鄒 阿 七

（上海石油天然氣有限公司，上海 200041）

某海域A油田經(jīng)歷了多年的開發(fā)后，產(chǎn)量開始下降，各難動(dòng)用儲(chǔ)層、剩余油藏較多。其中G1區(qū)塊成為擴(kuò)大油氣儲(chǔ)量、增加油氣產(chǎn)量的重要區(qū)域，但其主要油層花港組H4b、H4c油藏厚度2 m左右，最薄層僅0.8 m，儲(chǔ)層物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、連續(xù)性差、天然能量弱，采用常規(guī)井開發(fā)經(jīng)濟(jì)性不高，而且該區(qū)塊平臺(tái)配置的是以回接套管和修井為主的修井機(jī)，給勘探開發(fā)帶來了極大的困難。正在生產(chǎn)的BO1井依靠氣舉產(chǎn)油，生產(chǎn)過程中出現(xiàn)地層能量不足，地層壓力下降快，導(dǎo)致產(chǎn)量迅速減小，無法實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)油藏的目的。

多分支水平井通過多個(gè)穿行于油層的水平段增大泄油面積，提高單井產(chǎn)量和儲(chǔ)層動(dòng)用程度，提高低豐度薄油層的開發(fā)效果，特別適用于多產(chǎn)層、形狀不規(guī)則、低滲透、零散薄油藏的勘探開發(fā)［1-4］，能夠有效提高采收率，降低作業(yè)成本。根據(jù)A油田G1區(qū)塊的儲(chǔ)層特征，制定了多分支水平井開發(fā)方案，并在BO2井進(jìn)行了薄油層多分支水平井鉆井技術(shù)的應(yīng)用，取得了較好的效果。

1 工程概況

BO2井自上而下鉆遇第四系東海群（Qd），上第三系上新統(tǒng)三潭組（N2S），中新統(tǒng)柳浪組（l）、玉泉組（y）、龍井組（l），下第三系漸新統(tǒng)花港組（E3h未穿）。目的層是花港組H4b、H4c，主要巖性為灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖夾煤層等。油田成功完成了BO2井多分支水平井的鉆探任務(wù)，該井包括6個(gè)分支井眼，總進(jìn)尺8 478.2 m，水平段最大井斜達(dá)99.7°。該井井眼軌道設(shè)計(jì)與實(shí)鉆數(shù)據(jù)見表1，實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。

表1 井眼軌道設(shè)計(jì)與實(shí)鉆井深數(shù)據(jù)

圖1 BO2井井身結(jié)構(gòu)示意圖

實(shí)鉆注水井眼過程中根據(jù)實(shí)際地層壓力測(cè)試數(shù)據(jù)，決定回填注水探井井眼，側(cè)鉆一支注水分支井眼，有效地利用地層自然能量為鄰井實(shí)現(xiàn)注水增產(chǎn)。

2 技術(shù)難點(diǎn)

（1）作業(yè)設(shè)備能力有限。G1區(qū)塊的平臺(tái)僅配置了修井機(jī)，平臺(tái)空間狹小，灰罐、鉆井液池容積有限，影響套管下深極限及固井作業(yè)，頂驅(qū)作業(yè)能力有限，容易出現(xiàn)復(fù)雜情況，必須進(jìn)行科學(xué)的設(shè)備改造，使其滿足鉆探要求。

（2）工程設(shè)計(jì)限制多。設(shè)計(jì)時(shí)井眼軌跡應(yīng)滿足地質(zhì)油藏的需求，最大限度地減小摩阻、扭矩，同時(shí)考慮修井機(jī)鉆井設(shè)備的實(shí)際作業(yè)能力、鉆井工具的造斜能力等［5］，降低鉆井施工難度。

（3）中靶精度要求高。油藏厚度小、分布散、產(chǎn)層多，即使經(jīng)過地質(zhì)油藏精細(xì)描述、地質(zhì)構(gòu)造分析和巖性分析，薄油藏的垂深和地層傾角仍存在不確定性，實(shí)鉆過程中井眼軌跡的調(diào)整可能無法滿足地質(zhì)要求，中靶難度大。

（4）井眼軌跡控制挑戰(zhàn)多。由于地層傾角和井眼曲率的影響，造斜段采用滑動(dòng)鉆進(jìn)和旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)相結(jié)合的方式時(shí)，鉆具組合的造斜率規(guī)律性較差，給軌跡控制帶來困難［6］。在目的層中鉆進(jìn)時(shí)，根據(jù)電阻率、伽馬值的變化分析，及時(shí)判斷油層的厚度和傾角，進(jìn)而合理調(diào)整井眼軌跡［7］。

（5）鉆井施工風(fēng)險(xiǎn)高。水平段較長(zhǎng)，滑動(dòng)鉆進(jìn)摩阻、扭矩較大，鉆壓傳遞困難，鉆井速度低，還需要頻繁地進(jìn)行井斜的降增穩(wěn)處理，軌跡控制困難［8-9］；同時(shí)存在嚴(yán)重的巖屑床現(xiàn)象，井眼凈化效果難以保證，易造成鉆具阻卡等復(fù)雜情況。

（6）儲(chǔ)層保護(hù)難度大。鑒于井身結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性、工程作業(yè)的高難度和修井機(jī)作業(yè)的局限性，鉆井液必須具有較好的流變性、足夠的潤(rùn)滑性和泥頁(yè)巖抑制性，保證井眼清潔；分支水平段鉆開的油藏屬于低孔低滲儲(chǔ)層，只有優(yōu)選合適的鉆井液體系，才能實(shí)現(xiàn)安全鉆井、保護(hù)儲(chǔ)層。

3 關(guān)鍵技術(shù)

3.1 平臺(tái)鉆井設(shè)備評(píng)價(jià)改造技術(shù)

平臺(tái)原有鉆井設(shè)備為一模塊鉆機(jī)，主要包括泥漿泵模塊、鉆井液處理模塊、灰罐模塊、固井泵模塊與動(dòng)力模塊。為了提高整體開發(fā)效益，節(jié)省平臺(tái)建造費(fèi)用，評(píng)價(jià)改造現(xiàn)有的修井機(jī)以滿足鉆井要求是必然趨勢(shì)，同時(shí)為了滿足輸送天然氣的要求，必須在平臺(tái)上增加濕氣壓縮機(jī)，因此對(duì)鉆井設(shè)備進(jìn)行了科學(xué)的評(píng)價(jià)改造。

綜合分析平臺(tái)的空間分布、承載能力、鉆井能力、生產(chǎn)需求等，采用?152.4 mm小井眼代替常規(guī)井眼，降低了分支井側(cè)鉆時(shí)的鉆桿和套管質(zhì)量，如?177.8 mm套管相對(duì)?244.5 mm套管質(zhì)量減少了144 111 kg，?114.3 mm套管相對(duì)?177.8 mm套管質(zhì)量減少35 979 kg，部分?88.9 mm鉆桿代替?127 mm鉆桿降低了質(zhì)量；同時(shí)評(píng)價(jià)泥漿泵、泥漿池、鉆井液凈化裝置、壓縮機(jī)等設(shè)備性能，對(duì)比模塊鉆機(jī)與修井機(jī)設(shè)備載荷，進(jìn)行合理的設(shè)備改造和布置，滿足平臺(tái)安全要求，降低平臺(tái)質(zhì)量達(dá)439 383 kg，為薄油層多分支水平井開發(fā)提供低成本鉆井平臺(tái)。具體設(shè)備改造及平臺(tái)載荷分析見表2。

表2 G1區(qū)塊平臺(tái)設(shè)備改造及載荷分析

3.2 井身結(jié)構(gòu)及井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)

根據(jù)平臺(tái)的設(shè)備能力評(píng)價(jià)，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)為五開井身結(jié)構(gòu)。由圖1實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)可知，BO2井主要含有一個(gè)注水探井井眼、一個(gè)用于注水的分支井眼、H4c層位的一個(gè)主支井眼和一個(gè)分支井眼、H4b層位的一個(gè)主支井眼和一個(gè)分支井眼。6個(gè)井眼組成了十分復(fù)雜的井眼系統(tǒng)，一方面可實(shí)現(xiàn)自流注水目的，為鄰井BO1井提供能量補(bǔ)充，另一方面也能實(shí)現(xiàn)多分支井鉆井目的，進(jìn)一步提高采收率。

BO2井井眼軌道優(yōu)化設(shè)計(jì)為“直—增—穩(wěn)—降—增—穩(wěn)—水平段”剖面，要求盡量連續(xù)光滑。造斜率的選擇需要充分考慮實(shí)際導(dǎo)向鉆具組合和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具的造斜能力、井眼曲率的控制要求，特別是針對(duì)修井機(jī)鉆多分支水平井的特點(diǎn)，優(yōu)選鉆桿、減阻器等鉆井工具，簡(jiǎn)化鉆具組合，最大限度地降低摩阻、扭矩，優(yōu)化水力參數(shù)，提高井眼凈化能力，滿足修井機(jī)頂驅(qū)、泥漿泵等鉆井設(shè)備的工作能力，同時(shí)兼顧分支井眼軌道的空間關(guān)系、鉆具組合作業(yè)的安全性、井眼軌道調(diào)整的可操作性，滿足由于地質(zhì)不確定性導(dǎo)致的井眼軌道實(shí)時(shí)調(diào)整。

3.3 復(fù)雜井眼軌道的控制技術(shù)

（1） 分支井眼側(cè)鉆技術(shù)。BO2井作業(yè)中應(yīng)用了多種側(cè)鉆工藝，包括螺桿鉆具配合牙輪鉆頭側(cè)鉆注水分支井眼，螺桿鉆具配合牙輪鉆頭側(cè)鉆?311.1 mm H4c主井眼，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具配合PDC鉆頭懸空側(cè)鉆技術(shù)，H4c主井眼中?177.8 mm尾管下斜向器完成開窗側(cè)鉆并成功回收斜向器，實(shí)現(xiàn)H4b油層的開發(fā)。

（2）注水井眼隨鉆測(cè)壓技術(shù)。由于鄰井BO1井產(chǎn)量降低，測(cè)壓后發(fā)現(xiàn)地層虧空、能量不足，井底油層中部地層壓力僅有16.4 MPa左右。而花港組為正常壓力系統(tǒng)，預(yù)測(cè)上部H3水層的地層壓力為25.6 MPa，水體規(guī)模大于6×108m3，為實(shí)現(xiàn)對(duì)BO1井的引流注水提供了充足的能量。BO2井開發(fā)設(shè)計(jì)中增加了注水井眼，已知需注水油層壓力系數(shù)為0.78，若隨鉆測(cè)壓地層壓力系數(shù)達(dá)0.78，則井眼有效，否則需要重新鉆進(jìn)。

（3）鉆具組合優(yōu)化。根據(jù)井眼軌道設(shè)計(jì)要求，優(yōu)選鉆頭類型并優(yōu)化不同的鉆具組合，直井段采用鐘擺鉆具防斜打快，斜井段優(yōu)選單彎螺桿鉆具組合滿足造斜要求，水平井著陸、水平段和側(cè)鉆分支井段采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具攜帶隨鉆電阻率及伽馬鉆具組合鉆進(jìn)，并合理使用?88.9 mm減阻器，有效解決了高摩阻問題，實(shí)現(xiàn)了安全高效鉆進(jìn)作業(yè)。其中注水探井及分支井眼在不使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具的情況下，采用“PDC鉆頭+彎角馬達(dá)+LWD”鉆具組合以滑動(dòng)與旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)相結(jié)合的方式，鉆成了超長(zhǎng)大斜度和水平注水井眼。

3.4 鉆井液優(yōu)選

A油田油藏物性特征屬于低孔低滲，鉆井液體系必須在滿足儲(chǔ)層保護(hù)的前提下，實(shí)現(xiàn)多分支水平井的工程需求。鉆井液技術(shù)方案如下：?660.4 mm井段采用海水/膨潤(rùn)土漿鉆井液體系；?444.5 mm井段上部采用海水/膨潤(rùn)土漿鉆井體系，下部轉(zhuǎn)換成海水聚合物鉆井液體系，最大限度地凈化井眼，滿足攜砂要求；?311.2 mm井段和?212.7 mm井段采用PEM鉆井液體系，通過生物聚合物降低鉆井液的API失水，增加鉆井液的低剪切速率黏度，提高攜巖效率；加入低滲透成膜封堵劑和一定量的改性石墨形成良好的濾餅，從而提高地層的承壓強(qiáng)度，保證了虧空油層的順利安全鉆進(jìn)；?152.4 mm井段采用無固相PRD鉆井液體系，有效保護(hù)油氣層。通過加入液體潤(rùn)滑劑和聚合醇，降低鉆井摩阻，保證復(fù)雜井眼軌跡下的安全鉆進(jìn)，當(dāng)鉆遇大套泥巖及夾雜大套粉砂質(zhì)泥巖時(shí)，提高鉀離子含量和聚合醇濃度，防止井壁坍塌和泥巖水化膨脹帶來的縮徑等井下復(fù)雜情況。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

4.1 現(xiàn)場(chǎng)施工

4.1.1 上部井段 ?660.4 mm井段采用鐘擺鉆具組合，采用海水/膨潤(rùn)土漿鉆井液體系，嚴(yán)格控制鉆進(jìn)參數(shù)：鉆壓15～50 kN，轉(zhuǎn)速60～70 r/m in，排量3 600～3 632 L/min，泵壓 8.2～8.5 MPa，以輕壓吊打、開大排量循環(huán)的方式來達(dá)到防斜打直和防碰的目的。鉆進(jìn)至426.5 m完鉆，采用電子多點(diǎn)測(cè)斜儀測(cè)出直井段最大井斜僅0.2°，井眼軌跡控制效果較好。

?444.5 mm井段利用帶1.25°的單彎螺桿鉆具組合，先以復(fù)合鉆進(jìn)方式防斜打快鉆至495.5 m，然后固定工具面角進(jìn)行定向造斜鉆進(jìn)至1 006 m。

4.1.2 注水井段 ?212.7 mm注水井段包含注水探井和注水分支井，采用的鉆具組合為?212.7 mm PDC鉆頭+?171.45 mm馬達(dá)（1°）+?203.2 mm扶正器+?212.7 mm MWD/LWD+?171.45 mm無磁鉆鋌+?171.45 mm震擊器+?127 mm鉆桿。

采用PEM鉆井液體系鉆進(jìn)至3 366 m后，隨鉆測(cè)壓數(shù)據(jù)顯示油藏物性差，非目的層。在2 333 m處注水泥塞回填井眼，采用低鉆壓、小排量、低機(jī)械鉆速?gòu)? 276 m開始側(cè)鉆，利用“PDC鉆頭+彎角馬達(dá)+LWD”鉆具組合鉆注水分支井眼至3 286 m。裸眼段總長(zhǎng)3 370 m，水平段共584 m，井斜由17°增至99.7°，穿越垂直厚度僅0.3 m油層。由于井眼軌跡復(fù)雜，通過提高鉆井液潤(rùn)滑性、采用偏心引鞋、優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)、增加通井次數(shù)，順利下入?177.8 mm割縫管，充分溝通了水層和油層，實(shí)現(xiàn)了天然能量注水的效果。

4.1.3 H4c層主支井眼及分支井眼

（1）?311.2 mm井段采用PDC鉆頭、螺桿鉆具和MWD工具，鉆水泥塞至1 015 m，扶正器進(jìn)入新地層，開始側(cè)鉆，鉆進(jìn)參數(shù)：鉆壓0～20 kN，排量2 400 L/min，控制鉆速2～4 m/h，鉆進(jìn)到1 025 m，撈砂顯示含泥量逐漸增多，確認(rèn)側(cè)鉆成功。采用滑動(dòng)與旋轉(zhuǎn)復(fù)合鉆進(jìn)至2 006 m完鉆。

（2） ?212.7 mm井段鉆具組合?212.7 mm牙輪鉆頭+?212.7 mm馬達(dá)+ ?196.85 mm扶正器+隨鉆測(cè)井+隨鉆測(cè)斜+ ?212.7 mm無磁鉆鋌+ ?212.7 mm震擊器+ ?127 mm鉆桿。

主要進(jìn)行水平井著陸前的作業(yè)，鉆進(jìn)至2 009 m開始二次造斜，采用滑動(dòng)與旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)相結(jié)合的方式嚴(yán)格控制狗腿度，鉆進(jìn)至2 695 m時(shí)進(jìn)尺較慢，起鉆更換鉆頭和馬達(dá)，繼續(xù)鉆進(jìn)至2 933 m。由于目的層提前，更換為強(qiáng)增斜鉆具一直鉆至3 052 m，井斜為87.5°，方位為 141°，完成鉆進(jìn)目的。

（3） ?152.4 mm水平段鉆具組合?152.4 mm PDC鉆頭+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具+ LWD/MWD +無磁鉆鋌+?88.9 mm加重鉆桿+ ?120.65 mm震擊器+?88.9 mm加重鉆桿+ ?88.9 mm鉆桿+ ?12 7 mm鉆桿。

采用PDC鉆頭、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具、LWD（隨鉆電阻率及伽馬）、MWD工具，配合無固相PRD鉆井液體系，完成了水平井著陸作業(yè)、水平段、側(cè)鉆分支段鉆進(jìn)作業(yè)，鉆進(jìn)H4c分支井眼至3 425 m完鉆；起鉆至3 080 m（處于增斜井段，符合懸空側(cè)鉆要求）進(jìn)行H4c主支井眼的懸空側(cè)鉆作業(yè)，控制下放速度5 m/h，鉆進(jìn)至3 090 m時(shí)出現(xiàn)降斜變化，3 100 m開始增斜扭方位作業(yè)側(cè)鉆成功，主支井眼鉆進(jìn)至3 626 m完鉆。

4.1.4 H4b層主支井眼及分支井眼 H4b井眼從?177.8 mm套管開窗側(cè)鉆，下入刮管器鉆具在2 900～2 970 m井段上下刮管4次，應(yīng)用Weatherford的液壓錨定封隔器式斜向器組合，開窗井深2 955.07 m，磨銑至2 957.8 m處進(jìn)入新地層，鉆進(jìn)至2 961.3 m完成側(cè)鉆作業(yè)。起鉆后下入H4b井眼導(dǎo)向鉆具組合，利用MWD、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具等鉆進(jìn)分支井眼至3 545 m完鉆；起鉆至3 098 m進(jìn)行H4b主支井眼的懸空側(cè)鉆作業(yè)，隨后鉆進(jìn)至3 650 m完鉆。為保證完井篩管順利下入，起鉆時(shí)倒劃眼1趟、短起下3趟，在狗腿度大的井段多次劃眼并泵入稠鉆井液，保證了井眼軌跡的光滑，實(shí)現(xiàn)?114.3 mm完井管柱一次下入成功。

4.2 應(yīng)用效果

薄油層多分支水平井鉆井技術(shù)在BO2井得到了成功應(yīng)用，利用修井機(jī)成功實(shí)施了水平井、小井眼、分支井和難動(dòng)用薄油層的鉆探作業(yè)，實(shí)現(xiàn)了一井具備注水、采油雙功能。BO2井投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)油量200 m3，最高達(dá)369.82 m3，同時(shí)注水井眼利用地層能量發(fā)揮自然注水驅(qū)油作用，使鄰井BO1井產(chǎn)量從原來的18 m3/d上升至47 m3/d，日產(chǎn)量提高了161.1%，井口壓力提高了0.6 MPa。BO2井取得了較好的應(yīng)用效果，為海上薄油層的勘探開發(fā)積累了成功經(jīng)驗(yàn)，為海上多分支水平井開發(fā)薄油層提供了較好的技術(shù)支持。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）根據(jù)鉆井作業(yè)要求，綜合評(píng)價(jià)修井機(jī)的空間分布、承載能力、鉆井能力、生產(chǎn)需求等，進(jìn)行合理的設(shè)備改造和科學(xué)的平臺(tái)布置，可為薄油層的開發(fā)提供低成本鉆井平臺(tái)，提高綜合開發(fā)效益。

（2）綜合考慮地質(zhì)油藏目標(biāo)、修井機(jī)設(shè)備能力和多分支水平井的鉆井工藝，優(yōu)化設(shè)計(jì)的井身結(jié)構(gòu)和井眼軌道是海上薄油層多分支水平井成功實(shí)施的重要基礎(chǔ)，合理的造斜率實(shí)現(xiàn)了井眼軌跡光滑，降低了摩阻、扭矩，減少了復(fù)雜情況的發(fā)生。

（3）水泥塞側(cè)鉆技術(shù)、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向懸空側(cè)鉆和斜向器開窗側(cè)鉆技術(shù)適用于海上薄油層多分支水平井鉆井，配合低鉆壓、小排量、低機(jī)械鉆速，為分支井眼的鉆進(jìn)提供了有利條件。

（4）“PDC鉆頭+馬達(dá)+ MWD/LWD”導(dǎo)向鉆具組合和“PDC鉆頭+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具+ LWD/MWD”旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合是實(shí)現(xiàn)復(fù)雜井眼軌跡精確控制的關(guān)鍵，提高了鉆井的安全性，縮短了建井周期。隨鉆測(cè)壓技術(shù)準(zhǔn)確地獲得了地層壓力數(shù)據(jù)，為成功實(shí)現(xiàn)自流注水提供了依據(jù)。

（5）上部井段采用海水/膨潤(rùn)土漿鉆井液體系、海水聚合物鉆井液體系，實(shí)現(xiàn)了井眼凈化；下部定向井段采用PEM鉆井液體系，提高攜巖效率；分支水平井段采用無固相PRD鉆井液體系，不僅保證了井壁穩(wěn)定，還保護(hù)了低孔低滲儲(chǔ)層。

（6）針對(duì)海上薄油層多分支水平井的開發(fā)，需要進(jìn)一步提高井眼軌跡控制精度，準(zhǔn)確預(yù)測(cè)油藏地質(zhì)分布，有效提高薄油層的鉆遇率，從而增加泄油面積，提高開發(fā)效果。

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