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        海上油田開發(fā)井鉆井優(yōu)化設(shè)計和應(yīng)用實踐

        2021-07-25 08:03:56董振國龔長芳李進宏
        鉆探工程 2021年7期
        關(guān)鍵詞:井段井眼鉆頭

        董振國,熊 偉,龔長芳,李進宏

        (1.神華地質(zhì)勘查有限責(zé)任公司,北京 102211;2.河北省地礦局第三地質(zhì)大隊,河北張家口075000 3.招商路凱有限公司,廣東 深圳 518052)

        0 引言

        近年來,我國剩余的油氣儲量大多為低孔低滲、致密油氣、非常規(guī)油氣等難開采資源。隨著勘探開發(fā)技術(shù)的進步,拓展了勘探開發(fā)領(lǐng)域,在非常規(guī)、深水及深層油氣領(lǐng)域的勘探中取得了一系列重大發(fā)現(xiàn),但非常規(guī)、深水及深層的油氣的勘探開發(fā),具有資金投入高和開發(fā)難度大的特點,據(jù)統(tǒng)計,目前海洋上鉆井平臺日費為(1.0~1.8)×105$,鉆一口3000 m 的探井需要(1.0~1.5)×107$,而陸地上鉆井日費為(3.0~5.0)×103$,鉆一口3000 m 的探井需要(2.0~3.0)×106$,海洋石油鉆井比陸地石油鉆井費用高5~8 倍,海洋石油勘探開發(fā)更具有挑戰(zhàn)性,是一項高風(fēng)險、高投入、高技術(shù)的系統(tǒng)工程[1],多采用“叢式井”、“井工廠”作業(yè)模式及其配套技術(shù)進行鉆完井作業(yè)。

        “叢式井”、“井工廠”作業(yè)模式,是指在一個井場或平臺上,集中布置大批相似井,采用標準化的工程裝備與工藝技術(shù),以流水線方式實施鉆井、完井、開采等,由此可以節(jié)約大量的作業(yè)時間和投資?;趨彩骄_發(fā)方案,雖然在同一個鉆井平臺上的眾多井口相距不到數(shù)米,但各井井底則伸向不同方位地下油氣藏,目標則相距較遠。因此,采用“叢式井”、“井工廠”作業(yè)模式,既有利于“降本增效”和安全環(huán)保,又大量縮減了井場面積與平臺規(guī)模,而且便于后續(xù)的油氣生產(chǎn)與管理。從國內(nèi)外的發(fā)展現(xiàn)狀看,叢式水平井在非常規(guī)、低孔低滲、深水及深層等復(fù)雜油氣藏的高效開發(fā)中已獲得了規(guī)模應(yīng)用,但國內(nèi)與國外之間仍存在著一定的水平差距[2]。

        為了加快LF7-2 油田建設(shè)速度,改進和提升鉆井模式,節(jié)約鉆井投資,以科學(xué)鉆井理念為指導(dǎo)思想,針對油田地層和巖石力學(xué)特征,開展鉆井方案優(yōu)化設(shè)計、技術(shù)研究及新技術(shù)、新工具推廣應(yīng)用等工作,逐步形成了適合本油田特點的鉆井提速技術(shù),現(xiàn)場應(yīng)用成效顯著,為海上油田增產(chǎn)上儲起到了示范作用[3]。

        1 LF7-2 油田概況

        LF7-2 油田位于香港東南200 km 處的16/05 合同區(qū)塊西端,區(qū)域上位于南海東部珠江口盆地LF凹陷中央隆起帶的LF7 斷裂構(gòu)造帶上,是一個小規(guī)模油田(圖1)。

        圖1 LF7-2 油田地理位置Fig.1 Geographical location of LF7-2 Oilfield

        2007 年8 月,開展地質(zhì)研究和物探工作。2008年2 月,LF7-2構(gòu)造上LF7-2-1 探井鉆遇含油層(ZJ1A),發(fā)現(xiàn)了LF7-2 油田。為了進一步落實LF7-2 構(gòu)造的儲量規(guī)模和產(chǎn)能,2009 年5 月在南塊部署LF7-1-1 評價井,發(fā)現(xiàn)良好的油氣顯示,其中在ZJ1A層DST 試獲工業(yè)油流,折算油當量285.8 m3/d。

        2014 年8 月20 日LF7-2 導(dǎo)管架平臺上部組塊安裝到位,2014 年9 月29 日開始使用ZJ70/4500 型模塊鉆機鉆開發(fā)井,僅用191.56 d 在6 個井口槽鉆完9 個井眼,2014 年11 月5 日第一口油井——A4H井投產(chǎn),截至2020 年底累計生產(chǎn)原油4.0×106t,總產(chǎn)值約為1.5×109$,創(chuàng)造了“小油田、大貢獻”的輝煌業(yè)績,獲得良好的投資效果。

        2 鉆遇地層和鉆井難點

        2.1 鉆遇地層

        LF7-2 油田從上到下主要地層為粵海組、韓江組、珠江組、珠海組和恩平組,見表1。

        表1 LF7-2 油田地質(zhì)層系Table 1 Geological strata in LF7-2 Oilfield

        上部地層以泥巖為主,泥巖極易水化、分散,井壁不穩(wěn)定,鉆進過程中,頻繁發(fā)生遇卡、遇阻等復(fù)雜情況;珠江組地層主要是砂巖、粉砂巖和泥巖交互剖面夾少量灰?guī)r、白云巖,珠江組下部地層可鉆性差,嚴重制約了鉆井速度;珠海組地層主要為一套厚層砂巖夾泥巖和薄煤層;恩平組地層主要為砂泥互層,夾薄煤層[4]。

        2.2 鉆井難點

        鉆井過程中在上部井段易發(fā)生起下鉆遇阻、遇卡、井漏、劃眼困難等復(fù)雜情況,下部井段易發(fā)生井眼縮徑、掉塊。

        2.2.1鉆頭選型困難

        地層非均質(zhì)性強,上部地層含有2~5 m 的鈣質(zhì)或灰質(zhì)夾層,地層可鉆性差,鉆頭易泥包和發(fā)生先期破壞,下部地層含灰質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r、鈣質(zhì)夾層,抗壓強度高,鉆頭不易切削,鉆速較低;同時鉆頭和地層的匹配程度差,鉆井效果尚不理想。

        2.2.2鉆井液性能控制難

        上部地層為大套泥巖,極易水化、分散,造漿能力強,使鉆井液中有害固相含量、粘度、密度上漲過快,給鉆井液性能控制帶來困難;導(dǎo)致井眼清潔程度差,直接影響起下鉆時效,增加鉆井液成本。

        下部地層泥巖微裂縫發(fā)育,易吸水膨脹、坍塌,容易導(dǎo)致起下鉆困難、卡鉆、下套管不到位等井下復(fù)雜情況的發(fā)生。

        隨著定向井井斜角和位移的增加,鉆井液攜巖和潤滑性能不足,鉆進過程中扭矩、泵壓過高,增加了鉆井作業(yè)風(fēng)險。

        2.2.3井眼軌跡控制難

        儲層埋藏深、井斜大、裸眼段長,造成鉆壓傳遞困難和工具面失穩(wěn);深部地層硬度大,自然造斜能力強,井眼軌跡控制困難;地質(zhì)情況復(fù)雜,油藏動油水界面具有不確定性,給地質(zhì)導(dǎo)向鉆井帶來挑戰(zhàn),相關(guān)的定向鉆井儀器、工具及工藝選擇困難。

        3 開發(fā)井的優(yōu)化設(shè)計和分析

        通過鉆井、錄井和地層評價,獲得儲層參數(shù),確定目標靶體,鉆前建立精準的地質(zhì)導(dǎo)向模型,設(shè)計中采用先進的鉆井軟件,對井身結(jié)構(gòu)、井眼軌跡、鉆柱力學(xué)、扭矩/摩阻、井眼清潔、下套管、固井等方面進行仿真模擬和預(yù)測,對鉆井中可能存在的風(fēng)險進行提示和預(yù)警[5],按照“井工廠”模式組織施工,優(yōu)化鉆井流程,實現(xiàn)優(yōu)快鉆井,可有效降低鉆井風(fēng)險、避免井下復(fù)雜情況、縮短建井周期。

        3.1 平臺位置優(yōu)選和槽口排列

        根據(jù)地質(zhì)靶點分布情況,以“總井深最小”為目標,初選site1 為平臺位置;以“總水平位移最小”為目標,得到site2 平臺位置;以“總水平位移、平均井斜角、總井深”最優(yōu)化為目標函數(shù),使用Compass site optimiser 模塊優(yōu)選site3 為平臺位置[6]。

        通過3 種平臺位置方案的分析和風(fēng)險評估,認為調(diào)整平臺位置到site0,可有效地降低鉆井施工難度,確定site0 為最終平臺位置:X=399717 m,Y=2404570 m(見圖2)。

        圖2 LF7-2 油田平臺位置優(yōu)選Fig.2 LF7-2 Oilfield platform location optimization

        根據(jù)油田生產(chǎn)規(guī)模和后續(xù)開發(fā)的布置,優(yōu)選LF7-2 平臺井槽數(shù)量為24 個(見圖3),排列為6(行)×4(列),井口間距2.286 m×2.286 m,設(shè)計初鉆8 口井,預(yù)留16 個井槽,以滿足后期作業(yè)需求。

        圖3 LF7-2 油田槽口分布示意Fig.3 Schematic diagram of slot distribution in LF7-2 Oilfield

        3.2 地層壓力體系和合理井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

        通過對前期探井聲波測井數(shù)據(jù)和試采資料的處理,得出如下認識:

        LF7-1-1 井孔隙壓力系數(shù)為0.92~1.05,LF7-2-1 井孔隙壓力系數(shù)為0.93~1.04,屬于正常壓力系統(tǒng),有利于開展平衡壓力鉆井[7]。

        合理井身結(jié)構(gòu)設(shè)計是以井內(nèi)壓力系統(tǒng)平衡為基礎(chǔ),依據(jù)地層壓力和破裂壓力2 個剖面,同時參考地質(zhì)必封點,對套管下入深度進行合理的設(shè)計[8]。A4H 井井身結(jié)構(gòu)見表2。

        表2 A4H 水平井井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)Table 2 A4H horizontal well structure data

        3.3 井眼軌跡優(yōu)化設(shè)計

        LF7-2 油田設(shè)計開發(fā)井8 口,其中定向井2 口,水平井6 口,設(shè)計鉆井總進尺27035 m。利用Landmark Compass 軟件進行井眼軌跡設(shè)計和防碰掃描分析,為了后期有利于下入電潛泵采油,采用“直—增—穩(wěn)—增—平”剖面類型,造斜率<6°/30 m。

        由于開發(fā)井井距較近,井眼軌跡的防碰問題十分重要。要求在上部直井段,保證防斜打直,對半徑300 m 范圍的鄰井進行防碰掃描,井眼間的分離系數(shù)應(yīng)大于1.5,避免深層發(fā)生碰撞;對外排井,可適當上提造斜點(KOP)深度造斜,以降低穩(wěn)斜段的井斜角,保證內(nèi)排井作業(yè)安全,避免淺層發(fā)生碰撞。

        LF7-2 油田實際鉆開發(fā)井6 口(9 個井眼),其中定向井1 口(含側(cè)鉆井1 口)、水平井5 口(含領(lǐng)眼井2口),總進尺27333.84 m,平均井深3416.73 m,最大井深3817 m,最大水平位移2104.67 m,最大位垂比0.86。實際鉆井數(shù)據(jù)見表3,鉆井軌跡見圖4。

        表3 開發(fā)井實際鉆井數(shù)據(jù)Table 3 Actual drilling data of the development wells

        圖4 開發(fā)井井眼軌跡3D 立體圖Fig.4 3D view of the development well trajectories

        3.4 巖石可鉆性和鉆頭選型

        針對LF7-2 油田地層和巖性特點,開展巖石可鉆性研究及個性化鉆頭選型。

        3.4.1地層抗鉆特性

        以前期探井測井資料為依據(jù),提取巖石抗壓強度作為地層抗鉆特性的主要表征參數(shù)之一,再參考探井鉆頭進尺、機械鉆速、純鉆時等技術(shù)指標,指導(dǎo)開發(fā)井鉆頭的優(yōu)選[9]。

        利用鉆頭優(yōu)選軟件,輸入探井測井資料計算巖石力學(xué)參數(shù),結(jié)果顯示,LF7-2 油田巖石的抗壓強度、摩擦角、硬度均隨井深增加而增大(見圖5)。

        圖5 LF7-1-1 評價井巖石力學(xué)參數(shù)剖面Fig.5 Rock mechanics parameter profile at LF7-1-1 appraisal well

        上部地層(粵海組、韓江組及珠江組上部)以泥巖為主,巖石抗壓強度UCS<60 MPa,摩擦角約為35°,地層可鉆性較好,鉆進該地層要求鉆頭具備較強的攻擊性。優(yōu)選大流道面積、7 噴嘴的PDC 鉆頭,合理布置鉆頭流道,避免鉆井液在鉆頭排屑槽中產(chǎn)生渦流造成鉆屑重復(fù)破碎,影響機械鉆速。利用鉆頭設(shè)計軟件進行CFD 流體動力學(xué)數(shù)值模擬分析,研究鉆頭井底流場、噴嘴射流對攜巖的影響,合理分布井底水力能量,降低鉆頭泥包的發(fā)生,提高井底清洗鉆屑的凈化效率[10]。

        下部地層(珠江組、珠海組、恩平組)以砂泥巖互層為主,研磨性較強,抗壓強度最高為80 MPa,摩擦角為40°,可鉆性較差,鉆進該地層要求鉆頭具備中等攻擊性,應(yīng)優(yōu)選保徑、抗磨的PDC 鉆頭。珠江組底部地層含有一個厚約40 m 的超硬致密灰?guī)r夾層,抗壓強度高達103 MPa,可鉆性差,根據(jù)實鉆情況分析,認為該灰?guī)r夾層研磨性一般,對PDC 鉆頭造成的破壞有限,但會降低鉆井速度。

        3.4.2PDC 鉆頭優(yōu)選

        在鉆頭成本已定條件下,鉆頭選型以追求機械鉆速和鉆頭工作壽命最大為目標,這2 項指標都與鉆頭切削齒的尺寸和布齒密度相關(guān)[11]。在軟地層選擇大切削齒鉆頭,在硬地層選擇小切削齒鉆頭;切削齒尺寸一定時,布齒密度越高,鉆頭壽命越長,但較多的切削齒會降低鉆頭機械鉆速,通常隨著地層強度的增加,使用的切削齒尺寸應(yīng)變小,布齒要密集。

        根據(jù)探井揭露,LF7-2 油田珠江組及以上地層較軟,抗壓強度<60 MPa,適合選擇19 mm 切削齒鉆頭;而珠江組底部含有灰?guī)r硬夾層,會降低鉆頭切削效率,珠海組地層致密,抗壓強度超過60 MPa,對機械鉆速影響較大,應(yīng)選用能有效“吃入”地層的鉆頭切削齒,適合選擇16 mm 切削齒鉆頭,可以提高鉆進速度。因此,在12? in 井段優(yōu)選19 mm 切削齒PDC 鉆頭,8? in 井段優(yōu)選16 mm 切削齒PDC 鉆頭,詳見表4。

        表4 開發(fā)井巖石強度和鉆頭選型Table 4 Rock strength at the development wells and bit selection

        3.5 扭矩、摩阻計算

        A4H 井(井深3558 m、垂深2402.53 m)為LF7-2 油田第一口水平井,對其摩阻、扭矩進行模擬計算,對其它開發(fā)井將有一定指導(dǎo)作用[12],使用Wellplan Drag 模塊對12?、8? in 井眼鉆進以及in 套管下入等工況的扭矩、摩阻開展仿真模擬(見表5)。

        表5 A4H 井鉆進、起下鉆等作業(yè)工況下的扭矩和摩阻Table 5 Torque/drag during drilling &tripping in A4H well

        模擬結(jié)果表明:A4H 井在12? in 井段,起鉆過程中,最大鉤載為1308.2 kN;倒劃眼過程中,最大扭矩為30.8 kN·m;滑動鉆進過程中,當鉆壓>100 kN,鉆桿在2500 m 有可能發(fā)生正弦彎曲,鉆進過程中需要注意控制鉆壓。A4H 井在下in 套管過程中,最大鉤載2248.8 kN,最大上提摩阻612.3 kN,最大下放摩阻448.9 kN,下套管最大鉤載在鉆機的安全提升負荷內(nèi)(見表6、圖6)。

        圖6 A4H 井起下鉆、下套管懸重模擬Fig.6 Weight on hook simulation for tripping and RIH of casing in A4H well

        表6 A4H 井下 in 套管工況摩阻Table 6 Torque during RIH of in casing in A4H well

        表6 A4H 井下 in 套管工況摩阻Table 6 Torque during RIH of in casing in A4H well

        3.6 鉆井水力學(xué)計算

        利用Wellplan Hydraulic 模塊開展鉆井水力學(xué)仿真模擬,在A4H 井12? in 井段,優(yōu)選泵排量為48 L/s,對應(yīng)的泵壓為24.06 MPa;在8? in 井段,優(yōu)選泵排量為28 L/s,對應(yīng)的泵壓為17.53 MPa;均小于F-1600 型泥漿泵的額定泵壓27 MPa(見表7)。

        表7 A4H 井水力參數(shù)計算Table 7 Hydraulic parameter calculation for A4H well

        井眼清潔問題關(guān)系到鉆井安全,井眼凈化不良容易發(fā)生粘附卡鉆等事故。在地面機泵條件允許下,盡可能提高排量,要求環(huán)空返速大于臨界返速,軟地層適當控制機械鉆速以清潔井眼,盡量減少巖屑床的生成[13]。A4H 井井眼凈化指數(shù)(HCI)為16%時,對應(yīng)的泵排量為25 L/s,只要泵排量>25 L/s,鉆井液攜巖效果較好,井眼凈化程度較高[14](見圖7)。

        圖7 A4H 井井眼凈化指數(shù)(HCI)分析Fig.7 Hole clear index (HCI)analysis for A4H well

        排量是影響井眼凈化的重要參數(shù)之一,排量越大,井眼凈化越好。一般認為,井底處巖屑濃度較高,是井眼凈化的重點區(qū)域,故要求鉆井液有較大的攜巖能力和較小的環(huán)空巖屑濃度。定向井井眼凈化良好的推薦標準是巖屑傳輸比>70%~80%、環(huán)空巖屑濃度<5%、巖屑床厚度小于環(huán)空直徑的15%[18],根據(jù)計算,在A4H 井12? in 井段設(shè)泵排量=48 L/s,得到巖屑傳輸比=77.32%,環(huán)空巖屑濃度=6%,巖屑床厚度=35 mm;在8? in 井段設(shè)泵排量=28 L/s,得到巖屑傳輸比=84.25%,環(huán)空巖屑濃度=0.6%,無巖屑床產(chǎn)生;說明只要泵排量大于臨界排量,井眼凈化情況就良好(見圖8)。

        圖8 A4H 井巖屑傳輸比Fig.8 Cuttings transfer ratio in A4H well

        3.7 優(yōu)選鉆井液體系和性能

        根據(jù)地質(zhì)特點和探井鉆井液使用經(jīng)驗,在滿足安全鉆井的前提下,上部井段鉆井液性能以保證井眼穩(wěn)定為目的,可有效抑制泥巖的吸水膨脹,降低鉆井液成本;下部井段鉆井液性能以儲層保護為目的,避免鉆井液對儲層造成傷害,提高油井的產(chǎn)能[15]。

        3.7.1鉆井液性能

        3.7.1.1鉆井液選擇原則

        根據(jù)鉆井目的,優(yōu)選合適的鉆井液體系,要求鉆井液具有較強的抑制性、攜砂能力和封堵性;在鉆遇斷層附近時,能有效封堵地層裂隙與破碎帶,防止發(fā)生井漏,達到護壁和堵漏目的[16]。

        3.7.1.2鉆井液體系選擇

        根據(jù)開發(fā)井的地層情況,在16 in 井段,采用海水/膨潤土漿鉆井液體系鉆進;在12? in 井段,采用PDF-PLUS/KCL 鉆井液體系鉆進,根據(jù)需要加入0.5%聚胺提高體系抑制能力;在8? in 井段,采用EZ-FLOW 鉆井液體系鉆進,采用甲酸鈉加重,結(jié)合破膠的技術(shù)進行儲層保護(詳見表8)。

        表8 開發(fā)井鉆井液體系及配方Table 8 Drilling fluid system and recipe for the development wells

        3.7.1.3鉆井液性能選擇

        根據(jù)地層巖性、井底溫度和地層壓力優(yōu)選鉆井液性能,要求鉆井液性能穩(wěn)定,易于維護,發(fā)揮鉆井液攜巖、潤滑、防塌、防卡、防水化膨脹的作用,在滿足儲層保護與廢鉆井液排放要求的前提下,盡可能地降低鉆井液費用[17]。鉆井液性能詳見表9。

        表9 開發(fā)井鉆井液性能Table 9 Drilling fluid performance for the development wells

        3.7.2鉆井液日常維護

        3.7.2.116 in 井段

        采用海水鉆進,每隔30 m 使用膨潤土稠漿清掃井眼,防止沉砂和井壁垮塌。為提高地層穩(wěn)定性,可根據(jù)地層壓力變化適當調(diào)整鉆井液密度,鉆井液應(yīng)具備良好的井眼凈化和頁巖抑制性能,必要時加入XC 聚合物,提高鉆井液的攜巖能力。鉆進時,要求接立柱要快,密切觀察返出情況,避免井漏的發(fā)生。

        3.7.2.2in 井段

        采用PDF-PLUS/KCL 體系鉆進,根據(jù)需要加入0.5%~0.8%PF-PLUS 提高體系抑制性,上部地層可使用重晶石加重,下部地層改用復(fù)配不同粒徑的碳酸鈣加重,防止泥漿向高滲儲層漏失,有利于油層發(fā)現(xiàn)和儲層保護。

        如果鉆遇斷層破碎帶,采取以下防漏堵漏措施:

        (1)鉆遇斷層前,在鉆井液中加入0.5% PFTEX 和1% PF-ZP,提高鉆井液的封堵能力。

        (2)備足堵漏材料,以應(yīng)對較嚴重的破碎地層和較大裂縫性地層的漏失,堵漏劑應(yīng)包括顆粒較細的PF-ZP,顆粒較大的PF-SEAL、核桃殼等及纖維類和填充類。

        3.7.2.3in 井段

        采用無粘土固相的EZ-FLOW 鉆井液體系鉆進,運行三除一篩固控系統(tǒng)(振動篩更換API140~170 目的振動篩網(wǎng))去除鉆井液中固相,維持鉆井液密度1~1.02 g/cm3,根據(jù)井眼情況加入降濾失劑PF-EZFLO 控制失水,加入潤滑劑PF-GreenLube增加潤滑性,降低鉆具扭矩和消除鉆井液起泡。

        3.8.1水泥漿體系優(yōu)選

        為有效封隔油、氣和水等地層,為后期的采油作業(yè)提供安全保障in 套管采用單級雙封固井方式。要求水泥漿尾漿(1.9 g/cm3)返到最上層油層頂150 m;領(lǐng)漿(1.58 g/cm3)返到in 套管鞋以上10 m。固井方案詳見表10。配漿時在水泥漿中加入膨脹劑,防止水泥石體積收縮,形成微間隙,使用防氣竄水泥漿體系,通過聚合物顆粒堵塞作用和成膜作用防止在水泥內(nèi)部氣竄[19],配方見表11。

        表10 開發(fā)井固井方案Table 10 Cementing plan for the development wells

        表11 開發(fā)井水泥漿配方Table 11 Cement slurry recipe for the development wells

        3.8.2提高頂替效率的措施

        (1)下套管前通井時,保持鉆井液有較高的屈服值,大排量循環(huán),確保固相沉淀和巖屑攜帶干凈。

        (2)下完套管后循環(huán)時適當改善鉆井液的流動性能,提高頂替效率。為保證套管居中度>67%,使用Cement 固井模塊科學(xué)設(shè)計扶正器安放距離。

        (3)采用沖洗液、隔離液、沖洗液的三級沖洗工藝,提高井眼清洗效果[20]。固井前至少進行2 個循環(huán),循環(huán)結(jié)束后要盡快轉(zhuǎn)入注水泥固井施工。

        (4)全井采用清水頂替,使套管在浮力作用下產(chǎn)生向井筒高邊漂浮的趨勢,減小套管的偏心程度,盡量提高水泥漿的頂替效率[21]。

        3.8.3套管固井程序

        4 應(yīng)用實踐

        通過優(yōu)化設(shè)計和優(yōu)快鉆井技術(shù),提高開發(fā)井設(shè)計的科學(xué)性、鉆井效率和儲層鉆遇率,達到提速增效的目的,節(jié)省鉆井投資,加快油田整體開發(fā)步伐,取得了顯著的經(jīng)濟效益。

        (1)在鉆前,收集探井地震、地質(zhì)、測井等資料,建立地質(zhì)導(dǎo)向模型和巖石力學(xué)模型;利用鉆井軟件開展平臺位置優(yōu)選、鉆井仿真模擬和優(yōu)化設(shè)計;為節(jié)省鉆機作業(yè)時間,2014 年9 月25 日開始使用打樁機,僅用3 d 就一次性錘入8 口井24 in 隔水導(dǎo)管,每口井打樁入泥井深約為65 m。

        (2)在LF-2 平臺鉆井期間,為提高鉆井速度,積極推行“一趟鉆”技術(shù);開展復(fù)合鉆井和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井;倡導(dǎo)施工交叉作業(yè),履行“邊鉆井邊完井邊開采”建井流程,即鉆完一口井、完一口井、交一口井采油,使完井和試采作業(yè)盡可能不占用鉆機作業(yè)時間[22-25]。上部井段使用“PDC 鉆頭+螺桿+MWD/LWD”鉆具組合,起到連續(xù)控制井眼軌跡的作用;下部 井 段 使 用“PDC 鉆 頭+PowerDriver+MWD/LWD”鉆具組合,確保鉆頭在儲層中最大限度地穿行,實行精準化鉆井;固井中使用PDC 鉆頭可鉆的套管附件及配套膠塞,油層固井選用防氣竄水泥漿體系,防止固井環(huán)空氣竄發(fā)生,各層次套管均按照設(shè)計下到位并固井成功。所用的HZJ70/4500 型模塊鉆機,采用交流變頻電驅(qū)動,鉆機模塊主要有E-2000 型絞車(4500 kN)、NOV 頂驅(qū)(60 kN·m)、Drillview 鉆井參數(shù)記錄儀等,鉆井液模塊主要有F-1600型泥漿泵(3 個)、MISWACO 振動篩(4 個)、除砂器、除泥器、離心機等,輔助鉆井設(shè)備主要有鉆機移動系統(tǒng)、折臂吊機(工作半徑3~25 m)等,自動化程度高,具有良好的鉆井性能。據(jù)統(tǒng)計,LF7-2 油田開發(fā)井項目因鉆機設(shè)備故障產(chǎn)生的非生產(chǎn)時間只有10 h,主要是頂驅(qū)和鉆機絞車出現(xiàn)過一些小故障。在安全環(huán)保(HSE)方面表現(xiàn)卓越,沒有發(fā)生鉆井和人身傷亡事故,沒有發(fā)生溢油事件。

        (3)通過開發(fā)井方案優(yōu)化、鉆井技術(shù)提升,取得了較好的開發(fā)效果,在6 個井口槽成功鉆成9 個井眼,總進尺27333.84 m,平均機械鉆速(ROP)29.43 m/h,平均鉆井成本1.29×104¥/m。鉆井指標與鄰近13-2油田具有可比性,明顯優(yōu)于LF13-1 平臺、LF13-2WHP 平臺,與LF13-2DPP 平臺接近(見表12)。

        表12 LF7-2 油田與LF13 油田鉆井技術(shù)指標對比Table 12 Drilling technical index comparison between LF7-2 Oilfield and LF13 Oilfield

        (4)LF7-2 開發(fā)井項目設(shè)計鉆井工期220 d,通過優(yōu)快鉆井的提速研究,實際鉆井工期191.59 d,節(jié)省28.41 d 的鉆井時間,節(jié)省鉆機費用51.14×104$。

        5 結(jié)論與建議

        (1)實踐證明,在開發(fā)井采用“井工廠”的流水線作業(yè)模式和優(yōu)快鉆井技術(shù),有助于降低鉆井成本、縮短鉆井工期、實現(xiàn)油田提前投產(chǎn)。

        (2)通過對探井測井資料的處理,提取地層巖石力學(xué)剖面,探討巖石抗壓強度與PDC 鉆頭切削齒關(guān)系,建立適合LF7-2 油田的PDC 鉆頭程序;使用鉆井軟件開展鉆井仿真模擬和預(yù)測,為鉆井工程提速增效提供了技術(shù)保證。

        (3)根據(jù)地層特點,優(yōu)選PDF-PLUS/KCL 和EZ-FLOW 鉆井液體系,解決上部泥巖地層易水化,下部泥巖地層易坍塌的問題,實現(xiàn)安全鉆井。

        (4)二開后采用地質(zhì)導(dǎo)向鉆井,開展隨鉆測量/測井(MWD/LWD),實時更新地學(xué)模型,及時了解地下儲層的變化,必要時采用鉆領(lǐng)眼井落實構(gòu)造和油層,確保軌跡在儲層中最大限度地穿行。

        在水平段,使用“PDC 鉆頭+PowerDriver+MWD/LWD”的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng),開展近鉆頭測量,實時調(diào)整井眼軌跡,降低鉆具摩阻、扭矩,提高鉆井效率和井身質(zhì)量,降低鉆井作業(yè)風(fēng)險。

        通過LWD 隨鉆測井技術(shù),實現(xiàn)測井資料實時傳輸和發(fā)布,提高水平段儲層鉆遇率,同時開發(fā)井產(chǎn)量高于預(yù)期,節(jié)約鉆井投資,提高了油氣采收率,為海上小規(guī)模油田的增儲上產(chǎn)起到了示范作用。

        (5)開發(fā)井優(yōu)化設(shè)計和優(yōu)快鉆井技術(shù)在油田開發(fā)中發(fā)揮了重要作用,鉆井防真模擬、PDC 鉆頭選型、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井是提速增效的利器,在油田開發(fā)建設(shè)中意義重大。建議今后在開發(fā)井鉆井工作中推廣應(yīng)用“Vortex 超級馬達”導(dǎo)向鉆具、渦輪鉆具等其它更高效率的井下工具,進一步提高機械鉆速,縮短建井周期。

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