袁則名， 和鵬飛， 丁 勝， 邊 杰， 馬志忠

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

渤海35油田非均質(zhì)儲(chǔ)層鉆井應(yīng)對(duì)技術(shù)

袁則名， 和鵬飛， 丁 勝， 邊 杰， 馬志忠

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

渤海35油田沙河街組水平井穿層較多，整體水平段砂泥巖比例不穩(wěn)定、交互較多，若處理措施不當(dāng)，易發(fā)生井壁失穩(wěn)，也易造成防砂管柱下入困難、盲管配管較多以及投產(chǎn)后篩管堵塞嚴(yán)重的問題。通過鉆進(jìn)過程中使用隨鉆工具及時(shí)跟蹤，調(diào)整井眼軌跡，對(duì)鉆井液體系、鉆井工藝技術(shù)等方面進(jìn)行調(diào)整，有效提高了渤中深部地層強(qiáng)非均質(zhì)水平井油層鉆遇率,得出了一些實(shí)際操作的方法和經(jīng)驗(yàn)，對(duì)深部地層強(qiáng)非均質(zhì)水平井現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施具有較高的參考價(jià)值。

水平井；鉆井；強(qiáng)非均質(zhì)；鉆遇率；渤海油田

渤海油田開發(fā)初期各油田開發(fā)層位主要以中淺層為主，如東營(yíng)組以上儲(chǔ)層。隨著開發(fā)深入，逐步轉(zhuǎn)向深層構(gòu)造，以沙河街組及以下地層為代表。但由于深層地質(zhì)條件復(fù)雜，受沉積情況和斷塊影響，地層變化差異較大、地應(yīng)力強(qiáng)，并且對(duì)區(qū)塊構(gòu)造、儲(chǔ)層分布及油水界面認(rèn)識(shí)不夠深入，導(dǎo)致深層開發(fā)中工程不可預(yù)見的風(fēng)險(xiǎn)增大。同時(shí)在油田開發(fā)初期，往往采用工藝相對(duì)簡(jiǎn)單的定向井開發(fā)模式，取得較好的效果，而在開發(fā)深入后，以水平井為代表的復(fù)雜井型逐步占據(jù)開發(fā)的主要工藝，由于受到沉積環(huán)境的影響，水平段鉆進(jìn)時(shí)，經(jīng)常鉆遇大段泥巖，而該泥巖地層微裂隙發(fā)育，容易縮徑、坍塌，給該區(qū)塊水平井鉆完井帶來(lái)諸多安全問題。文章對(duì)渤中地區(qū)沙河街組水平井泥巖鉆進(jìn)技術(shù)難題進(jìn)行了深入分析和探討，并提出了相應(yīng)的解決措施，為保障該地區(qū)鉆井作業(yè)具有積極意義。

1 地層分層及主要巖性

渤中35油田從已鉆井情況來(lái)看，地層自上而下為平原組、明化鎮(zhèn)組、館陶組和東營(yíng)組、沙河街組和中生界潛山地層，如表1所示。

油田的含油層系發(fā)育于東營(yíng)組下段和沙河街組。

表1 渤中35油田地層情況

2 油田水平井開發(fā)的特點(diǎn)與難點(diǎn)

油田沙河街組水平井段儲(chǔ)層預(yù)測(cè)單砂體橫向展布精度低，鉆遇泥巖的可能性較大，泥巖井壁容易失穩(wěn)，鉆井風(fēng)險(xiǎn)較高；泥巖段的不穩(wěn)定性會(huì)增加防砂管柱的下入風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)在生產(chǎn)階段篩管易因泥巖堵塞而影響產(chǎn)能。

2.1 沙河街儲(chǔ)層面積較小，零散分布，儲(chǔ)層預(yù)測(cè)精度低

采用水平井開發(fā)的基礎(chǔ)一般是對(duì)目標(biāo)砂體在空間布置的預(yù)測(cè)較為精準(zhǔn)。渤中35油田主要油藏類型為復(fù)雜斷塊油藏，儲(chǔ)層發(fā)育程度低，以河流相砂體為主要儲(chǔ)層類型，單個(gè)砂體的厚度較薄，儲(chǔ)層橫向變化快，砂體疊合程度差，縱向上油汽水關(guān)系復(fù)雜。

2.2 井眼軌跡控制難度大

例如B5H井鉆前設(shè)計(jì)目的為評(píng)價(jià)砂體西側(cè)儲(chǔ)層發(fā)育情況，著陸過程中鉆遇油層垂厚1.7 m，屬于薄層范圍，水平段鉆進(jìn)井眼軌跡控制難度較大。

2.3 井眼易縮徑，井壁穩(wěn)定性差

本區(qū)塊沙河街組泥巖地層坍塌壓力較大且坍塌周期短，井壁容易失穩(wěn)，鉆井風(fēng)險(xiǎn)較高。對(duì)于儲(chǔ)層段砂泥巖互層嚴(yán)重的水平裸眼井，泥巖段不穩(wěn)定性會(huì)增加防砂管柱的下入風(fēng)險(xiǎn)。

3 水平井鉆井技術(shù)對(duì)策

3.1 鉆前優(yōu)化設(shè)計(jì)方案及時(shí)調(diào)整井型

設(shè)計(jì)方案主要由地質(zhì)設(shè)計(jì)、鉆完井工程設(shè)計(jì)兩部分組成[3-6]。其中地質(zhì)設(shè)計(jì)主要是落實(shí)部署區(qū)目的層的構(gòu)造、沉積相、儲(chǔ)層物性、電性、油氣層顯示特征。鉆完井工程設(shè)計(jì)是在地質(zhì)設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)上為滿足地質(zhì)要求而提供可行性工程技術(shù)方案。

對(duì)強(qiáng)非均質(zhì)水平井，如果在水平井段鉆遇大套泥巖后，根據(jù)鉆進(jìn)情況調(diào)整井眼軌跡，并以此及時(shí)調(diào)整井型，可變更水平井為大斜度井或者其他井型。及時(shí)變更完井方式，可較大幅度地提高薄互層油藏的單井產(chǎn)能和生產(chǎn)有效期，為提高該類油藏的開發(fā)找到了一條可行的經(jīng)濟(jì)開發(fā)技術(shù)路線。

主體方案：B5H井按照水平井設(shè)計(jì)，如果水平段儲(chǔ)層鉆遇情況較好，則采用裸眼篩管完井方式。

備用方案：如水平段鉆井過程中鉆遇較長(zhǎng)的泥巖段，則鉆穿該套砂層，留足完井口袋，下入尾管，采用射孔完井方式。

3.2 優(yōu)選地質(zhì)導(dǎo)向工具等鉆井工具

目前對(duì)薄油層水平井開發(fā)，主要使用LWD地質(zhì)導(dǎo)向和近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向工具。水平井水平段儲(chǔ)層鉆遇率受到構(gòu)造不確定性、儲(chǔ)層非均質(zhì)性及鉆進(jìn)時(shí)鉆井工程因素的影響。因此，現(xiàn)場(chǎng)水平段鉆進(jìn)時(shí)，應(yīng)用錄井巖屑、隨鉆測(cè)井資料以及已開發(fā)的鄰井標(biāo)志層等技術(shù)措施，進(jìn)一步了解水平井水平段巖性、目的層構(gòu)造及油氣變化，根據(jù)以上資料信息為依據(jù)調(diào)整水平井水平段井眼軌跡，確保強(qiáng)非均質(zhì)儲(chǔ)層鉆遇率。

3.3 優(yōu)選鉆井液體系和細(xì)化性能要求

在鉆井液設(shè)計(jì)方面，提出如果渤海35油田在水平段鉆進(jìn)過程中，首選弱凝膠鉆井液體系，如果在水平井段鉆遇大套泥巖后(泥巖超過2柱)，則轉(zhuǎn)換為低水活度的強(qiáng)封堵型無(wú)固相鉆井液體系。該泥漿體系主要技術(shù)：提高泥漿體系的抑制性，降低儲(chǔ)層泥頁(yè)巖水化膨脹性；降低其泥漿體系中的水活度與儲(chǔ)層泥頁(yè)巖活度較接近；提高鉆井液密度、控制失水；增強(qiáng)對(duì)泥巖的抑制、封堵及防塌能力，以提高泥巖地層穩(wěn)定性，優(yōu)化后鉆井液性能參數(shù)：密度1.18～1.32 g/cm3，失水量3.4～4.6 mL，?3/?6為9～10/11～12，膨潤(rùn)土含量28.6～35 kg/m3，Ca2+含量240 mg/L，漏斗粘度45～56 s/qt，動(dòng)切力11～14 Pa，pH值9～9.5，K+含量38000～53000 mg/L，含砂量0.2%。通過在該油田的其他井應(yīng)用，整個(gè)鉆進(jìn)過程中井壁穩(wěn)定，沒有泥頁(yè)巖掉塊，鉆井作業(yè)非常順利，效果達(dá)到了預(yù)期效果。

3.4 備用采用鉆后擴(kuò)眼技術(shù)

在石油天然氣的開發(fā)鉆井過程中，由于井壁不穩(wěn)和受地層擠壓等原因，經(jīng)常會(huì)遇到井眼直徑縮小導(dǎo)致鉆井過程難以繼續(xù)以及水平井眼縮小等問題，一般使用擴(kuò)眼器來(lái)進(jìn)行擴(kuò)眼作業(yè)。

渤中35油田深部地層強(qiáng)非均質(zhì)水平井鉆井設(shè)計(jì)中要求，如果在水平井段鉆遇大套泥巖，則在完鉆后，采用鉆后擴(kuò)眼方式。

3.5 細(xì)化工程操作方式

對(duì)強(qiáng)非均質(zhì)水平井，如果在水平井段鉆遇大套泥巖后，應(yīng)及時(shí)調(diào)整鉆井參數(shù)，并采取增加泥巖段倒劃眼次數(shù)、修整井壁等措施，預(yù)防事故或復(fù)雜情況的發(fā)生。

4 工程應(yīng)用與效果分析

4.1 實(shí)際井眼軌跡情況

B5H設(shè)計(jì)三開水平段430 m，在鉆進(jìn)過程中鉆遇到300多米大套泥巖，而發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)層段只有55 m，不能滿足開發(fā)的需要，因此迅速將該井從井斜88.48°調(diào)整成70.16°，并由設(shè)計(jì)3448 m加深鉆進(jìn)至3600 m，如表2所示。最終鉆遇到100 m砂巖段，儲(chǔ)層顯示較好，滿足了開發(fā)的需要。

表2 B5H井軌跡設(shè)計(jì)與實(shí)際情況對(duì)比

4.2 實(shí)際井身結(jié)構(gòu)情況

根據(jù)儲(chǔ)層和軌跡變化，及時(shí)調(diào)整井型，由水平井改為套管井，繼續(xù)開發(fā)下部未開發(fā)的儲(chǔ)層。并改變完井方式，由裸眼完井變更為生產(chǎn)井射孔完井生產(chǎn)。

4.3 具體工程操作

B5H井在鉆遇大套砂泥巖互層后，主要采用了如下技術(shù)措施。

(1)“狗腿”度在1.5°～3.5°的井段，上下2柱倒劃眼多拉幾次。倒劃眼參數(shù)：排量2000 L/min，轉(zhuǎn)速120 r/min(也可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)情況第二次改變參數(shù)進(jìn)行倒劃眼，修整井眼軌跡)，并控制倒劃眼速度≯0.05 m/s。

(2)每倒劃眼300 m，循環(huán)一次，采用高轉(zhuǎn)速、大排量。

(3)在管鞋下一柱循環(huán)，避免扶正器在管鞋處。本井通過調(diào)整鉆井參數(shù)，有效預(yù)防了復(fù)雜情況的發(fā)生。

4.4 鉆后擴(kuò)眼情況

在B5H井中鉆后對(duì)2931～3600 m井段進(jìn)行了擴(kuò)眼。

擴(kuò)眼參數(shù)：鉆壓20～50 kN，排量2000～2200 L/min，泵壓20～21 MPa，轉(zhuǎn)速90 r/min，扭矩10～35 kN·m。擴(kuò)眼時(shí)間18 h。在擴(kuò)眼過程中，參數(shù)正常，適當(dāng)控制擴(kuò)眼速度，擴(kuò)眼完成一立柱后，快速劃眼一次。擴(kuò)至設(shè)計(jì)井深后充分循環(huán)攜砂，直至井底干凈。下尾管安全順利，尾管下入過程中未出現(xiàn)遇阻、遇卡現(xiàn)象。擴(kuò)眼后井眼環(huán)空增大，保證了后期固井質(zhì)量，保證了射孔完井完成。

4.5 鉆后單井產(chǎn)量情況

B5H井預(yù)測(cè)累計(jì)產(chǎn)油4.1萬(wàn)m3，生產(chǎn)年限2年。后由生產(chǎn)井改為水源井。截止目前為止，油氣田實(shí)際投產(chǎn)效果好，已投產(chǎn)井單井產(chǎn)量均達(dá)到整體開發(fā)方案要求產(chǎn)量(如圖1)，目前生產(chǎn)情況良好，投產(chǎn)初期日產(chǎn)原油176.30 m3/d，平均含水40.85%，遠(yuǎn)低于同期油田平均含水46.76%，如圖2。

圖1 渤海油氣田B平臺(tái)投產(chǎn)后日產(chǎn)量數(shù)據(jù)

5 結(jié)語(yǔ)

受限于地質(zhì)認(rèn)識(shí)和預(yù)測(cè)精度，鉆完井工程需要根據(jù)實(shí)際鉆井情況隨時(shí)調(diào)整工程方案。以B5H井為例的非均質(zhì)儲(chǔ)層開發(fā)情況，在鉆前根據(jù)地質(zhì)目的和認(rèn)識(shí)深度，開展了水平井裸眼開發(fā)方案和套管射孔完井方案的充分設(shè)計(jì)準(zhǔn)備。同時(shí)通過地質(zhì)導(dǎo)向工具應(yīng)用、鉆后擴(kuò)眼技術(shù)應(yīng)用和工程操作細(xì)化，及時(shí)調(diào)整井眼軌跡、及時(shí)改變井身結(jié)構(gòu)和啟動(dòng)備用方案，避免了設(shè)計(jì)水平段鉆遇300多米大套泥巖而導(dǎo)致的鉆井風(fēng)險(xiǎn)、地質(zhì)儲(chǔ)量落空等問題，通過實(shí)際作業(yè)情況看，整個(gè)方案切實(shí)可行，單井投產(chǎn)后的實(shí)際產(chǎn)量也遠(yuǎn)超油田整體開發(fā)方案的產(chǎn)量要求，效果較好。

圖2 B5H井投產(chǎn)后油井含水率

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CountermeasuresforHeterogeneousReservoirDrillinginBohai35Oilfield

/YUANZe-ming,HEPeng-fei,DINGSheng,BIANJie,MAZhi-zhong

(CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co., Tianjin 300452, China)

The horizontal well drilling passes through different strata in Shahejie formation of Bohai 35 oilfield, sandstone-mudstone ratio is unstable in the whole horizontal section with lots of interbedding, which is easy to lead to wall instability, difficulty of sand control pipe running, many blind pipes setting and serious screen pipe blockage in production. By the use of while-drilling tools, timely tracking and adjustments of borehole trajectory, drilling fluid system, drilling technology and some other aspects, the oil reservoir encountering rate in severe heterogeneous reservoir of deep strata in middle Bohai Sea has been effectively improved. Some operation methods and experiences can be reference to the field construction of severe heterogeneous reservoir horizontal well in deep strata.

horizontal well; drilling; severs heterogeneity; oil reservoir encountering rate; Bohai oilfield

2017-05-11；

2017-10-18

袁則名，男，漢族，1980年生，油氣井工程專業(yè)，碩士，從事海洋石油鉆完井技術(shù)監(jiān)督工作，天津市塘沽區(qū)渤海石油路688號(hào)工程技術(shù)公司辦公樓，hepf2@qq.com。

TE242

B

1672-7428(2017)11-0042-04