張瑩瑩

(中國(guó)石油吉林油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院 吉林松原 138000)

低滲透油田側(cè)鉆水平井技術(shù)的研究與應(yīng)用

張瑩瑩

(中國(guó)石油吉林油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院 吉林松原 138000)

目前低滲透油田已經(jīng)進(jìn)入開(kāi)發(fā)的中后期，通過(guò)對(duì)豐度區(qū)低，物性差，常規(guī)開(kāi)發(fā)無(wú)經(jīng)濟(jì)效益的區(qū)的低產(chǎn)井、停產(chǎn)井和套邊井，實(shí)施側(cè)鉆開(kāi)窗技術(shù)，不但節(jié)省了征地、地面三抽設(shè)備、直井段鉆井及套管費(fèi)用，而且經(jīng)濟(jì)效益較好，為剩余油挖潛提供了有效的技術(shù)支撐。

低滲透油藏；側(cè)鉆水平井；剩余油分布；開(kāi)窗側(cè)鉆；體積壓裂

側(cè)鉆水平井，就是按油藏、地質(zhì)、及開(kāi)發(fā)的需要，利用油田內(nèi)的低產(chǎn)、停產(chǎn)井和套變井的部分井筒以及完好的地面設(shè)備，在已鉆老井的部分井身結(jié)構(gòu)，套管的一定深度開(kāi)窗，然后利用定向鉆井技術(shù)，控制井眼延伸，并最終鉆達(dá)新的地質(zhì)目標(biāo)鉆井技術(shù)的總稱。側(cè)鉆水平井技術(shù)是一項(xiàng)集套管開(kāi)窗、水平井鉆井和小井眼鉆井于一體的綜合鉆井技術(shù)。

其優(yōu)點(diǎn)有以下幾個(gè)方面：使套損井、停產(chǎn)井等廢棄井復(fù)活；改善油藏開(kāi)采效果；有效開(kāi)發(fā)各類油藏；挖潛剩余油，提高采收率及油井產(chǎn)量；充分利用老井井眼；降低綜合開(kāi)發(fā)；有利于環(huán)境保護(hù)。

1 井位優(yōu)選原則

側(cè)鉆水平井的部署需遵循一定的原則，以經(jīng)濟(jì)效益為中心，努力提高單井產(chǎn)量，充分利用新的開(kāi)發(fā)工藝和技術(shù)，最大限度降低投資，最終實(shí)現(xiàn)對(duì)這些低品位儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，實(shí)現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展：（1）綜合地質(zhì)研究，降低潛力部署區(qū)開(kāi)發(fā)風(fēng)險(xiǎn)；（2）主力油層單一，縱向兩套或多套儲(chǔ)層可改造，非主力油層開(kāi)發(fā)潛力較小；（3）提高單井控制儲(chǔ)量，合理優(yōu)化水平段長(zhǎng)度及井網(wǎng)；（4）探索適合本區(qū)水平井開(kāi)發(fā)的配套工藝技術(shù)；（5）努力實(shí)現(xiàn)水平井經(jīng)濟(jì)效益最大化。

2 實(shí)際井位優(yōu)選

M油田區(qū)域構(gòu)造位置位于松遼盆地中央坳陷區(qū)南部構(gòu)造帶中，被一系列北西向的斷層所切割，依附于這些斷層，形成一系列斷鼻、斷塊構(gòu)造圈閉。本區(qū)主斷層發(fā)育規(guī)模較大，將本區(qū)整體大型鼻狀構(gòu)造北西向切割。儲(chǔ)層埋藏較深，開(kāi)采目的層為S油層，平均油層中部深度約2000m左右，主要油藏類型為斷層巖性油藏、斷塊油藏。

結(jié)合該油田先前的有利區(qū)優(yōu)選結(jié)果，在Ⅰ塊西南部，對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行了評(píng)價(jià)和優(yōu)選，Ⅰ塊西南部靠近斷層，主要發(fā)育10，11號(hào)層，圈閉區(qū)域儲(chǔ)層連續(xù)，但多數(shù)井均為砂泥巖薄互層，泥質(zhì)含量和儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，隨鉆跟蹤儲(chǔ)層風(fēng)險(xiǎn)較大；而距離斷層較遠(yuǎn)的剖面，圈閉區(qū)域儲(chǔ)層相對(duì)連片，主要發(fā)育10，11號(hào)層，儲(chǔ)層連續(xù)，儲(chǔ)層可控程度相對(duì)較強(qiáng)，適合水平井開(kāi)發(fā)。對(duì)比10、11號(hào)層的發(fā)育情況，優(yōu)選10號(hào)層作為目標(biāo)層位。從10號(hào)層的沉積微相及砂巖展布特征上看，該區(qū)在10號(hào)層沉積時(shí)期，河道比較發(fā)育，河道寬且沉積環(huán)境穩(wěn)定，砂巖厚度較厚，延伸性好；適合水平井的部署。因此優(yōu)選出了2口老井直井5-13井、8-19井進(jìn)行側(cè)鉆開(kāi)窗開(kāi)發(fā)試驗(yàn)，并選擇5-13井優(yōu)先開(kāi)發(fā)試驗(yàn)。

3 側(cè)鉆水平井研究及設(shè)計(jì)

3.1 井軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.1.1 水平段窗口處目的層深度預(yù)測(cè)

5-13井補(bǔ)心海拔為142.61m，目的層小層砂體頂界深度為2194.1m，計(jì)算其頂界海拔為-2051.49m，根據(jù)5-13井與該井構(gòu)造位置對(duì)應(yīng)關(guān)系，預(yù)測(cè)其窗口比5-13井構(gòu)造位置低6m，推算5-13CP水平段窗口位置處目的層頂界海拔為-2057.49m。預(yù)測(cè)砂巖厚度5.2m，窗口設(shè)計(jì)在油層的中上部，確定水平段窗口海拔為-2058.49m。

3.1.2 水平段末端處目的層深度預(yù)測(cè)

5-13CP井水平段末端處對(duì)應(yīng)6-32井，6-32井補(bǔ)心海拔為140.31m，小層砂體頂界深度為2216.12m，計(jì)算其頂界海拔為-2075.81m，推算5-13CP井水平段終端處目的層頂界海拔為-2068.81m，終端設(shè)計(jì)在油層的中上部，預(yù)測(cè)砂巖厚度9.2m，確定水平段終端海拔為-2073.0m。在實(shí)施過(guò)程中，目的層頂、底界深度與預(yù)測(cè)深度可能存在一定誤差，必須根據(jù)隨鉆測(cè)量資料及時(shí)修正。在工程設(shè)計(jì)中要充分考慮這種誤差，并提出相應(yīng)的調(diào)整措施。

3.1.3 靶區(qū)設(shè)計(jì)

水平段窗口海拔為-2058.49m，窗口垂深＝窗口構(gòu)造海拔深度（-2058.49）+鉆機(jī)補(bǔ)心海拔；水平段終端海拔為-2073.0m，終端垂深＝終端海拔深度（-2073.0m）+鉆機(jī)補(bǔ)心海拔。5-13CP井水平段方位角205.3°，最大井斜角89°，水平段延伸554.6m。

圖1 5-13CP井井軌跡設(shè)計(jì)示意圖

3.2 鉆具組合優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.2.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

開(kāi)鉆次序?yàn)殚_(kāi)窗側(cè)鉆，設(shè)計(jì)井1900-2987.63m；鉆頭尺寸117.5mm，尾管尺寸88.9mm；滿足產(chǎn)層開(kāi)采要求及裸眼封隔器+多級(jí)滑套壓裂完井工藝；尾管下入深度2985.63m。

3.2.2 鉆具組合

探井底、掃塞：Φ117.5mm鉆頭+Φ73加重鉆桿×30根+Φ73mm鉆桿+89mm方鉆桿；

下側(cè)鉆工具：Φ114mm側(cè)鉆工具+定向接頭+Φ73加重鉆桿×30根+Φ73mm鉆桿+89mm方鉆桿；

開(kāi)、修窗：Φ114mm開(kāi)窗銑錐+Φ73加重鉆桿×30根+Φ73mm鉆桿+89mm方鉆桿；

鉆領(lǐng)眼：Φ117.5mmPDC鉆頭+Φ105mm鉆鋌1根+Φ73mm加重鉆桿鉆桿10根+Φ73mm鉆桿+89mm方鉆桿；

裸眼鉆進(jìn)：1900-2105：Φ117.5mm鉆頭+Ф100單彎螺桿鉆具（1.25°）+Φ104.78單流閥+Φ73mm無(wú)磁鉆鋌+ MWD +Φ73mm鉆桿+Φ73加重鉆桿×30根+Φ104.8mm鉆鋌×6根+Φ73mm鉆桿；2105-2987.63：Φ117.5mm鉆頭+Ф100單彎螺桿鉆具（0.75°）+Φ104.78單流閥+MWD（+伽馬）+Φ73mm鉆桿×108根+Φ73加重鉆桿×30根+Φ104.78mm鉆鋌×6根+Φ73mm鉆桿。

5-13CP井側(cè)鉆開(kāi)窗位置：1895.0m，A點(diǎn)測(cè)深：2400.0m，垂深：2205.4m；B點(diǎn)測(cè)深：2990.0m，垂深：2235.8m，水平段長(zhǎng)：590.0m。采用3-1/2”平式N80油管+裸眼封隔器滑套工藝完井，油管注入的壓裂方式。

5-13CP井水平段砂巖鉆遇率57.6%，壓裂井段位于S油層Ⅳ砂組，主壓裂施工前對(duì)第1級(jí)進(jìn)行1%KCl水溶液注入的小型測(cè)試，進(jìn)一步認(rèn)識(shí)儲(chǔ)層物性、應(yīng)力、摩阻及裂縫復(fù)雜情況，調(diào)整施工參數(shù)及壓裂規(guī)模。

M油田Ⅰ區(qū)塊具備如下儲(chǔ)層特征：（1）天然裂縫較發(fā)育，具備利用人工裂縫溝通更大天然裂縫網(wǎng)絡(luò)的條件。（2）儲(chǔ)層巖石硅質(zhì)含量高(大于35%)，脆性系數(shù)高，有利于形成復(fù)雜的網(wǎng)狀縫從而提高壓裂改造體積。（3）水平兩相應(yīng)力差較小（約為5MP左右），有利于實(shí)現(xiàn)凈壓力接近或大于這個(gè)差值，這種情況下就會(huì)產(chǎn)生分支縫，增大儲(chǔ)層的泄流面積。

5-13CP井設(shè)計(jì)開(kāi)發(fā)的目的層為S油層10號(hào)小層，選擇在5-13低產(chǎn)直井上側(cè)鉆開(kāi)窗，水平段方向?yàn)楸睎|至西南，設(shè)計(jì)窗口垂深為2202.39m，設(shè)計(jì)終點(diǎn)垂深為2216.9m，水平段長(zhǎng)度554.82m。

5-13CP井完鉆井深2990m實(shí)鉆窗口垂深2205.45m，終點(diǎn)垂深2235.75m，水平段長(zhǎng)度590.0m，水平段砂巖鉆遇率為57.6%。在該井鉆井過(guò)程中，根據(jù)碎鉆導(dǎo)向監(jiān)測(cè)，原設(shè)計(jì)目的層為S油層10號(hào)小層由于地下儲(chǔ)層的因素變薄或消失，因此將目的層改向S油層11號(hào)小層。

投產(chǎn)采用常規(guī)+體積壓裂施工，全井水平段采取7段分級(jí)壓裂施工，第1、2、4、6段常規(guī)瓜膠壓裂，第3、5、7段進(jìn)行滑溜水體積壓裂；設(shè)計(jì)總砂量210m3；總液量4980m3，（建議采用4.5‰濃度的瓜膠1580m3，滑溜水設(shè)計(jì)用量3400 m3，為保障配液質(zhì)量，運(yùn)配液水罐車(chē)、二次供液罐、配液設(shè)備及管線需清洗干凈）。

圖2 完井管柱及工具示意圖

4 投產(chǎn)效果評(píng)價(jià)

5-13CP井采取了縫網(wǎng)壓裂工藝，投產(chǎn)初期產(chǎn)油較高，前兩天平均日產(chǎn)油在30噸左右，含水率較低，初產(chǎn)是鄰近直井的6.2倍，從投產(chǎn)的第四天開(kāi)始，日產(chǎn)油量穩(wěn)定在18噸左右，5-13CP井采用的是裸眼滑套常規(guī)+體積壓裂的改造方式。目前5-13CP井的改造方式效果較好。

在低滲透油藏的開(kāi)發(fā)過(guò)程中，水平井的產(chǎn)能是評(píng)價(jià)水平井開(kāi)發(fā)效果的重要指標(biāo)。為實(shí)現(xiàn)水平井的合理開(kāi)發(fā)，首先要深入研究水平井產(chǎn)能的影響因素及影響規(guī)律。包括水平段長(zhǎng)度、儲(chǔ)層物性、裂縫發(fā)育狀況、滲透率各向異性、油層厚度、構(gòu)造特征、流體性質(zhì)等因素 的綜合作用。在水平井開(kāi)發(fā)過(guò)程中，包括自然因素和人為因素，都會(huì)對(duì)水平井的整體質(zhì)量產(chǎn)生一定影響，隨著M油田的不斷開(kāi)發(fā)，儲(chǔ)層條件逐漸變差，致使鉆井風(fēng)險(xiǎn)增加，鉆遇率難以保證；能量補(bǔ)充難度大，水平井初產(chǎn)比較高，后期遞減卻很快；設(shè)計(jì)要求符合程度：壓裂施工未達(dá)到設(shè)計(jì)要求，完井管柱下井時(shí)容易遇卡。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）側(cè)鉆水平井利用廢棄老井原有的配套設(shè)施，節(jié)省了征地、地面三抽設(shè)備、直井段鉆井及套管費(fèi)用，經(jīng)濟(jì)效益較好；

（2）開(kāi)窗側(cè)鉆技術(shù)作為一項(xiàng)挖潛剩余油的新技術(shù)，關(guān)鍵是施工過(guò)程的優(yōu)化設(shè)計(jì)；

（3）常規(guī)與體積壓裂施工相結(jié)合是獲得油井較好的開(kāi)發(fā)效果的保證；

（4）水平井及側(cè)鉆開(kāi)發(fā)方式在M油田外圍低豐度區(qū)具有一定的可行性，為下一步剩余低豐度區(qū)域的有效開(kāi)發(fā)提供了有效技術(shù)手段。

[1]彭漢修，田啟忠，李海濤.側(cè)鉆水平井完井技術(shù)研究與應(yīng)用[J].石油天然氣學(xué)報(bào)；2011,02.

[2]高立軍，王廣新，郭福祥等.大慶油田小井眼開(kāi)窗側(cè)鉆水平井鉆井技術(shù)[J].斷塊油氣田，2008，15（4）：90-98.