八面河油田薄层稠油油藏水平井钻井实践与分析

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1、八面河油田薄层稠油油藏水平井钻井实践与分析【】水平井开发是薄层稠油油藏上产增产的重要技术手段之一，但因其井眼轨迹的特殊性，给轨迹控制和完井带来了很大难度。本文分析了薄层稠油油藏水平井钻完井的技术难点，提出了加强井眼轨迹控制、提高水平井入靶率、使用粘砂套管提高固井质量等技术方法。为以后该类油藏水平井钻井提供一定的借鉴和参考。　　【关键词】轨迹控制；滚轮旋流套管扶正器；粘砂套管　　　　薄层稠油油藏是东部老油田产能接替的重点区块，但该油藏储层较薄，如果采用常规定向井开发技术，其钻遇的油层段短，采收率低。而水平井能够有效增加油层的裸露面积，

2、扩大蒸汽波及体积，已逐渐成为该类油藏提高单井产量的重要技术手段。但是该类油藏水平井钻完井仍存在一些技术难点。　　一、技术难点　　1、轨迹控制难点　　薄层稠油油藏储层单一且薄，目的层厚度只有1~3m，储层埋深变化大，地层造斜率复杂，井身轨迹和靶点着路控制难度大。原因主要有：　　（1）地质导向数据滞后。定向测量探管离钻头有一段距离，入靶钻进的井底井斜、方位不能直接测得。地质导向仪器电阻率测量点距离井底11m，伽马测量点距离井底15m，井斜、方位测量点距离井底20m。实际测量的地质导向数据比实钻井深滞后，不能准确掌握井底数据。　　图1面1

3、38-平34井油层钻遇图　　（2）油层埋度变化大。油层顶界位置预测与实际地层埋深有一定变化，导致水平井段调整难度大。如该油藏的面138-平34井设计目的层为3号油层，实际钻遇油层为1号油层。（如图1）　　（3）造斜能力预控不足。对工具造斜率和地层造斜率预控能力不够，带来水平段轨迹波动。为了钻遇油层，多次增降斜造成全角变化率过大，给后期下套管带来难度。　　2、固井难点　　目前在该类油藏油层套管已更换成抗高温的TP110H和BG110H钢级套管，并且要求水泥浆返至地面，固井质量有了大幅提升。但是仍存在一些问题：　　（1）下套管困难。稠油

4、水平井采用免钻塞裸眼筛管完井方式，从下往上管串主要结构为：酸洗阀+筛管+热力补偿器+筛管+套管+免钻工具+套管串。在全角变化率较大的井段，套管遇阻，易造成筛管变形。　　（2）钻附件易留下残片。筛管完井后需要钻胶塞和盲板，而盲板和胶塞的碎块不易完全带出井口，极易给后期采油和措施作业带来影响。　　（3）井口环空返原油。稠油油藏多采用蒸汽吞吐开采，注汽温度均超过300℃，导致水泥环损坏，部分油井环空出现返原油现象。　　二、主要技术对策　　1、轨迹控制技术　　（1）优选井口位置，靶前距控制在260~350m为宜。如因井场限制，靶前距不够，需

5、打负位移。则优选螺杆，优化钻具组合，做好施工轨迹设计。　　（2）加强地质研究和现场监测手段，提高油层顶界位置预测精度。在钻井地质设计阶段，校正和确认目的层及其以上的不同油层顶的构造，确定目的层和油层顶部深度。　　（3）建立着陆控制模型。水平段着路井斜角可控制在86°左右，控制井眼轨迹在A点前斜深40~50m时，垂深达到设计油顶位置，井斜达到最大井斜角减去4~5°进入油层，加密电阻率和伽马值的监控和对比，严格控制水平段在油层穿越。　　（4）在水平段钻进过程，对地质导向仪器无法判断是否油层时，可加强岩屑录井，通过岩屑与电阻率曲线的对比做

6、出地层判断。　　（5）优选钻具组合。水平井钻柱采取“倒桩钻柱”组合，在入井斜段采用加重钻杆或普通钻杆部分代替钻挺，以减少摩阻。优选螺杆钻具弯角，以利于井斜、方位的调整。　　2、固井对策　　（1）保证合格的井身质量。一方面因地层原因需要调整水平段井斜方位时，需控制调整幅度，防止增斜或降斜过大。另一方面下套管前必须通井，保持井眼光滑、平整、无键槽。　　（2）提高套管居中度。可运用滚轮旋流套管扶正器，变滑动摩擦为滚动摩擦，降低下套管阻力，可获得更好的居中和顶替效果。（如图2）。　　（3）应用免钻塞技术，避免井底出现胶塞残块。该免钻塞工具集

7、管外封隔器、分级箍、盲板的功能于一体，完井过程中先在筛管顶部进行注水泥作业，然后下打捞矛打捞内套，消除了钻塞的不利影响。　　图2滚轮旋流套管扶正器图3粘砂套管　　（4）采用粘砂套管，提高固井质量。粘砂套管是在普通套管外表面，利用化学黏结剂均匀粘上一层粒径在2~3mm的砂子。（如图3）粘砂后套管的抗剪切强度不变。由于粘砂表面凹凸不平，固井时水泥充填到凹凸不平的粘砂面，凝固后第一界面的砂子与水泥之间结合的更好、更牢固。　　三、结论与建议　　（1）优化轨迹设计，使设计造斜率小于地层造斜率，利于水平井井眼轨迹控制。　　（2）在入窗前井斜角控

8、制在85°左右，找到油层后滑动钻进至入水平段。　　（3）总结该地层油藏造斜规律，采用倒桩钻具组合，在水平段加强轨迹控制。　　（4）建议使用滚轮旋流套管扶正器和粘砂套管，提高固井质量，增强抗高温强度。