王錦昌 鄧紅琳 袁立鶴 王 翔

（中石化華北分公司工程技術研究院，河南鄭州 450006）

“井工廠”模式在大牛地氣田的探索與應用

王錦昌 鄧紅琳 袁立鶴 王 翔

（中石化華北分公司工程技術研究院，河南鄭州 450006）

大牛地氣田是典型的低孔、低壓、低滲氣田，為提高單井產量，縮短單井建井周期，降低單井鉆井、儲層改造、采油氣管理的成本，2012年進行了“井工廠”開發(fā)模式的探索與應用。采用地質和工程整體部署的方法開展研究，井組部署在地質預測砂體水平展布面積廣、砂體相對較厚的有利區(qū)；井組全部由水平井組成，可分為二井式、四井式、六井式，井眼軌道盡量不設計三維軌道；井組實施同步壓裂儲層改造?，F場應用表明，“井工廠”模式水平井單井平均建井周期較常規(guī)井縮短20.11%，平均完井周期縮短23.85%，平均機械鉆速提高29.08%，井組平均搬遷周期縮短50.46%。2012年“井工廠”模式的應用共節(jié)約征地面積381畝，直接節(jié)約投資3 303萬元，對大牛地氣田進一步推廣應用“井工廠”模式開發(fā)具有借鑒意義。

井工廠；二井式； 軌道設計； 降低成本； 鉆井周期

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地北東部，屬于上古生界石炭系、二疊系海陸交互相含煤碎屑巖含油氣體系［1-2］。截至2012年底累計提交探明天然氣儲量4 500億方，成為中石化儲量第一大氣田，目前氣田保有產能33.43億方。大牛地氣田產能建設初期主要依靠直井+逐層壓裂上返獲得產能，為了增加單井控制儲量范圍，提高氣田單井產量，進而提高氣田開發(fā)的經濟效益，2002年開始嘗試水平井技術試驗，截至2010年底經過8年的試驗攻關水平井鉆完井工藝技術趨于成熟，但是為了水平井規(guī)模建產過程中進一步降低鉆前、鉆井、壓裂、后期管理成本，尋求一種水平井“工廠化”的開發(fā)模式非常有必要。因此2011-2012年，大牛地氣田開展了一系列水平井“井工廠“模式開發(fā)探索和試驗。試驗效果表明，“井工廠”模式是可行的，2012年大牛地氣田利用水平井新建產能10.018 8億方，其中“井工廠”水平井占總井數的44%，取得了較好的試驗效果。

1 常規(guī)水平井實施過程中存在的不足

1.1 平均單井占地面積大

前期實施的水平井，水平段平行排列，井網間距500～1 000 m，單井井口間距500～1 000 m。平均單井占地面積100 m×120 m，單井占地面積較大，不但增加了單井投資成本，而且浪費了大量的土地資源。

1.2 鉆機搬遷費時費力

由于單井獨立部署，往往一口井完井后要長距離搬遷到下一口井，鉆機動遷、設備動遷不但浪費了時間，而且增加了鉆井投資成本。

1.3 日益突出的環(huán)境保護問題

其一，鉆機動遷過程中，往往對當地的道路、橋梁、環(huán)境有一定損害，造成工農關系出現矛盾，鉆機搬遷過程中遇到道路人為阻擋情況時有發(fā)生，增加了搬遷時間，也即增加了成本；其二，單井完井后，通常鉆井液不能重復利用，大量的鉆井液廢液，不但增加了處理成本，而且對環(huán)境的危害也增加；其三，由于單井平均征地面積較大，對地表珍貴的沙漠植被破壞較為嚴重，很大程度增加了環(huán)境保護的難度。

2 “井工廠”模式方案優(yōu)化論證及探索試驗

針對前期單井水平井施工中存在的不足，開展了井組方案論證及現場試驗，試驗井組DP43H井組有6口單井水平井組成。

2.1 井組井位整體部署

DP43H井組部署以利用最小的叢式井井場使鉆井開發(fā)井網覆蓋區(qū)域最大化的原則，部署在大牛地氣田砂體展布面積大，垂向展布厚的大8-大10井區(qū)的下石盒子盒1儲層，平均砂巖厚度大于15 m，平均氣層厚度大于10 m，平均孔隙度大于6%，控制面積8.69 km2，動用儲量13.69×108m3。

該井組有6口水平井單井組成，單井水平井水平段長1 000 m。平均單井垂深2 540 m，平均單井周期需50 d，如果采用1臺鉆機施工6口井，勢必會造成井組完井周期較長，預計超過300 d（加搬遷時間），從第1口單井完井到最后1口單井完井時間較長，會造成先施工的幾口井壓裂等待時間較長，井眼穩(wěn)定風險大，儲層的污染程度也加大。因此方案優(yōu)化后決定采用3臺鉆機施工6口井，平均1臺鉆機施工2口井，即2個單井鉆井周期內可完成井組水平井的施工，大幅度地縮短了后期儲層改造井眼等待時間。

井場布置既要滿足3臺鉆機同時施工，又要盡可能縮小井場占地面積，同時又要考慮滿足后期同步壓裂需要。綜合各方面因素，確定了6口井井場布置方案：采用2橫3縱排列，橫排井口70 m間距，縱排5 m間距，可滿足3臺鉆機橫向并排同時施工，每1臺鉆機打完1口井縱向整體拖動5 m打下口井，實現了3臺鉆機同時同步作業(yè)。井口布置見圖1。

圖1 DP43井組井場布置簡圖

2.2 軌道設計方案

如果橫排水平井水平段軌道采用平行（間距500 m）方式設計，而井口距離僅有67 m，勢必造成井組6口井中有4口井是三維軌道設計。由于缺乏井組水平井施工經驗，并且三維軌道在設計難度、控制難度及設備要求上都大幅度增加，從節(jié)約成本、降低施工風險、快速完井等方面綜合考慮，決定采用放射狀二維軌道設計，6口井水平方向呈近“米”字型展布，見圖2。

圖2 DP43H井組軌道水平投影示意圖

2.3 小井眼井身結構設計

大牛地氣田水平井試驗初期采用的井身結構水平段為?215.9 mm井眼，如DF2井，井身結構詳見表1，當時水平段選用?215.9 mm井眼主要原因是：（1）井眼尺寸大，鉆柱的環(huán)空間隙相對較大，鉆柱的起下相對安全，對鉆井出現的復雜情況處理手段相對較多［3-4］；（2）低滲砂巖儲層必須壓裂改造才能有效建產，而當時的壓裂工具不夠成熟，壓裂工具在?215.9 mm井眼作業(yè)相對安全。

表1 井身結構優(yōu)化前后對比

水平段?215.9 mm大井眼井身結構是導致機械鉆速慢的主要原因：（1）由于井眼尺寸大，單位進尺鉆頭切削巖石體積多［5］；（2）鉆頭尺寸切削巖石表面積大，鉆機功率在鉆頭處的消耗就大；（3）鉆柱尺寸大、扭矩大、鉆機余量相對較小。以上因素直接導致了機械鉆速慢，鉆井指標低。2009年開始試驗水平段?152.4 mm井眼的井身結構。該井身結構較優(yōu)化前井眼尺寸整體縮小1級，井眼尺寸的縮小，避免了大井眼井身結構的不足，在同等鉆機能力情況下大幅度提高了機械鉆速，同時也能夠滿足目前的壓裂技術要求。因此井組水平井仍采用應用成熟的3級小井眼井身結構。

2.4 軌道控制技術

井組水平井設計軌道距離較近，特別是上部井段軌跡的防碰問題尤為重要，結合二開上部井段（直羅組～延長組）地層膠結性差，可鉆性高，但易井斜的特點，優(yōu)化采用“PDC+螺桿”的復合鉆具組合：?215.9 mm鉆頭+?172 mm直螺桿+?214 mm扶正器+?177.8 mm鉆鋌×6根+?158.8 mm鉆鋌×7根+?127 mm鉆桿串。該鉆具組合不但防斜效果好，軌道控制精度高，而且機械鉆速高，首先由于螺桿的轉速較高，在相同進尺下切削下井壁的轉數比常規(guī)組合高出幾倍，只要鉆頭緊貼下井壁，其防斜效果非常好，特別是在傾斜地層，效果明顯［6-8］；從而可滿足實鉆軌跡與設計軌道符合率較高，減小了相碰的可能性。

其次，該鉆具組合的本質是鐘擺+螺桿，其機理是直螺桿上部的?214 mm扶正器使下部螺桿鉆具具有鐘擺效應，螺桿的高速旋轉增加了橫向切削力和橫向切削頻率，從而具有一般鐘擺鉆具組合所不及的防斜能力，螺桿的高轉速配合高效鉆頭也使得機械鉆速大大提高［9-12］。自推廣該鉆具組合后，大牛地地層上部直井段的機械鉆速得到了較大提高。表2為2012年使用PDC+螺桿的復合鉆進技術與2011年使用普通鉆具組合的對比表。由表2可知，2012年復合鉆進平均進尺1 023.73 m，較2011年增長263.59 m，其中平均機械鉆速較2011年提高60.83%。

表2 2012年二開第1趟鉆復合鉆進與2011年普通鉆進方式鉆速對比情況

2.5 同步壓裂方案設計

結合“井工廠”壓裂模式理念，綜合考慮地質概況、井場井位分布、擴大井網泄氣面積、縮短作業(yè)周期等多方面因素，DP43井組實施同步壓裂方案。壓裂工藝應用成熟的多級管外封隔器分段壓裂工藝［13］。確定壓裂順序：DP43H-2井→DP43H-1H井→（DP43H-4H+DP43H-6H）井→（DP43H-3H+DP43H -5H）井。

合理的裂縫間距應綜合考慮儲量動用程度和保證水平井具有較高的產能。以氣藏儲層條件為基礎，分別利用氣藏數值模擬法及極限控氣半徑公式優(yōu)化水平井裂縫間距。綜合2種方法，結合前期水平井壓裂經驗，確定氣藏水平井的合理裂縫間距為135～166 m時不存在裂縫間干擾。1 000 m水平段壓裂段數為7～8段。

結合儲層特征、單井鉆遇顯示情況以及井網條件對施工參數進行優(yōu)化。儲層砂巖彈性模量為18.76 GPa，屬中等楊氏模量，利于壓裂裂縫的延伸［13］；根據單井的錄井顯示以及封隔器控制范圍，在全烴顯示好的位置以及封隔器間距大的地方，適當加大加砂量，全烴顯示差的位置以及封隔器間距小的地方，適當減少加砂量；為避免DP43井組相鄰井水平段裂縫延伸可能產生的裂縫干擾，B靶點附近擴大有效改造體積，造長縫，適當提高施工排量和加砂規(guī)模；A靶點附近結合鄰井對應壓裂點之間距離控制縫長，適當控制加砂規(guī)模（30 m3左右），并降低施工排量。

結合前期施工經驗，單井裂縫長度130 m，裂縫高度50 m，裂縫寬度4 mm，優(yōu)化施工參數為：加砂規(guī)模第1級為42 m3，逐級降低至30 m3左右；施工排量由4.5 m3/min逐級降低至4.0 m3/min；前置液比例由41%逐級降低至37%；砂比為20%～23%左右；采用漸進式加砂程序，10%→ 16%→22%→28%→32%→38%逐漸增加；液氮伴注比例9%～6%，從B靶點到A靶點逐漸減少，液氮注入量大，孔隙壓力增加值大，促使更好排液。

同步壓裂施工時，如何同步是該工藝實施的關鍵點。方案優(yōu)化為：同壓時同時起泵，各段打開滑套后各自繼續(xù)壓裂；前四段，施工相差小于20 min，繼續(xù)各自施工，若大于20 min，快的車組打開滑套壓力平穩(wěn)后等待；前4段壓后停泵檢修設備，第5段同時起泵壓裂。該方案可保障同步壓裂的順利進行。

2.6 現場試驗效果

DP43H井組實施的6口井，全部中靶，井徑擴大率均小于10%，井身質量優(yōu)質。軌道設計及控制技術應用到現場進行檢驗，在實鉆過程中嚴格按照井組工程設計進行施工，實鉆結果表明實鉆軌跡與設計軌道符合率程度較高，進一步驗證了井組軌道設計的合理性和可操作性。DP43H井組實鉆軌跡如圖3所示。整個井組砂巖鉆遇率平均高達98.3%，經后期測試，最高測試無阻流量27.5×104m3/d，累計無阻流量80×104m3/d；最高日產氣量6.36×104m3/d，累計日產氣量27.83×104m3/d。測試放噴點火，火焰高6～8 m?！熬S”模式在大牛地氣田盒1儲層試驗初步成功。

圖3 DP43H實鉆軌跡三維顯示圖

3 “井工廠”模式推廣應用

2012年在DP43H井組成功實施的基礎上，在大牛地氣田分批部署實施了18個二井式井組、3個四井式井組，3個四井式井組分別是DPHT-38、DPT-27、DPT-72。二井式井組采用1個臺子部署2口水平井，井口距離5～30 m，水平段相向展布，施工過程中采用一臺鉆機打2口井。四井式DPT-27井組，1個井場部署4口水平井，井口縱向5 m間距，橫向337 m間距，水平段呈近“十”字放射展布，水平段都實施下盒子層位。DPHT-38井組1個井場部署4口水平井，井口縱向5 m間距，橫向50 m間距，4口井分別實施下盒子和太原組2個層位如圖4、圖5所示。

圖4 DPHT-38井組（異層）井位部署

圖5 DPHT-38井組（異層）軌道設計

18個二井式水平井井組中有5組水平井井組實現了整體施工，即是完鉆1口井整體搬遷或以小搬家的形式搬遷到下口井開鉆。不僅節(jié)約了搬遷時間、搬遷工序，而且節(jié)約了搬遷成本，避免了因老鄉(xiāng)攔路導致的搬遷停待。并且這5組井組中后施工的井借鑒先施工的井經驗，鉆井指標都有大幅度的提高。其中井組DPH-33、DPH-34井組尤為突出，該井組由三普40846HB井隊施工，先施工的DPH-33井，鉆井周期40.08 d，平均機械鉆速9.32 m/h，后施工的DPH-34井在DPH-33井施工經驗總結的基礎上，指標大速提升，DPH-34井鉆井周期32.27 d，較DPH-33井縮短7.81 d，平均機械鉆速11.86 m/h，較DPH-33井提高27.25%。2012年大牛地氣田常規(guī)水平井平均搬遷周期8.68 d，而井組中水平井施工完1口搬遷到另1口平均搬遷周期僅為4.3 d，較常規(guī)搬遷縮短50.46%，見表3。

表3 2012年井組水平井與非井組水平井鉆井指標對比

2012年部署實施18個二井式、3個四井式井組，共減少井場征地24個，節(jié)約征地381畝，節(jié)約投資3 303萬元；不僅減少了投資，而且方便了現場管理。同時異層井組開發(fā)可提高儲量動用程度，為水平井立體開發(fā)提供技術支撐。

4 結論與建議

（1）井組水平井地質整體部署，鉆井統(tǒng)籌施工，可切實有效減少井場征地面積，減少鉆前投資成本，減少設備動遷成本。

（2）二井式井組要求儲層砂體水平展布面積小，井場部署較為便捷，鉆井施工快捷，是值得廣泛推廣的“井工廠”模式。

（3）目前完成的井組水平井并沒有實施三維軌道設計，在一定程度上制約了同一井場布井數量、井口距離等，因此下一步應開展井組水平井三維軌道設計及控制技術試驗，進一步完善“井工廠”模式。

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（修改稿收到日期 2013-11-24）

〔編輯 薛改珍〕

Exploration and application of “Well Plant” mode in Daniudi Gas Field

WANG Jinchang,DENG Honglin,YUAN Lihe,WANG Xiang
（Research Institute of Engineering Technology,Huabei Branch Company,Sinopec,Zhengzhou450006,China）

Daniudi Gas Field is a typical low-porosity,low pressure and low permeability gas filed.To improve the output of single well,shorten the construction period of single well,and reduce the costs of single well drilling,reconstruction of reservoir,and management of oil &gas production,the exploration and application of “well plant” development mode was performed in 2012.The research was carried out in the overall deployment method of geology and engineering.The well group is located in favorable areas with wide area of horizontal expansion of sand body and relatively thick sand body in geological prediction.The well group is completely composed of horizontal wells,which can be divided into double-well type,four-well type and six-well type.For the well bore trajectory,threedimensional trajectory shall not be designed as much as possible.The synchronous reservoir fracturing improvement shall be performed for the well group.The on-site application shows that the average construction period of horizontal single well in “well plant” mode is shortened by 20.11%,the average completion period is reduced by 23.85%,the average rate of penetration is increased by 29.08%;and the average relocation period of well group is shortened by 50.46%.Application of “well plant” mode for 2012 saved the area of acquired land of 381 mu and saved directly the investment of RMB 33.03 million.The development of “well plant” mode further promoted and applied in Daniudi Gas Field can provide guidance and draw on the experience.

well plant;double-well type;trajectory design;cost reduction;drilling cycle

王錦昌，鄧紅琳，袁立鶴，等.“井工廠”模式在大牛地氣田的探索與應用［J］.石油鉆采工藝，2014，36（1）：6-10.

TE313.4

：A

1000-7393（2014）01-0006-05

10.13639/j.odpt.2014.01.002

十二五國家科技重大專項“特殊結構井鉆完井工藝技術”（編號：2011ZX05045）。

王錦昌，1984年生。2007年畢業(yè)于西南石油大學油氣田開發(fā)專業(yè)，現主要從事鉆完井工程設計、研究工作，工程師。電話：13733197729。E-mail：13733197729@qq.com。