郝 靜

(大慶油田有限責任公司測試技術服務分公司 黑龍江 大慶 163000)

0 引 言

通過國內外專家多年的研究，水平井鉆井技術得到了快速發(fā)展，而且其優(yōu)化設計技術、井眼軌跡控制技術、下部鉆具組合優(yōu)選、確保施工安全等環(huán)節(jié)都逐步得以完善。與此同時，大扭矩多級馬達、可控彎接頭、變徑穩(wěn)定器、水力加壓器、高效PDC鉆頭、MWD和LWD儀器等一大批先進的工藝技術、工具和儀器，使得水平井技術作為開發(fā)油藏的常規(guī)技術廣泛推廣應用[1-3]。

目前，集成系統(tǒng)和綜合應用方向的發(fā)展是國外水平井鉆井技術最普遍的應用方式[4]，如小井眼水平井鉆井、橫向分支水平井鉆井、大位移水平井鉆井技術等都已投入實際應用[5]。為了實現(xiàn)信息化、智能化及自動化鉆井，通常使用的技術為地質導向鉆井和旋轉導向鉆井，同時借助于先進的設備、工具、儀器、軟件和可視化系統(tǒng)。

我國水平井鉆井技術目前處于快速發(fā)展階段，其鉆井技術水平已處于國際先進地位，但在鉆井設備、工具和儀器、自動化鉆井以及水平井技術的集成系統(tǒng)和綜合應用方面距國際先進水平還有不小差距。經(jīng)過大量研究和不斷創(chuàng)新，我國水平井鉆井技術的綜合應用水平迅速提高，并在多個油田得以有效應用。在水平井鉆井技術實際應用中，在考慮油田地質特點的前提下要綜合考慮井身設計、鉆頭選擇等對實際應用效果起到極大制約的因素。

紅河油田、遼河油田及蘇里格區(qū)塊油田是水平井鉆井技術應用的代表性區(qū)域，通過對地質特點的研究來決定鉆具選擇、井身設計，最終形成實際應用方案，形成了該類區(qū)域最優(yōu)的水平井鉆井技術，也得到了實驗結果驗證。

1 紅河油田水平井優(yōu)快鉆井技術

坐落在鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷南端的紅河油田，因為工區(qū)內地面條件受限，源上源下鉆井差異明顯，塘上鉆進復雜的情況在該工區(qū)的各個層位均有發(fā)生，其中白堊系志丹群羅漢洞組、環(huán)河組、洛河宜君組及侏羅系直羅組、三疊系延長組等地層鉆井時，極易發(fā)生井漏，影響鉆井進度。結合已完井的三類井身結構類型、確定的各層位地層孔隙壓力、地層坍塌壓力和漏失壓力以及井身結構系數(shù)，參考紅河油田的地質特點和鉆井特點，設計出的水平井井身結構如圖1所示。

圖1 水平井井身結構設計圖

水平井井身結構設計結果見表1。一開采用Φ374.7鉆頭鉆至310～350 m，鉆穿黃土層，進入環(huán)河組20～50 m，下Φ273 mm尺寸的表層套管封固第四系黃土層，滿足測井一次對接要求。表層套管采用常規(guī)固井工藝，要求水泥漿返至地面，保證固井質量。主要考慮的是：第四系黃土層地層固結性較差，地層較疏松。二開采用Φ241.33 mm鉆頭鉆至造斜點，再更換Φ215.9 mm鉆頭至A靶點，下Φ177.6 mm技術套管固井，為三開水平段安全施工提供有利條件，降低水平段施工風險。固井按生產(chǎn)套管固井實施，采用一次注水泥雙凝水泥漿體系全井封固固井工藝，尾漿返至油層頂界以上200 m，低密度水泥漿返至井口。三開水平段采用Φ152.4 mm鉆頭鉆至設計B靶點井深，下Φ114.3 mm套管至尾管完井深度。

在鉆頭選擇上，采用主成分分析法進行確定，主成分分析是一種有效的降維工具，它是把給定的一組變量線性變換成一組新變量。通過巖石可鉆性實驗，結合現(xiàn)場使用情況分析，利用主成分分析法進行鉆頭優(yōu)選，最終采用復合鉆井技術，獲得組合鉆具設備。二開井段使用組合鉆具和普通鉆具數(shù)據(jù)對比分析見表2，通過對比二開直井段平均鉆井周期和平均機械鉆速發(fā)現(xiàn)，使用組合鉆具井的平均鉆井周期大幅減少、平均機械鉆速明顯提高。

表1 水平井井身結構設計結果

表2 二開井段使用復合鉆井和未使用復合鉆井技術鉆井周期和鉆速對比表

在對紅河油田15口井的測試中得到結果：鉆井周期縮短了約14.5 %，平均機械鉆速提高了19.2 %。由此可見，根據(jù)多場景因素分析得到的組合鉆井技術可以在很大程度上提高鉆井效率。通過對3口水平井現(xiàn)場測試得到結果：設計鉆井周期分別為50 d、55 d、32 d的井，實際鉆井周期分別為46 d、47 d、24 d，節(jié)約時間分別為3 d、7 d、8 d。

2 遼河油田魚骨型分支水平井鉆井技術

魚骨型分支水平井鉆井技術，是在水平井、分支井技術成熟應用的基礎上延伸、發(fā)展起來的一項新型鉆完井技術，是目前先進的油氣井鉆井新技術之一[6]。其特點是根據(jù)油藏特征設計井眼，并進行井眼的空間布局，有效增加油層的裸露面積，提高油藏最終采收率。

遼河油田采用了魚骨型分支水平井鉆井技術。為了確保鉆井完井順利實施，魚骨型分支水平井主井筒的軌跡應盡量簡單。根據(jù)遼河油田的地層特點，魚骨型分支水平井主井筒的軌跡普遍選用雙弧剖面。又稱“直—增—穩(wěn)—增—水平”剖面，由直井段、第一增斜段、穩(wěn)斜段、第二增斜段和水平段組成。其特點是在兩段增斜段之間設計了一段較短的穩(wěn)斜調整段，以調整由于工具造斜率的誤差。這種剖面適用于目的層頂界已確定，而工具造斜率不十分確定的情況，是中、長曲率半徑水平井比較普遍采用的一種井身軌跡類型，如圖2所示。

圖2 “直-增-穩(wěn)-增-水平”剖面示意圖

根據(jù)油藏埋深、儲層特性、鉆遇地層等因素，遼河油田魚骨型分支水平井采用適用于稠油區(qū)塊薄油層的二開井身結構，如圖3所示。該設計成功地在遼河油田進行了分支水平井現(xiàn)場試驗 20 余次。從已投產(chǎn)的幾口井來看，產(chǎn)量是鄰井的 1.6～8.87倍，魚骨型分支井技術的現(xiàn)場應用給油田公司帶來很好的經(jīng)濟效益。該項技術的應用，使遼河稠油、特稠油、低滲油藏、層間剩余油挖潛得到經(jīng)濟開發(fā)，為今后油田增儲上產(chǎn)、降本增效提供了技術保障。

圖3 應用于稠油區(qū)塊薄油層、稀油區(qū)塊薄油層二開井身結構

3 蘇里格區(qū)塊水平井鉆井技術應用

蘇里格氣田位于內蒙古自治區(qū)烏審旗和鄂托克前旗境內。蘇里格氣田地質條件十分復雜，主要表現(xiàn)為砂巖發(fā)育，但砂體規(guī)模小、有效砂體展布局限、單井控制儲量有限，單井產(chǎn)量低。如何提高單井產(chǎn)量、提高氣田采收率，尋求有效開發(fā)手段成為能否實現(xiàn)蘇里格氣田高效開發(fā)的關鍵。

實踐證明，利用水平井開發(fā)蘇里格氣田是有效解放儲層、提高單井產(chǎn)量、提高氣田采收率的重要手段。蘇里格氣田水平井開發(fā)經(jīng)歷了初期試驗、取得突破、規(guī)模應用3個階段[7-8]。從初期以“直井開發(fā)為主”，到以“叢式井、水平井開發(fā)并重”的重大轉變，氣田開發(fā)方式也因此發(fā)生了大的轉變。

蘇里格氣田直井段延長底及紙坊上部地層存在礫石層及礫石夾層，PDC鉆頭容易造成早期破壞，制約著直井段一趟鉆的實現(xiàn)。使用了迪普DM665D鉆頭和江鉆KMl662DTR鉆頭，其特點主要有：

1)將鉆頭冠部縮短，布齒有20°至30°的傾角，防止牙齒吃入地層太多，減弱鉆頭的攻擊性，減小反扭矩，增加工具面穩(wěn)定性。

2)實驗不同的防吃入節(jié)高度對工具面穩(wěn)定性和機械鉆速的影響，找到一個合理高度，既穩(wěn)定工具面，又不犧牲機械鉆速，增加單只鉆頭進尺。

3)兩種型號鉆頭都是6刀翼主切削齒16 mm，底部平緩，增加了井底接觸面積，減小反扭矩，工具面控制容易。

4)提高復合片質量穩(wěn)定性，保證單只鉆頭進尺超過350 m，才有可能實現(xiàn)兩只鉆頭完成斜井段。

傳統(tǒng)的水平井鉆井技術采用普通鉆頭，鉆頭磨損嚴重，造成鉆井周期長，機械效率低的不足。

將新技術(改進后鉆頭)與傳統(tǒng)技術(采用普通鉆頭)在桃7井區(qū)的實驗結果進行對比，結果見表3和表4。

表3 桃7井區(qū)直井指標對比表

采用新技術后，鉆井速度提高明顯：桃7井區(qū)直井在完成井數(shù)和平均井深基本持平的情況下，鉆井周期和建井周期分別縮短了約3.76 d和4.93 d。平均機械鉆速和鉆機每臺平均月速度分別提高了1.69 m/h和896 m/月，提速幅度達到了22.9%。

桃7井區(qū)定向井在水平位移增加141.4 m的情況下鉆井周期和建井周期分別縮短了約1.46 d和7.38 d，平均機械鉆速和鉆機平均月速度分別提高了1.30 m/h和283 m/月，提速幅度達到了6.37%。

表4 桃7井區(qū)定向井指標對比表

4 結束語

根據(jù)紅河油田、遼河油田及蘇里格區(qū)塊水平井的井身特點、地質特點等因素，闡述了水平井鉆井技術在不同區(qū)域的應用情況。通過對優(yōu)快鉆井技術、魚骨型鉆井技術等水平井鉆井技術的研究，結合實驗數(shù)據(jù)和對水平井鉆井技術的井身設計、井眼軌跡控制、鉆頭優(yōu)化選擇的研究，使水平井鉆井技術達到優(yōu)化效果，進一步證明了水平井鉆井技術的可靠性。