水平井井组

水平井井组（精选4篇）

水平井井组 篇1

1 基本概况

(1) 庄233井区位于甘肃合水县内, 作为整体水平井立体开发试验区, 固平53-71井场共部署水平井四口, 定向井三口, 其地质分层如下表1所示:

(2) 本井场水平井均属于靶前距和偏移距较大, 需要提前造斜走偏移距, 相对造斜率要求不高, 在施工时随时注意观察是否紧跟设计线, 同时, 全井段需要做好防碰工作, 三口定向井和四口水平井设计数据如下表2所示:

2 施工技术难点

(1) 本井组内水平井与定向井多层系立体开发, 交叉施工, 水平井组施工防碰压力大。

(2) 本井组储层非均质性强, 油层变化幅度大, 入靶等方案乃至水平段循环等命令, 调整占用时效长。

(3) 本井组虽靶前距大, 增斜率要求不高, 但偏移距大, 前期起大井斜 (10°-14°) 消除消除偏移距, 后期水平段施工, 上提下放摩阻大, 转盘扭矩大, 无法通过强化参数提高机械钻速, 严重制约钻井速度。

(4) 水平段泥岩段不同程度存在大掉块, 乃至坍塌。

(5) 地层原始压力高, 油气比高, 加之高压注水区块, 井控风险大。

3 施工过程及要点

本井组水平井全部采用83/8井眼二开结构, 属三维二开结构水平井, “两趟钻”完成率100%, 形成“2211”模式, 即“两趟钻、两根电池、一根螺杆、一只修复PDC”钻井模式, 钻井周期平均12天左右。完钻数据如下表3所示:

3.1 本井组施工方案和措施

3.2.1表层钻进技术措施

(1) 本井组属于超一项目组水平井大井组 (3定4水) , 在拿到每口井设计后, 先进行全井段施工模拟, 做出施工方案, 若发现存在防碰距离小, 压力大的情况下, 坚持表层积极防碰绕障理念, 表层钻进过程中采用“预分法”主动防碰技术, 形成鱼骨刺状轨迹延伸;或者在钻进过程中利用Ф311.2PDC+Ф172*1.25°*Ф213单弯螺杆滑动2根左右即可使得井眼轨迹分离, 完成定向绕障。效果如下图1所示:

钻具组合如下:

表层钻头采用Ф311.2mm CS1952SSR PDC钻头, 机械钻速明显提高, 最高可达63.6m/h;同时, 考虑黄土层较厚, 承压能力低, 在施工过程中, 严格落实“三低一缓一控制”措施进行工程防漏, 通过现场实施效果看, 收效良好。

3.2 二开轨迹控制技术及措施

3.2.1 轨迹控制原则

二开修正施工方案, 全井段采用“双圆弧+稳斜段”设计施工。由于本井组靶前距大, 第一增斜段和第二增斜段相对增斜率要求不高, K1, K2相对增斜率要求不高, 四口水平井基本上在4°-4.5°/30m, 全井施工压力不大, 但由于偏移距大, 施工过程中需要二开提前消除偏移距, 二开出表套脚50-100米开始定向消除偏移距, , 定向完井斜角控制在5°-8°之间, 利用环河组到延安组之间的地层自然规律增斜规律复合至10-14左右, 除绕障井外, 方位基本按照程序设计施工, 尽量使得四口“立体”开发水平井平行穿越时, 在浅井段防碰距离不断增大, 确保井眼安全, 控制好本段井斜、方位是消除偏移距的关键。同时, 考虑到本井组对增斜率要求不高, 在增斜率满足施工要求的情况下, 实际钻进过程中, 根据实际情况, 不断进行轨迹优化, 尽量避免连续滑动, 降低井眼曲率, 确保轨迹平滑, 确保后续施工顺利。施工效果图2如下:

3.2.2 钻头选型和螺杆使用方面

全年水平井我队使用83/8CM1665SSR钻头2只, 通过现场实施看, 不论从全井段进尺、钻时, 还是修复再利用经济效益方面看, 该型号钻头具有一定优越性, 本井组钻头数据统计如下表4所示:

综上来看, 该钻头采用六刀翼、长保径、16mm复合片布齿设计, 具备以下优点:

(1) 刀翼多, 反扭小, 刀翼长, 工具面稳定, 滑动效果好;

(2) 复合片小, 反扭小, 有利于深井段下部地层滑动;

(3) 复合片小, 适合高转速中硬地层钻进, 耐磨损, 使用寿命长。

在螺杆使用方面, 完成井均使用立林螺杆, 其性能效果无法对比。

3.2.3 钻具组合

本井组施工的水平井不进行中途测井, 极力实施“两趟钻”技术, 四口井基本上“两趟钻”配套83/8井眼完成, 故钻具组合使用以下两种结构:

(1) 二开---斜井段---水平段入窗 (“一趟钻”)

此钻具组合在井斜在20-30°之间时候, 滑动每根平均增斜率为5.2°-5.5°/30m, 但在30°以后, 滑动每根平均增斜率为6.5°-8°/30m左右, 连续滑动可达到10.10°/30m;综合四口水平井来看, 1400米开始第一增斜段, 复合增斜相对较低, 基本在0.12°-1.7°/30m, 由于地层因素, 有时会出现反常情况, 诸如在固平53-72井出现复合降斜效果, 造成连续滑动增斜弥补。

此组合应用的好坏, 实际效果如何, 直接关系到一口井的成败, 是整个轨迹控制中的重中之重, 关键所在。在实际施工过程中, 考虑PDC钻头增斜率低于牙轮钻头, 加强轨迹监控, 精确预算, 根据实测数据不断更新修正后续待钻轨迹, 使得实钻轨迹控制在设计线偏上, 避免后续施工因增斜率过高, PDC配合1.25°螺杆无法完成施工, 而造成被动施工局面, 坚决杜绝轨迹失控。该钻具使用井段轨迹控制难点如下:

1) 大偏移距的消除, 避免大井斜条件下轨迹控制困难;

2) 水平井组斜井段的防碰;

3) 动态监控, 滑动井段选择;

能否在井斜角86°-88°之间上偏入窗。

(2) 水平段-完钻 (“一趟钻”)

此钻具组合相对来说, 性能稳定, 稳斜效果相对较好, 复合增斜效果0.2°-0.7°/根不等。此钻具结构主要是在水平段油层中穿梭, 轨迹调整主要是垂向上下调整, 即井斜角的增降调整。钻进过程中, 把握好调整时机, 考虑临界井斜角, 使得轨迹偏离靶心线幅度在1米以内, 井斜控制在88°-91°之间。此外, 在不找油的情况下, 尽量工具面到位整根滑动, 保证滑动效果;考虑到摩阻大, 扶钻时要求“一节一节”的“闪扶”送钻, 依靠钻具的冲击力抵消部分摩阻, 以提高钻井施工速度。该钻具水平段轨迹控制难点如下:

(1) 滑动时机的把握;

(2) 找工具面时间的长短;

(3) 摩阻大, 滑动效率低下;

实时监测记录伽玛数值变化, 在轨迹允许可调整的范围内, 树立“主动找油”的观念;

能否加强与地质录井, 项目组的及时沟通。

下图是我队以钻井周期8.83天完成井深2860m, 水平段长857.33米的固平53-72井实钻轨迹图3:

4 井下事故、复杂控制预防措施

(1) 重视钻井液管理, 强调井眼净化干净, 根据钻时落实好早开泵, 晚停泵以及“早、中、晚”三次定期清扫制度, 必要时候开双泵打钻, 循环, 从源头上预防砂卡。

(2) 合理处理井下异常, 尤其是起下钻过程中, 上部地层缩径、直落坍塌以及水平段泥岩坍塌导致的异常, 每次起下钻前, 保证两台泵正常且是“双高压”状态, 下钻砂桥遇阻不许硬压, 及时处理泥浆, 划眼到底;起钻遇阻严禁大吨位反复上提, 立即接方钻杆钻杆循环, 必要时候进行短起下钻, 进行井壁修正。

(3) 由于水平井施工过程中, 定向滑动占据很大一部分时效, 水平井滑动过程中极易发生粘卡, 所以我们应及时根据工具面显示、钻压恢复情况以及泵压变化情况等诸多因素来判断井下钻具是否粘卡, 及时勤活动钻具, 严禁钻具长时间处于静止状态。

(4) 加强工程、泥浆、地质沟通, 钻进工程中若发现返出砂样有掉快或者伽马数值上升, 判断岩性为泥岩时, 及时加重处理泥浆。

(5) 加强钻具管理工作, 落实好每口井探伤, 监测好泵压, 认真落实好泵房坐岗制度, 坚持“泵压下降原因分析不清不打钻”原则, 必要时候起钻检查钻具。

(6) 严格执行井控细则相关规定, 实施落实好“积极井控”观念。

5 认识及建议

(1) 钻头、螺杆、无线随钻电池使用时间必须相匹配。减少因非轨迹控制调整等原因造成的不必要起下钻, 否则, 难以保证水平井从二开到完钻实现“两趟钻”模式。

(2) 立体开发的水平井组全井段主动积极防碰工作是确保井眼安全的前提, 是一口井施工的重点工作。

(3) “两趟钻”模式条件下, 轨迹控制应先急后缓, 不断缓解第二趟钻的压力, 同时, 井眼轨迹要实时监控, 加强预算, 不断优化剖面设计, 是一口井成败的关键所在。

(4) 泥浆性能良好, 摩阻系数小, 润滑性能好, 保证工具面到位, 钻时快, 滑动顺利不粘脱, 是钻井提速的助推力;同时, 携砂性能好, 保证井眼干净畅通, 井壁稳定, 是确保井下安全的一道屏障。

摘要：随着合水油田水平井大面积开发, 多层系、立体开发的水平井组技术已日渐趋势, 我队在庄233井区施工的4口水平井外加3口定向井井组, 主要开发长6和长7油层, 本文从表层钻进技术, 优化钻具组合, 细化轨迹控制思路, 优化钻井参数等方面剖析, 摸索总结出一套完善、成熟的钻井技术集成模式, 对区块后续水平井施工具有推进指导意义。

关键词：水平井井组,快速钻井,技术集成模式

水平井井组 篇2

SAGD是国际开发超稠油的一项前沿技术。其理论最初是基于注水采盐原理, 即注入淡水将盐层中固体盐溶解, 浓度大的盐溶液由于其密度大而向下流动, 而密度相对较小的水溶液浮在上面, 通过持续向盐层上部注水, 将盐层下部连续的高浓度盐溶液采出。将这一原理应用于注蒸汽热采过程中, 就产生了重力泄油的概念。SAGD就是蒸汽驱开采方式, 即向注汽井连续注入高温、高干度蒸汽, 首先发育蒸汽腔, 在加热油层并保持一定的油层压力 (补充地层能量) , 将原油驱至周围生产井中, 然后采出。

2 工程概况

2.1 地质概况

风城油田位于准噶尔盆地西北缘西部, 距克拉玛依市120km, 西邻乌尔禾镇。由于风化作用, 地形起伏较大, 地面海拔296m~376米, 平均385m。简易油田公路在工区内纵横交错, 克拉玛依至阿勒泰的217国道从试验区东部通过, 交通、运输极为方便。通讯网络覆盖该区域。

风城地区地下浅层蕴藏着丰富的稠油资源。1985年估算中生界表外储量6×108t, 含油面积144.5km2 (叠加面积) 。截至2006年底风城油田完钻稠油专层探井47口, 评价井30口, 检查井4口, 热采试验井177口, 探明含油面积17.25km2, 探明地质储量3941.96×104t。

2.2 SAGD双水平井工程质量要求

(1) 水平段轨迹必须保证水平, 轨迹距靶心垂向误差不超过±0.5m, 平面上水平段轨迹距靶心误差不超过±1.0m, 即靶窗区间1m*2m;

(2) 为满足SAGD工艺配套要求, 水平段垂深以上20-30m要求井斜小于60°;生产井斜井段要留20-30m的稳斜或者微增斜段 (曲率不大于3°/30m) , 两井轨迹间距控制在5±0.5m

(3) 注、采水平井完井时, 表套、技套固井水泥必须返至地面, 并确保大斜度段固井合格;

(4) 水平段采用直径177.8mm激光割缝防砂筛管完井, 缝状为“锥形缝”, 即割缝向外逐渐缩小, 缝宽度为粒度中值1.5倍左右。

3

地质分层 (表1)

4

各次开钻结构 (表2)

5 钻具组合

5.1 FHW117P井钻具组合

一开:Ф444.5mm钻头+Ф203mm钻铤+方钻杆;

二开 (直井段) :Ф311.15m m钻头+Ф177.8mm钻铤+方钻杆;

(造斜段) :Ф3 1 1.1 5 m m钻头+Ф197mm螺杆 (2°) +Ф127mm无磁钻杆+Ф165m m M W D短节+Ф165m m无磁钻铤+Ф127mm斜坡钻杆 (24根) +Ф127mm加重钻杆;

三开 (水平段) :Φ215.9m m钻头+Φ172mm螺杆+Φ127mm无磁钻杆 (1根) +M W D短节+Φ1 6 5 m m无磁钻铤 (1根) +Φ127mm斜坡钻杆 (24根) +Φ127mm加重钻杆;

5.2 FHW117I井钻具组合

一开:Ф444.5mm钻头+Ф203mm钻铤+方钻杆

二开 (直径段) :Ф311.15m m钻头+Ф177.8mm钻铤+方钻杆;

(造斜段) :Ф311.15m m牙轮钻头+Ф197mm螺杆 (2°) +Ф127mm无磁钻杆+Ф165m m M W D短节+Ф165m m无磁钻铤+Ф127mm斜坡钻杆 (24根) +Ф127mm加重钻杆;

三开 (水平段) :Ф215.9m m钻头+Ф172mmRMRS+Ф172mmLZ+Ф127mm无磁钻杆+MWD短节+Ф165mm无磁钻铤+Ф127mm斜坡钻杆 (24根) +Ф127mm加重钻杆;

注:在FHW117I井水平段钻进过程中, 生产井FHW117P中用电缆传输下入电磁导向仪器, 从生产井获取数据引导注气井的钻进。同时利用MWD的工具面参数以滑动和旋转复合钻进结合的方式, 控制井眼轨迹位于生产井的正上方5.0m左右。

6 现场应用效果

FHW117 (含FHW117P和FHW117I) 井组是风城重32区施工的第9对平行水平井, 该井组于2012年7月21日16:00开钻, 于2012年8月9日23:00按设计成功完成施工, 各项技术指标达到甲方的要求。

在常规水平井施工工艺的基础上, 结合磁导向测量技术, 及反演逆推分析轨迹, 有效的控制了两井水平井段的相对误差, 满足了两井之间的有效蒸汽驱通道要求, 施工工艺达到了SAGD井作业的技术要求, 从而为高效注气、提高稠油油藏的采收率提供了良好的井眼通道。

摘要：针对新疆克拉玛依油田风城作业区目前采用的直井、定向井及常规水平井方式开采地下稠油方式不理想, 2008年开始试验SAGD水平井钻进, 该技术井眼轨迹采用5段制, 水平井抽油泵下泵位置为一稳斜段, SAGD双水平井垂直间距为5米, 水平段采用φ177.8mm激光割缝防砂筛管完井, 在常规水平井的施工工艺基础上采用磁导向定位技术, 有效控制两水平井水平段的相对误差, 从而提高采油的收获率。

关键词：SAGD,水平井,钻进技术,注汽

参考文献

[1]《钻井工程技术进展》 (孙宁, 苏义脑) 石油工业出版社

[2]陈生琯.《水平井钻井技术-水平井》

[3]王元基.《水平井油田技术开发文集》石油工业出版社

卫2-43井组动态分析 篇3

1.1 地质特征

卫2-43井组位于卫2块北部, 生产层位沙三下6-9, 含油面积0.13km2, 地质储量18.7×104t, 小层连通率96.5%。井组包括油水井4口, 其中油井3口 (2-37、-38、-44) 。

卫2块属卫城主体垒块构造的一部分, 由卫32、卫2两条二级主要断块所夹持的地垒构造, 总体呈一走向北东东的窄长条形构造形态, 属反向屋脊式断块油藏。长约6.5km, 宽500～700m。南部构造复杂, 北部相对简单。含气顶和边水, 油气界面在-2700m左右, 油水关系相对统一。

据取芯井资料分析, 沙三下4-10砂组孔隙度为11.5～24.8%, 平均17.7%, 渗透率7.8～51×10-3μm2, 平均29×10-3μm2。孔喉半径0.26～5.50μm, 主峰一般在1.6～2.5μm。

地下原油密度为0.748～0.774g/cm3, 地下原油粘度为2～5MPa·s。原始油气比80～100m3/t。

气顶气甲烷含量86.3%, 乙烷8%, 凝析油含量97.8g/m3, 属低凝析油含量。

地层为高矿化度地层水, 总矿化度25～30×104mg/L, 水型为CaCl2。

原始地层压力27～29MPa, 压力系数为1.0, 属正常压力系统。

1.2 开发概况

卫2-43井1992年7月5日新投, 先后通过了补孔﹑压裂、下电泵等措施挖潜, 后于1998年1月24日转注, 主要注水层位沙三下7-9, 井段2730.3-2785.0m, 厚度22.8m/7层。对应三口油井卫2-44、2-37、2-38的投产日期依次为1992年7月1日、1995年7月28日、1996年7月18日。在水井转注后对应油井陆续见效, 井组连通状况较好, 目前该井组已进入中高含水开发期。

目前井组内共有油水井4口, 注水井卫2-43井, 日配注为30m3, 目前停注待作业, 累计注水22.16×104m3。油井3口, 井组日产液68.1t, 日产油8.1t, 平均单井日产油2.7t, 综合含水88.1%, 平均动液面1120m, 井组累计产液56.91×104t, 累计产油8.25×104t。

2 井组投入注水开发以来所做的主要工作及效果

2.1 投注以来开发简况

自卫2-43井组1998年1月24日投入注水开发以来, 对应3口油井各实施了1次上部S三下6-7的补孔措施, 其次是卫2-38井实施了2次堵水措施;水井3次措施依次为分注、细分和打塞重炮, 总体来说井组实施的措施工作量较少, 属于依靠层间调整保持井组稳产。2007年下半年开始, 井组出现含水上升、油量下降趋势, 直到2008年11月份之前井组呈现“三高一低”的生产态势, 即高液量、高含水、高液面、低油量。当时分析造成井组这一生产态势的主要原因是层间物性差异大, 井组层间动用不均, 建议对卫2-43井实施打塞重炮措施。

2.2 措施依据

(1) 根据卫2-43井历年吸水状况分析, 该井S三下9, 7.7米/1层, 吸水占89.89%-100%, S三下7-8吸水特别差。从2004年10月28日、2006年4月13日和2007年3月17日的3次吸水剖面来看, 因层间物性差异大、封隔器易失效等原因影响, 导致S三下7-8层系启动十分困难, S三下7-8层系基本没有动用。

(2) 从小层水淹图可以看出该井组S三下9基本是一级水淹, 水淹程度严重, 动用比较充分, 对应油井含水在92%-95%之间;S三下7-8水淹级别较低, 只有极少部分为一级水淹, 对应油井含水在70%-74%之间, 具有较大的挖潜潜力。

2.3 措施对策

卫2-43井于2008年12月8日作业打塞封堵S三下9, 7.7米/1层, 重炮S三下8, 4.6米/3层, 目的是通过控制主吸层S三下9的吸水之后, 加强差吸水层段S三下7-8的注水, 进而改善全井分层吸水状况。

2.4 措施效果

(1) 水井:

卫2-43井实施打塞重炮措施后增加水驱动用储量1.5×104t。在日注水量稳定的基础上, 注水压力保持在14.5MPa;控制强吸水层7.7m/1层, 启动差层14.6m/5层。吸水剖面状况得到了明显改善, S三下7-8射开的生产层15.1m/6层中有14.6m/5层得以启动吸水, 分别占全井的96.7%和83.3%, 说明强吸水层得到了控制, 差层得到了启动。

(2) 油井:

水井措施后, 对应油井从2008年12月份起开始见效增产, 整个井组的开发状况明显改善, 井组表现为“三降一升”的变化趋势, 即液量下降、含水下降、液面下降、油量上升, 尤其是含水下降和油量上升趋势相当明显, 使井组2010年度开发状况良好。

3 2011年井组开发形势分析

进入2011年以来, 井组开发效果逐步变差, 2011年5月与2010年5月对比, 井组呈现“两升三降”的生产态势, 两升即日产液量、综合含水上升;三降即日产油量、日注水量、平均动液面下降。

一是卫2-43井于2008年12月8日实施打塞S三下9措施后, 改变了差层动用状况, 降低了井组综合含水, 井组见效增油能力显著, 2010年7-10月份, 井组日产油一直保持在12.0t以上。随着注水开发时间的延长, 目前注水层系S三下7-8的层间矛盾有所加大, 层间吸水状况发生了较大的变化, 措施后吸水剖面 (2010年3月9日) 显示卫2-43井S三下7与S三下8顶部的10.0m/2层为主吸水层, 吸水量占全井水量的75.2%, 又形成了新的单层突进, 导致井组见效效果逐渐变差, 从2010年11月份开始呈现液量、油量下降、含水上升的变化趋势。

二是为控制卫2-38、2-44含水上升, 卫2-43井于2010年12月26日-2011年2月18日动态停注, 但停注之后井组能量下降, 对应油井液量、油量下降, 而含水却呈上升趋势, 调水效果不够理想。2011年3月与2010年12月相比, 井组日产液量由63.0t下降到58.9t, 下降了4.1t;日产油量由10.5t下降到6.8t, 下降了3.7t;平均动液面由1067m上升到1052m, 属于稳定;同时由于受高压低渗影响, 油井能量下降后含水却有所上升, 综合含水由83.3%上升到88.5%, 上升了5.2个百分点。分析该井组油井主产层与水井主吸层对应关系良好, 在水井停注后, 主产层能量下降导致整个井组开发效果变差。

三是为恢复井组能量, 卫2-43井在动态停注55天之后于2011年2月19日恢复注水, 3月11日又进行了调水, 全井由50m3/d下调为30m3/d (主要是P1由20m3/d下调为0) 。本次调水主要是控制卫2-43井P1强吸水层S三下7的吸水, 加强P2差吸水层S三下8的注水, 达到井组控水稳油的目的。在卫2-43井恢复注水及调水后, 对应油井二次见效, 井组呈现液量、油量上升、液面稳定、含水下降的生产态势, 2011年5月与3月相比, 井组日产液量由58.9t上升到66.6t, 上升了7.7t;日产油量由6.8t上升到8.9t, 上升了2.1t;平均动液面由1052m下降到1078m, 属于稳定;综合含水由88.5%下降到86.6%, 下降了1.9个百分点。

4 目前存在问题和潜力分析

4.1 层间矛盾突出, 层间差异大

从卫2-43井历年吸水剖面可以看出, 实施打塞措施前该井S三下9为主力吸水层, 措施后 (2010年3月9日) 吸水剖面显示卫2-43井S三下7与S三下8顶部的10.0m/2层为主吸水层, 吸水量占全井水量的75.2%, 分析认为随着注水开发时间的延长, 层间吸水状况发生变化, 目前注水层S三下7-8的层间矛盾逐渐加大, 在S三下7与S三下8顶部又形成了新的单层突进, 而S三下8的多数层基本不吸水, 说明该井单层层间动用严重不均, 层间差异大的问题仍然存在, 层间还有较大的挖掘潜力, S三下8层系是下步挖潜的主要方向。

4.2 油井卫2-37井井况损坏严重, 无法实施措施挖潜

2008年8月2-7日卫2-37井上作业验套。用ϕ114*1500mm套铣筒通井时于2130.15m处遇阻, 下ϕ105mm全铅铅模打印后变形为ϕ94*108mm, 分析为套变;卡封2115.36m正打压15MPa验套15分钟压力不降合格, 说明上部套管没有问题。但2115.36m以下因套变无法进行卡封、测剖等找漏找水措施。目前井组内只有卫2-37井表现为高液量、高含水、高液面的生产状况。

分析认为造成该井产液量较高的主要原因有两个:一是射开生产层存在单层突进;二是2115m以下可能存在套漏点 (下步需要验证) 。

4.3 平面矛盾突出, 油井卫2-38井低能生产, 注采效果较差

卫2-38井虽然与卫2-43井连通且受效, 但是受效较差, 长期低能生产, 目前日产液8.4t、日产油1.6t、含水81.3%、动液面1599m, 在整个井组中液量最低、液面最深。示功图显示:水井措施前卫2-38井供液不足, 水井措施后初期效果较好, 后来一直表现为供液不足。分析造成该井长期低产低能的主要原因是由于井组S三下7-8层系平面矛盾突出, 从沉积相图可看出卫2-38井处于水下分流河道的侧翼, 油层物性较差, 注水见效不明显, 长期低能生产。下步可采取压裂引效措施, 挖掘油层潜能。

5 下步油水井措施建议

5.1 近期措施

水井:卫2-43重分 (封隔器下移2层, P1由原来的5.8m/1层增加为11.9m/3层, P2由原来的9.3m/5层减少为3.2m/3层, 通过重新调整加强S三下8层系中23-25#3个差层的吸水) 。

5.2 长远措施

油井:卫2-37大修 (下四寸套、避射目前高含水层) 。

卫2-38压裂引效 (挖掘该井S三下8潜力) 。

6 井组指标预测

四季度, 我们准备尽快对卫2-43井实施重分措施, 通过层间注水调整达到降低井组综合含水的目的, 预计到2011年底, 井组的日产液将达到72.0t, 日产油12.0t, 综合含水83.3%, 平均动液面1133m, 井组注水量保持在50m3/d。预计井组全年累计产油量3250t, 累计注水9100, 累计注采比0.42。

参考文献

[1]崔振华.有杆采油系统效率[M].北京:石油工业出版社, 1992.

老168丛式井组钻井技术 篇4

老河口油田也就是胜利油田, 位于我国埕东潜山披覆构造带的北坡, 为埕东凸起向埕北凹陷的斜坡过渡带。这里地形特殊, 截至目前, 已经全部被三维地震带覆盖, 该地区有丰富的资源, 并存在大量的含油层次, 具有很大的开发潜力。

1.1 地层

这里地层的发育比较齐全, 不同的层次有着不同的自然资源, 从上至下开钻以此遇到了新生界、新近系等, 各层次是年代积累的结果, 新近系下有上新统、明化镇和馆陶组。

其中馆陶组:岩性的颜色主要分为细砂岩、粉砂岩间互层, 地层厚度一般在800~1000m。

1.2 构造

该地区的构造特点比较简单, 就整体而言, 构造格局为一西南高、向北东方向变低的单斜构造, 而且地层比较平缓, 地层倾角多为1~2°。该部位馆上3砂组顶构造深度1390m。

1.3 储层

1.3.1 储层物性

本区馆上段为河流相砂岩沉积, 物性好, 为特高孔、特高渗储层。本区储层储层埋藏较浅, 埋藏深度为1400m左右。孔隙度一般在32~37%, 平均35.3%;渗透率多为1000~6000×10-3μm2, 平均为2576×103μm2, 碳酸岩含量平均0.7%。

1.4 油藏特征

1.4.1 流体性质

(1) 原油性质

该地区馆上段地面原油密度平均0.940g c m3, 地面原油粘度平均299mpa.s, 含硫0.21%~0.32%, 平均0.26%, 凝固点为-15~-20℃, 平均-18℃。地下原油密度为0.9058g c m3, 地下原油粘度63.16mpa.s, 气油比为6.6m3/m3, 为常规稠油。

(2) 地层水性质

根据老168块4口井的地层水分析化验资料, 馆上段地层水总矿化度平均3464mg L, 重碳酸根含量平均为511m g/L, 水型为Na HCO3。

1.4.2 油藏温度、压力

根据老168等5口探井的地层压力资料统计, 馆上段地层压力为12.98~14.6MPa, 平均0.95, 属常压系统。

据老168等4口探井的实测资料, 油层温度为57~62℃, 属常温系统。

1.4.3 油藏类型

该地区油藏类型为高孔高渗层状岩性构造常规稠油层油藏。

2 降低摩阻和扭矩

2.1 钻井过程中产生摩阻的原因

定向井技术的核心问题之一是管柱的摩阻扭矩问题, 它决定水平位移的最大延伸[1]。影响管柱摩阻扭矩的因素很多, 如井身剖面、井眼几何特性等。其实在实际中摩阻产生的原因还是比较多, 主要有:

(1) 井斜角的度数越大, 井壁的载荷就会增大, 最后会致使钻柱运动阻力增大;

(2) 井壁拥塌掉块容易产生砂桥卡钻洗井效果差使井眼岩屑床形成严重。

2.2 降摩阻与扭矩的方法

2.2.1 本区丛式井组就地取材

采用海水配浆的聚合物体系, 利用钻井液用强包被絮凝抑制剂 (ZH-O2) 及天然高分子强包被絮凝剂 (IND-30) 包被絮凝抑制钻屑, 防止了钻屑水化分散。

2.2.2 钻井液其它性能的调节

钻进中加入适量的抗高温抗盐防塌降失水剂 (K F T-Ⅱ) , 改性铵盐调整钻井液中的固相颗粒粒径分布, 改善滤饼质量 (API≤8ml) , 从而使钻柱与滤饼接触面积降低。而且降低了裸眼井段液柱与地层之间的压力差对钻柱的影响, 在短时间内快速形成低渗滤饼, 从而减少了压差卡钻的机会, 保证钻进与起下钻工作的顺利进行。

2.2.3 应该提高洗井效率, 从加强井壁稳定措施开始

有许多措施可以加强井壁稳定, 减少缩径和坍塌掉块现象。保持足够的排量。措施, 提高井眼净化程度, 减少了岩屑床的形成。

3 井身剖面和钻柱优化

(1) 本区采用直-增-稳三段制轨道类型, 井眼轨道简单、平滑, 降低了施工难度。

(2) 本区根据最大井斜及地质情况, 造斜率一般选定15°/100m

为保证井下安全, 全部使用S 1 3 5-127mm高强度钻杆。

3.3 提高洗井效率的措施

(1) 提高环空返速, 调整流型。在井斜角0°~30°井段, 层流钻进, 在井斜角≥30°井段, 紊流钻进, 排量始终保持在≥32L/S, 现场洗井效果良好, 防止岩屑床的形成, 保证了起下钻工作的顺利进行。

(2) 勤搞短起下。岩屑床会对钻进起到相反的作用, 所以要尽可能避免岩屑床的形成, 一次起过新井眼, 及时破坏岩屑床, 既保证了钻进, 起下钻的顺利进行, 又避免了井下复杂情况的发生。

4 井壁稳定

4.1 井壁为什么不稳定

当井眼被钻开后, 破坏了地层原有应力平衡, 井内钻井液液柱压力取代了所钻岩层对井壁的支撑, 引起地层周围应力的重新分布。新的应力平衡受到了各种因素的影响, 如时间、空间、地层岩石力学性能等。井壁不稳定的问题是不仅仅是力学问题, 而且也是化学问题

4.2 解决方法

4.2.1 对钻井轨迹的设计达到最优

在构造应力区的过程中, 应该将井眼固定在恰当的的方位上。由于该区是整拖丛式井组, 井口之间间距甚小, 施工中要注意防碰。

4.2.2 使力学设计达到最优

制约许多大位移井水平段延伸长度的主要因素是在地层破裂压力与地层坍塌胡塌压力之间钻井液循环当量密度调节余地的大小。该区施工中依据设计 (1.10-1.15 g/cm3) 及地层实际压力情况, 完井密度都控制在1.15 g/cm3左右, 既平衡了地层压力, 又防止了井涌, 井漏及压死油气层情况的发生。

4.2.3 化学控制井壁稳定的方法

根据地层和所用钻井液的特点, 选用合适的抗高温抗盐防塌降失水剂KFT-Ⅱ及抗复合盐降失水剂HQ-6降低海水钻井液的滤失量, 形成致密优质的滤饼, 稳定井壁[5]。

5 认识与建议

针对本区大部分井都是浅层大井眼定向, 且完全采用海水配浆的特点, 合理选用钻井液体系, 规范井身轨道设计, 优化钻具结构及各种技术指标, 该技术在老168区块成功运用, 并推广开来。

摘要：老168区块是中石化大型海油陆采重点开发的丛式井组, 设计总井数69口, 其中大部分是水平位移在1500米以上, 最长的达2000多米的大位移井。本区大部分井都是浅层大井眼定向, 完全采用海水配浆, 对钻井液的要求很高。本文主要从降低摩阻和扭矩技术、井眼清洗技术、井身剖面和钻柱优化设计、井壁稳定技术这几个方面介绍下该区的钻井应用技术。

关键词：老168钻井技术钻井液丛式井应用大位移

参考文献

[1]吴爽, 李骥, 张焱.大位移井技术研究的现状分析[J].石油钻探技术, 2002, (05) [1]吴爽, 李骥, 张焱.大位移井技术研究的现状分析[J].石油钻探技术, 2002, (05)

[2]沈伟, 谭树人.大位移井钻井作业的关键技术[J].石油钻采工艺, 2000, (06) [2]沈伟, 谭树人.大位移井钻井作业的关键技术[J].石油钻采工艺, 2000, (06)

[3]蒋世全.大位移井技术的发展现状及启示[J].中国海上油气 (工程) , 1999, (03) [3]蒋世全.大位移井技术的发展现状及启示[J].中国海上油气 (工程) , 1999, (03)

[4]宋玉玲, 董丽娟, 李占武.国外大位移井钻井技术发展现状[J].钻采工艺, 1998, (05) [4]宋玉玲, 董丽娟, 李占武.国外大位移井钻井技术发展现状[J].钻采工艺, 1998, (05)