石珊珊 (大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江 大慶 163413)

大慶油田超短半徑側鉆水平井技術探討

石珊珊 (大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江 大慶 163413)

為高效開發(fā)大慶油田中高滲透油藏、薄層、低滲透油藏及稠油油藏，針對國內(nèi)外超短半徑側鉆水平井技術特點，簡化施工過程，減少施工難度，增大井眼尺寸，改進完井技術，通過現(xiàn)場試驗，形成一套成熟的超短半徑側鉆水平井鉆、完井工藝技術，并通過油田開發(fā)實踐，完善油藏選井、選層、選完井等配套技術。結果表明，該技術在不同類型油藏中能夠有效提高油井產(chǎn)量和水井吸水指數(shù)。

超短半徑側鉆水平井；鉆井工藝；完井工藝

超短半徑側鉆水平井是近年來國內(nèi)外迅速發(fā)展起來的一種高效鉆井技術，其指在斜、直井眼內(nèi)高曲率短半徑轉(zhuǎn)向，并在平行油層方向側鉆出呈輻射狀分布的一口或多口水平井眼。該項技術始于20世紀70年代末期并于80年代末期進入商業(yè)應用。目前，美國、加拿大、英國等十幾個國家應用該技術完鉆幾千口側鉆水平井[1]。我國超短半徑側鉆水平井技術的研究始于1990年，在吉林、勝利和遼河等油田分別進行了工藝性現(xiàn)場試驗[2-4]，均取得了一定的工藝技術突破和經(jīng)濟效益。

隨著大慶油田開發(fā)的深入，面臨的問題更加復雜，剩余油分布零散，挖潛對象變差，挖潛難度加大，如何有效開發(fā)老井厚油層頂部剩余油、開發(fā)薄差油層、低滲透性油層及稠油油層，已經(jīng)成為鉆井與開發(fā)迫切解決的問題[5]。由于超短半徑水平井技術是一種低成本高效益的剩余油開采技術，尤其適用于停產(chǎn)井、低產(chǎn)井等老井改造以及開發(fā)不經(jīng)濟的層狀薄油藏[6-7]。因此，研制超短半徑側鉆水平井井下專用工具，形成一套成熟的施工工藝技術并完善油藏選井、選層、選完井等配套技術，對油田剩余油挖潛和老井改造具有重要作用。

1 工藝原理及流程

超短半徑水平井是在下完套管的直井中開窗側鉆，采用柔性鉆具與常規(guī)鉆井設備相結合，使用柔性鉆具在油層轉(zhuǎn)彎造斜，鉆進4.5～5.0m后，鉆具成90°彎曲，曲率半徑為2.87～3.2m，完成造斜之后繼續(xù)按水平方向鉆出長20m的水平段。

1)定位與定向工藝 該工藝的鉆具組合為斜向器+送斜桿+定位接頭+2根油管+1.5m短油管+?73mm油管。利用老井套管前磁數(shù)據(jù)和套管接箍數(shù)據(jù)校正電測儀器的電纜長度后，將斜向器下入設計造斜點(深度)處，完成斜向器的磁定位。利用陀螺測斜儀測量真北角度與設計真方位是否重合，否則需要慢慢正轉(zhuǎn)管柱，直到測量方位角度誤差小于陀螺方位系統(tǒng)誤差為止。當斜向器磁定位與陀螺定向完成后，向管柱內(nèi)部投球，連接方鉆桿及地面管線，啟動泵車打壓21MPa并穩(wěn)壓10min，下放管柱，分別下壓和上提40～50kN，驗證斜向器成功坐封后，起出斜向器上部管柱。

2)開窗與修窗工藝 該工藝的鉆具組合為?120mm銑錐+?73mm鉆桿短節(jié)+?73mm鉆桿+方鉆桿。下入開、修窗鉆具組合，井口安裝旋轉(zhuǎn)密封器。先正循環(huán)沖洗，后反循環(huán)開窗，在斜向器的幫助下，使鉆頭出原井眼，反復在窗口位置修整、循環(huán)，確保把所有的鐵屑及巖屑洗出井筒外，直至上提下放無明顯刮卡為止，再起出鉆具。

3)造斜工藝 該工藝的鉆具組合為?118mm造斜鉆頭體+?108mm導向管(內(nèi)嵌柔性鉆桿)+扶正器+?73mm鉆桿。下入造斜鉆具組合前，井口安裝旋轉(zhuǎn)自封，保證鉆進時反循環(huán)。當造斜鉆具組合下至斜向器尖部位置時，校正指重表，做人工第2次定位工作，確保導向管背面與斜向器斜面完全重合，要輕壓下探窗口，若鉆壓增大，則需要轉(zhuǎn)動鉆具，下放后而鉆壓無明顯變化時，表明造斜鉆具組合已順利進入窗口。采用反循環(huán)鉆進方式，平穩(wěn)施加鉆壓，鉆進過程中每0.5m錄取一次巖樣，判斷地層巖性是否與設計地質(zhì)層位相符合。鉆至造斜段結束點后，停止鉆進，在新鉆井段處慢速上提下放，循環(huán)達到2個循環(huán)周以上，修整井眼和保證井眼清潔，起鉆后測斜。測斜數(shù)據(jù)滿足設計要求則進行水平段鉆進施工，否則采用技術措施進行調(diào)整，達到設計要求，完成造斜工作。

4)水平鉆進工藝 該工藝的鉆具組合為?118mm水平鉆頭體+?108mm導向管(內(nèi)嵌柔性鉆桿)+扶正器+?73mm鉆桿。下入水平段鉆具組合進行水平段鉆進施工。當水平段鉆具組合下至窗口時再做3次人工定位，保證水平段鉆具組合順利下入窗口及造斜段中，反循環(huán)鉆進。通過改造水平鉆具組合鉆頭體和導向管前端縫寬，合理控制水平段鉆進參數(shù)，同時利用導向管與柔性鉆桿的自重，控制導向管約束柔性鉆桿水平段旋轉(zhuǎn)鉆進時保持穩(wěn)平狀態(tài)，從而實現(xiàn)水平段穩(wěn)斜鉆進。每0.5m撈取一次巖樣，進行巖性分析和熒光檢測，評價儲層特性。鉆進至設計井深后，充分循環(huán)，完鉆準備完井施工。

5)完井工藝 水平段施工完成后，進行完井作業(yè)。目前大慶油田有裸眼完井、多功能割縫導向管完井和篩管完井3種完井方式。裸眼完井主要采用可撈式斜向器，水平段鉆進完成后，井筒內(nèi)鉆具組合后全部起出。多功能割縫導向管完井是在水平段鉆進完成后，把柔性鉆桿與鉆頭體間的快速接頭倒轉(zhuǎn)開后，倒開多功能割縫導向管上部尾管外的反扣接箍，上提起出鉆桿及柔性鉆桿，多功能割縫導向管與水平鉆頭體留在井內(nèi)，實現(xiàn)多功能割縫導向管隨鉆完井功能，然后下入坐封完井。篩管完井要在水平段鉆進完成、全部起出水平段鉆具組合后，下入割縫篩管進行卡瓦封隔器坐封完井。

2 配套技術措施

1)選井選層原則 在油藏精細描述及剩余油富集規(guī)律研究的基礎上，依據(jù)油田開發(fā)存在的主要問題，針對超短半徑側鉆水平井的工藝特點，確定了該項技術選井、選層的原則。中、高孔滲的油藏以構造油藏為主，注水開發(fā)后，低部位油井見效快、見水早、水淹程度高，因此，選取構造高部位剩余油相對富集、主力油層厚度大于5m的井層；低滲透油藏開發(fā)過程中采用壓裂技術作為增產(chǎn)的主要措施，因此，選取受斷層影響和壓后易見水不適合壓裂，且主力油層厚度大于1.5m的潛力井層；單砂體油藏和井況惡化、套損等原因造成的注采井網(wǎng)不完善油藏，儲量動用不均，加密鉆井成本較高、經(jīng)濟效益差，因此，選取儲量動用程度低、主力油層厚度大于1.5m的潛力井層。應用超短半徑側鉆水平井定向挖潛剩余油、提高采油速度和儲量動用程度。

2)完井優(yōu)選 根據(jù)地層地質(zhì)特點，選擇不同的完井方式：膠結程度好、不出砂的地層，采用裸眼完井，最終完井后井眼暢通，不影響原井下部后期施工與作業(yè)；地層膠結相對較差、可能坍塌但不出砂的地層，采用多功能割縫導向管完井；地層膠結差、易出砂的松散地層，采用割縫篩管進行完井。為了防止井壁坍塌造成泥巖水化，對后續(xù)的下泵生產(chǎn)造成影響，在外部包覆PVC密閉材料，在進入砂巖段1m處采用2個?128mm皮碗，并在皮碗外側纏遇油水膨脹的密封材料，封堵泥巖段，優(yōu)化完井工藝。

3)斜井側鉆技術 由于斜井施工時管柱扭矩大，調(diào)整轉(zhuǎn)盤齒輪精度低，導斜器方位調(diào)整難度大，鉆進時對鉆桿扭矩要求高等問題，側鉆技術一直無法在斜井上實施。大慶油田從優(yōu)化設計入手，調(diào)整施工工藝，在斜井設計過程中，建立三維地質(zhì)模型，計算出地層傾角、目的層頂和底的斜深與垂深、井斜角等參數(shù)，并將三維井眼軌跡模型與二維施工模型相統(tǒng)一來指導鉆進施工。在施工工藝上，將轉(zhuǎn)盤齒調(diào)法(15°/齒)改進為柔繩牽引法，實現(xiàn)了無級調(diào)整，從而提高方位調(diào)整精度；將導向篩管改為螺旋管，變單一向上調(diào)整為多向調(diào)整；增加鉆桿承受的最大扭矩(9.6kN·m)規(guī)格，滿足了施工時最大扭矩8kN·m的要求。以上措施解決了轉(zhuǎn)盤齒輪精度低、導斜器方位調(diào)整難度大、管柱扭矩大等問題，從而在斜井上成功應用超短半徑水平井技術。

3 實際應用

大慶油田低滲透油藏具有埋藏深、物性差、有效厚度薄的特點，該類油藏主要應用開發(fā)壓裂技術來提高單井產(chǎn)能，實現(xiàn)經(jīng)濟有效動用。但對于受斷層影響和壓后易見水等不適合壓裂的井層，需要尋找新的開發(fā)技術。因此，選取了靠近斷層或位于油水過渡帶，主力層有效厚度大于1.5m的潛力井層，開展超短半徑側鉆水平井技術應用試驗。

1)采油井應用效果 低滲透油藏已實施完7口超短半徑側鉆水平井(見表1)，取得了較好的試驗效果，初期平均單井日增液3.1倍，增油2.1倍；可對比4口油井(X-側平1、2、3、5井)措施后初期日增油3.2t，目前日增油1.2t。X-側平4井、X-側平6井和X-側平7井增液效果明顯，其主要原因是發(fā)生層間干擾，經(jīng)過治理，X-側平4井含水正在逐漸恢復，X-側平7井目前含水呈逐漸下降趨勢。

目前，大慶油田超短半徑側鉆水平井已經(jīng)在不同油藏類型、不同井別中應用了14口井，從應用效果看中，超短半徑側鉆水平井技術在儲層物性好、厚度大、連通層注水能量充足的井層實施，能有效挖掘剩余油，并從W-側平1井應用效果看，有效期較長，已達1年以上。在物性差、有效厚度薄的井層實施超短半徑側鉆水平井技術，能夠有效提高單井產(chǎn)量，但個別井產(chǎn)量遞減快，需加強連通井注水補充能量。

表1 低滲透油藏采油井超短半徑側鉆前后開發(fā)效果

2)注水井應用效果 注水井J-側平8井側鉆目的層物性好、厚度大，但由于層間矛盾，吸水能力差。同時，與其在同一構造砂體單元內(nèi)對應的油井J-側平1井該層產(chǎn)出差。為此，J-側平8與J-側平1井采取油水井對應實施超短半徑側鉆水平井。實施后，注采井距由300m縮短到254m。水井J-側平8井措施前目的層不吸水；措施初期注水壓力為14.0MPa左右，日注水27m3；生產(chǎn)9個月后，注水壓力上升到16.2MPa，日注水22m3，注水壓力上升速度達到0.3MPa/mon，視吸水指數(shù)由措施初期1.9m3/MPa·d下降到1.3m3/MPa·d，起到了一定的降壓增注效果(見表2)。

表2 低滲透油藏注水井超短半徑側鉆前后注水效果

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[編輯] 李啟棟

10.3969/j.issn.1673-1409.2012.01.029

TE243

A

1673-1409(2012)01-N089-03