属于轻度伤害。该体系在桃7-9-5AH水平井应用,获得无阻流量为150×104m3/d的高产气流。

4 应用效果

2009年以来,累计在80口井应用了水平井快速钻井配套技术,平均钻井周期由74.36 d缩短至45.87 d;平均机械钻速由6.87 m/h提高至9.62 m/h,提高幅度达40%,提速效果明显。苏36-15-12H1井以23.25 d的钻井周期,创造了苏里格气田水平井最短钻井周期记录,单队年进尺实现了6次开钻6次完钻。2009-2012年苏里格水平井技术指标统计对比情况如表1所示。

表1 2009-2012年苏里格水平井技术指标统计对比表

5 结论

1)第二次开钻同一裸眼使用“∅241 mm+∅215.9 mm”异径井身结构,大大提高了斜井段钻井速度。

2)试验改进的长保径、浅内锥耐磨导向PDC钻头实现了全井段使用PDC钻头,是水平井提速的关键。

3)创新试验的无土相复合盐钻井液体系,有效解决了PDC钻头泥包和坍塌问题,该体系的应用是苏里格水平井提速的前提和保证。

4)以最多复合钻进、最短时间、最低消耗、安全钻进为宗旨,优化长半径水平井剖面设计,增加了PDC钻头复合钻进井段,充分发挥了PDC钻头优势。

5)针对不施工导眼、储层不确定的问题,及时校正待钻井眼设计,并将待钻井眼曲率控制在PDC复合钻进造斜能力范围内,提高了复合钻进的比例。

6)平滑轨迹控制、降低固相含量、使用水力加压器等是降低长水平段钻进摩阻的有效手段。

[1]沈忠厚.现代钻井技术发展趋势[J].石油勘探与开发,2005,(32)1:89-91.

[2]王清江,毛建华,韩贵金,等.定向钻井技术[M].北京:石油工业出版社,2009.

[3]冯志明,颉金铃.阶梯水平井钻井技术[J].石油钻采工艺,2000,(22)5:22-26.

[4]唐志军.水平井钻井技术在大牛地气田的应用[J].石油钻采工艺,2009,(31)6:40-43.

[5]张民立,李再均,张津林,等.DH1-H3深阶梯水平井钻井液技术[J].钻井液与完井液,2007,(24)4:85-88.

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