大庆超浅稠油油藏水平井钻井技术

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1、大庆超浅稠油油藏水平井钻井技术　　【摘要】大庆探区有丰富的稠油油藏，具有埋深浅，开发难度大等特点。使用直井开发效益低，使用水平井开发可以增加泄油面积，但需用到特殊工具（如斜井钻机、双弯螺杆等特殊工艺钻具），成本昂贵，不利于普及推广，文章着重分析了超浅层水平井钻井的特点和难点，阐述了手工定向、流砂层定向等关键技术，为国内外此类水平井的钻井提供了有益借鉴。　　【关键词】稠油超浅层水平井手工定向技术　　1钻井技术难点分析　　要避免使用特种装置及设备，在钻井施工过程中主要存在以下技术难点：（1）目的层垂深浅（280m），全井造斜率较高；（2）松散地层、流砂层大尺寸井

2、眼不易造斜；（3）直井段浅、钻具加压及套管下入困难；（4）全井钻遇地层复杂，施工过程中存在漏、涌、卡、泥包的风险。　　2关键技术及解决措施　　2.1井身结构设计优化　　通常需要封隔并保护淡水层和非固结地层；封隔块状的蒸发岩（蒸发盐）和易出故障的页岩层段；在钻异常高压层段前先封隔易漏失层位；在钻正常压力层段时先隔开异常高压层；不同压力层系地层或需采用密度相差较大的钻井液来控制的地层不处于同一裸眼段；避免过长的裸眼。　　（1）用∮311.2mm钻头下入∮273.05mm套管封固流砂层；（2）采用∮4228.6mm钻头下入∮177.8mm技术套管下深至着陆点20m

3、以前；（3）采用∮152.4mm钻头应用裸眼悬挂∮127mm筛管方式完井，便于开采稠油。　　2.2井眼轨道设计　　该区块设计基于如下考虑：（1）根据大庆油田中浅地层造斜规律确定造斜率。（2）垂深55-120m的流砂层内造斜困难，并考虑目的层可能出现的提前和滞后情况，第一造斜段长取120m、造斜率取5°/30m。（3）表套封固流砂层后，第二造斜段段长238.32m、造斜率取8.5°/30m（4）根据工具造斜能力，井斜角探油顶88°设计结果如图1所示。　　2.3地表定向技术　　由于定向井段短（平均段长350m），造斜率要求高（8.5°/30m），轨迹控制难度大，

4、存在进入目的层（探油顶）时井斜达不到要求的脱靶风险，同时为避免使用斜直井钻机和地面陀螺测斜仪等特种设备，因此需要从地表就开始定向造斜施工。但使用MWD定向存在仪器未出隔水管磁干扰严重，方位测不准（MWD的BT值>1.2）的难点，影响定向作业。　　现场应用地面罗盘方位校准工艺，替代了斜直井钻机和地面陀螺测斜仪，消除磁干扰影响。操作程序：（1）将设计的网格方位换算成磁方位；（2）使用高精度罗盘在钻台下远离磁干扰处测出点方位，做出标识；（3）移动位置，根据“两点一线”原理，使标识两处标识与钻台位于一条直线上；（4）校准位置，使标识与钻具中心位于一条直线上；（5）转

5、到钻具，使工具高边与标识位于一条直线上，并做好标记；（6）依据地面标识方位线滑动定向。　　2.4流砂层高曲率井眼轨道精细控制技术4　　（1）造斜点浅平段加钻压困难直井段钻柱重量轻，造斜段和水增大加重钻杆使用比例，一开、二开全部使用加重钻杆，三开井斜角大于45°的井段全部使用加重钻杆。　　（2）在垂深为50.00-110.00m的流砂层，排量控制在15-16L/s，在满足携岩要求的前提下，达到造斜和提速的双重目的。其余造斜井段排量提高至20-25L/s，利于携砂，防钻头泥包。　　（3）运用地而测斜定向技术，不使用陀螺测斜仪在套管内进行造斜，提高井斜角和方位角测

6、量精度，降低单井钻井成本。　　（4）一开使用1.75螺杆+牙轮钻头，以满足上部造斜要求；二开使用1.5°螺杆+牙轮钻头的钻具组合，以达到设计的造斜要求，避免用1.75螺杆，造斜产生局部狗腿角大的情况；三开小井眼使用1.0°螺杆+PDC钻头，以满足造斜段着陆要求。　　（5）针对油层内存在薄泥岩夹层、小钻具稳斜效果差、规律不易掌握等施工难点，采用钻速与录井岩屑对比法来预判地层情况，设计复合/定向钻进比例，探索松散稠油油层复合钻进条件下井斜角变化规律，以保证井眼轨迹平滑。　　3技术应用情况　　共开展了3口井现场试验，平均完钻井深583.10m，目的层垂深273.5

7、2m，水平段长223.1m，实现了大庆首次不应用特种设备完钻浅层稠油油藏水平井。投产后，试验井日产量为20-25t，是周围邻直井日产量的10-15倍，增油效果显著。　　4认识与结论4　　（1）文章指出了浅层水平井优化设计方法，完成了非标尺寸井身结构和多曲率半径井眼轨道优化设计。　　（2）系统阐述了地表定向和流砂层高曲率造斜技术，对国内外此类水平井钻井提供了有益借鉴。　　（3）文章阐述的超浅层水平井钻井技术未使用特种设备，为稠油油藏经济开发提供了一条新途径，同时具有安全、高效、低成本等优势，便于普及推广。　　参考文献：　　[1]廖腾彦，余丽彬，李俊胜等.吉木萨

8、尔致密砂岩油藏工厂化水平井钻井技术[J].石油钻探技