大牛地气田DP43水平井组的井工厂钻井实践

赵文彬

中国石化华北分公司工程技术研究院

丛式井组开发使井网覆盖区域最大化，实现部署多井一体化，工厂化钻完井作业，批量化对储层进行压裂改造施工作业，大幅度提高效率和效益。丛式水平井组国外一般用于页岩气开发，国内丛式井组一般为大位移定向井用于开发沿海油气藏，水平井组未见实例。本文旨在总结大牛地气田水平井开发成功经验，提出丛式水平井组开发模式，设计并施工完成的DP43丛式水平井组由6口水平井（以下简称6井式）组成，技术经济效益显著，对同类低孔隙度低渗透率油气藏开发具有借鉴意义。

1 丛式水平井方案制订

针对丛式水平井井网及平台参数、钻机摆放、轨道实现、井身结构等诸多技术难点，做了大量的前期准备和技术攻关［1－4］，制订了从钻前至完井详尽的工程方案。

1．1 井网及平台参数

1．1．1 井网优化

根据数值模拟结果，考虑井口管理及后期调整，综合分析认为排状正对井网较好。

1）不同井网形态数值模拟预测指标整体上大体一致，但排状正对井网稍好（表1）。

2）排状正对井网井口分布更容易实现“井工厂模式”，便于集中管理。

3）均质模型条件下，不同井网形态气井压力未波及的总面积基本一致，但排状正对井网未波及范围较规则，便于后期调整。

表1 不同井网形态数值模拟预测指标表

排状正对井网符合整体开发需要，同时结合大牛地气田主体压裂建产模式——多级管外封隔分段压裂的能力［5］，采用羟丙基瓜胶压裂液体系、中密度陶粒作为支撑剂压裂缝半长150～200m，该井组决定采用6井式水平段相互平行模式，水平段间距500m。

1．1．2 平台参数

根据目的层盒1组储量及工程能力，进行井网布局，从施工、经济两个方面进行可行性论证。施工论证方面包括，在确定平台位置、平台数、平台面积后，现有设备能否完成工程，能则进行下一步经济论证，不能则重新确定平台参数。经济论证方面包括，估算整个工程的总投资是否低于工程完成后的回报，是则进一步优化，否则重新确定平台参数，重新进行施工论证，重新进行经济论证，甚至放弃。

最终决定在同一平台由3台钻机一起钻进，每台钻机实施2口井，共同完成6口水平井钻井工作。

1．2 钻机摆放

行业标准要求双排或多排排列——同一排井距一般为3～5m，两排之间的距离一般为30～50m。这种排列适合于一个平台打多口井（十几口到几十口）［6－7］。如图1所示，为缩短整体建井周期，采用3台钻机，同时钻进。

由于选用的简易液压滑轨只能单向移动钻机，加大了前期钻机摆放的难点，综合论证确定的设计相邻钻机相距70m，现场钻机摆放如图2所示。

图1 井场布局图

图2 DP43井组现场照片

1．3 轨道实现

油藏工程数值模拟研究结果认为，采用平行布井方式开采效果要明显高于辐射布井方式。在平行布井方式下，丛式井平台可采用的布局形式有18井式、12井式、6井式平台等［8－10］。结合大牛地气田实际，初步方案确定的轨道如图3所示。

图3 丛式水平井三维轨道水平投影图

初步确定的井眼轨道是三维剖面，钻具组合设计、摆工具面难度大，调整频繁，斜井段是增斜变方位，对于螺杆的性能要求较高；由于要避免测量干扰，邻井造斜点至少要错开30m，须优化整个平台井组的靶前距和井眼剖面［11－12］；水平段长超过1 000m 后管柱下入摩阻较大，钻至较长水平段时，托压会比较严重，会影响水平段的进一步延伸［13－14］。

大牛地气田为低孔隙度低渗透率透油气藏，水平井全部采用压裂建产模式。原地应力状态对水平井段的井壁稳定性有决定性的影响，原地3个主应力差异增大，将加剧井壁失稳［15－16］；后期压裂在水平段储层形成的裂缝一般与最小水平地应力方向垂直，在最大主应力方向形成延伸裂缝，根据压裂裂缝检测软件模拟计算，压裂裂缝与最大主应力方向夹角小于30°对有效缝长与储量动用影响不大。因此，综合考虑三维轨道的实现难度，最终采用二维放射性布局的井眼轨道，两侧轨道与最小主应力夹角29°，可有效保证钻井轨迹的安全实施和有利于降低储层压裂改造的难度［17－18］。

设计轨道同排两井口距离70m，纵排两井口距离5m，满足钻机摆放及避免井间干扰的要求（图4）。相邻同排A靶点相距244m，B靶点相距744m。

1．4 井身结构

2010年针对前期大牛地气田水平井存在问题，开展了以提速降本增效为目的的水平井试验，取得明显效果［19－20］，初步形成了针对中短水平段成熟的井身结构［21］。2011年以来有了进一步提高，DPH－10井水平段长1 200m钻井周期仅为31．71d。基于前期成功经验，DP43井组水平井井身结构如表2所示。

第一次开钻表层套管下深要求封固第四系黄土层和下白垩统志丹群砂砾和泥岩互层易漏、易垮塌层，同时要求满足第二次开钻钻达设计层位后，保证测井过程在55°以上井段在套管内对接。

图4 DP43井组设计轨道水平投影图

表2 DP43－2H井井身结构表

第二次开钻钻进直井段、造斜段并钻至水平段着陆A靶点，下技术套管固井，主要是为保证水平段顺利钻进，封固造斜段双石层泥岩，该井段为防止井壁坍塌、泥岩缩径，要求严格控制失水量，钻井液密度达到1．25g／cm3。

第三次开钻钻进储层，为实现保护储层采用低伤害钾铵基钻井完井液体系，失水量控制在5mL，密度介于1．06～1．08g／cm3，裸眼完钻下预置管柱完井。

2 丛式水平井实施

2．1 现场井场的确定

设计井场为220m×100m，根据现场实际，实施最终井场面积为160m×133m，同排两井口距离60 m，纵排两井口距离4．5m。

2．2 丛式水平井实施情况分析

自第一口井DP43－2H于2011年10月10日开钻，至最后一口井DP43－5H于2012年4月15日顺利完钻，整个井组历时半年，效果显著，达到了预期的目的，完钻基本信息如表3所示。

6井式水平井组技术积累为两井组铺垫，今后大牛地气田推广的“井工厂”模式更多的是1台钻机打两口井，即打完1口井如果显示好拖动钻机反向再打1口，两井组如果少算1个生活区工作量，相当于建设1个井场打两口井。

表3 6井式完钻基本信息表

3 丛式水平井钻井效果分析

3．1 技术成果

3．1．1 一口井为后续实施所有井提供参考，避免同类复杂的发生

整体指标完成出色，2011年完钻26口水平井平均钻井周期52．3d，该丛式井组平均钻井周期47．7d，同比缩短8．79%；2011年平均机械钻速7．34m／h，丛式井组平均机械钻速8．28m／h，同比提高12．8%。

从表4中可以看出，总结了第1口井钻井经验教训后再实施第2口井，可优化同井段钻井参数，提前预防复杂情况，大幅提高了钻井指标。

表4 同一钻机实施两口井钻井指标对比表

3．1．2 简易滑轨的成功应用实现了钻机整体搬迁

采用气动滑轨实现钻机安全平稳、准确定位的整体移动，可以在整体拖移时，对钻机进行一定范围的纠偏作业，能够满足钻机施工对井口位置精度的要求，具有结构简单、安全性高、施工成本低等特点，而且对现场空间要求小。该滑轨的成功应用为 “井工厂”模式在大牛地气田的应用奠定了基础。

3．2 效益分析

3．2．1 减少征地面积

1）6口井井场面积：160m×133m＝21 280m2。

2）1口常规井面积：100m×120m＝12 000m2。

3）不考虑生活区和重复挖泥浆池的工作量，相当于6口井仅征用两口井的井场。

3．2．2 节省时间

1）缩短搬迁安装时间：2011年完钻水平井平均搬迁安装时间为7．5d，丛式井组开钻间隔5．25d，仅需一台吊车即完成，避免动用大量车辆。继续推广丛式井组总结滑轨整体推动的经验，可控制在3d内完成311．2mm井眼钻进。

2）6口井整体压裂，缩短压裂时间，压裂效果显著，取得明显增产效果（表5）。

现场实施效果6口井累计无阻流量达77．63×104m3／d，其中 DP43－5H 井无阻流量为27．51×104m3／d，是目前大牛地气田改造效果最好的井。平均单井无阻流量为12．94×104m3／d，是2012年之前所有水平井无阻流量6．95×104m3／d的2倍。6口井采用统一配液，压裂作业时间共用时13d，仅为2012年平均压裂时间的60%。

表5 DP43井组实施效果表

3．2．3 后期便于统一管理

6口井统一入网，节省管线，便于后期集中管理。

4 结论与认识

大牛地气田6井式水平井组根据地质成果及工程施工能力，初步制订了水平井展布方向及水平段长。为降低钻井及后续管柱下入难度，论证水平段与最小主应力夹角小于30°对后续压裂改造影响不大，决定采用放射性布井，二维轨道设计使6口水平井优质快速完钻，预置管柱压裂工具一次性顺利下入。钻机采用滑轨推动整体搬迁，该技术在大牛地气田属首次尝试，井队自己即可完成，减少了人力物力的投入，大幅缩短搬迁安装时间。该井组的成功实施积累了宝贵经验，为进一步提速增效、缩短钻井周期，丛式井组仍需在今后的推广过程中优化、完善，为在大牛地气田推广“井工厂”模式产能建设做好技术储备。

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