浅层水平井钻井技术.ppt

浅层水平井钻井技术研究－－－以吉林油田为例,主讲人史玉才中国石油大学（华东）石油工程学院2007年01月,一、概述二、浅层水平井钻井难点及对策三、浅层水平井钻井技术四、取得的成果五、存在问题六、认识和体会七、下步工作设想,主要内容,吉林油田扶余地区有部分由于地面条件限制采用浅层定向井钻井技术无法开发的浅油藏油藏埋深为300-490m左右，受限位移190-600m。吉林油田利用常规钻机、使用水基钻井液、采取降摩减阻技术进行了浅层水平井的研究与推广。继2004年扶平1井和扶平2井取得良好的工程和地质目的后，2005年又完成了15口水平井和6口大斜度井的钻井施工。,一、概述,一、概述,一、概述,阶梯水平井扶10,水平段轨迹图,,位移850.89m，最大垂深392.18,浅层大位移-扶平24井位移垂深比达2.17,一、概述,扶平26井,扶大10井,大斜度水平/水平大斜度井,一、概述,形成的水平井钻井配套技术,一、概述,浅层水平井井身结构和井身剖面优化设计技术,浅层水平井井眼轨迹控制和地质导向技术,浅层水平井水基低固相油层保护钻井液技术,浅层水平井完井技术,降摩减阻技术,二、浅层水平井钻井难点及对策,对策（1）采用单圆弧井身剖面，尽可能降低造斜点，增加直井段长度；,1、直井段钻柱重量轻，大斜度段和水平段施加钻压困难、油层套管下入困难；,对策（2）试验初期技术套管下至45-60度井段，减少滑动钻进和完井下套管的阻力；（3）引进先进的国外软件（TADPRO软件），进行浅层水平井井眼摩阻分析。,二、浅层水平井钻井难点及对策,1、直井段钻柱重量轻，大斜度段和水平段施加钻压困难、油层套管下入困难；,对策（1）加长稳斜探顶段长度，以满足油层可能提前的需要；（2）采用略高于设计造斜率的螺杆钻具进行造斜，便于导向钻进破坏岩屑床、降低摩阻，并可在油层垂深提前的情况下，提高造斜率。,二、浅层水平井钻井难点及对策,2、地层松软，工具实际造斜率难以确定，部分油层落实不够精确，要求井身剖面能够对垂深误差进行一定的调整，使井眼轨迹控制难度进一步增大；,二、浅层水平井钻井难点及对策,3、钻井液要综合考虑润滑、携岩、井壁稳定和油气层保护以及钻井成本等，给钻井液优选增加了难度；对策（1）研究低固相、低摩阻、低成本携岩能力强的水基钻井液，降低裸眼段摩阻；（2）控制钻井液固相含量，降低钻井液失水，实施近平衡钻井，同时采用非渗透油层保护技术进行油气层保护。,对策（1）优化大斜度段和水平段扶正器类型和数量，在斜井段安放刚性滚轮扶正器，降低下套管摩阻；（2）完井下套管过程中，分段循环降低循环阻力、及时清除下套管过程中除下的泥饼，提高固井顶替效率。,二、浅层水平井钻井难点及对策,4、直井段套管重量轻，水平位移段相对较大，完井套管不容易下至完钻井深；,对策（1）采用适合水平井固井要求的低失水、零自由水的水泥浆体系进行固井油气层保护；（2）优化套管设计及附件加法，确保套管居中、提高顶替效率、确保碰压后能回住压。,二、浅层水平井钻井难点及对策,5、为了满足采油压裂需要，水平段套管要求居中以及完井固井油气层保护等问题；,（一）钻井工艺技术（二）钻井液技术（三）固井技术（四）全过程科学管理,三、浅层水平井钻井技术,（一）钻井工艺技术,技术套管浅层水平井钻井初期的成功应用,扶平1井和扶平2井技术套管下至60--70度井段。其中扶平1井选用了ZJ-15钻机，固控设备不完善，正是由于技术套管的下入，确保了该井完井的最终成功。,,1、通过简化井身结构，提高了钻井施工速度，降低了钻井成本,技术套管降低摩阻的大小因各井井眼摩阻系数的不同而不同，以井深和剖面类型相似的扶平3井和扶平4井实钻为例，可减少套管下入阻力2.4吨。,扶平3井摩阻分析及计算,（一）钻井工艺技术,,（一）钻井工艺技术,技术套管在浅层水平井钻井初期的成功应用,扶平4井摩阻分析及计算,（一）钻井工艺技术,1、简化井身结构，提高了钻井施工速度降低了钻井成本,简化井身结构，降低钻井成本为了进一步降低钻井成本，提高开发效益，加快水平井开发步伐，在室内进行大量研究与实验，并通过扶平3井现场实践验证和校正下，开展了浅层水平井---扶平4井不下技术套管的现场试验，试验取得了成功，简化井身结构后节省了技术套管和Φ197mm螺杆，钻井周期缩短了3天以上。简化后的井身结构如下,（一）钻井工艺技术,,（一）钻井工艺技术,2、优化剖面设计、合理施工解决防碰问题，确保开发方案的实施,扶平3和扶平4井地面定向井和直井比较多，钻井过程中容易相碰；通过优化设计和精心施工，解决了防碰，达到了准确入窗。（扶大6、10和扶平6等井）,（一）钻井工艺技术,3、及时跟踪、合理控制，确保油层钻遇率,水平井和大斜度定向井对垂深控制要求比较严格，轨迹控制精度要求比较高。（测量参数滞后15米）现场施工中主要采取如下措施（1）轨迹控制过程中对每个单根进行精确控制，通过合理的预测，及时撑握定向和开转盘时间；（24小时值班）（2）大斜度定向井主要严格按设计轨迹进行控制，水平井轨迹控制在AB界线之前按设计轨迹进行控制，而在AB界线之后根据垂深变化情况，及时调整设计，然后再根据调整后的设计进行轨迹控制。,（一）钻井工艺技术,3、及时跟踪、合理控制，确保油层钻遇率,,,浅层水平井探顶段及着陆段的精确控制,浅层水平井探顶段和着陆段控制直接关系到水平段能否准确地钻达目的层。在该井段应与地质油藏部门密切联系，及时撑握垂深变化情况，以便调整造斜率，确保准确入靶。（例如扶平6井窗口垂深提前3.2米）,油层为下倾方向，水平段井斜角小于90时，控制井眼轨迹在A点前30～50m，垂深达到设计油顶位置，井斜达到82～84，进入油层。,,浅层水平井探顶段及着陆段的精确控制,,,,,A,B,3050m,82--84,,,,油层为下倾方向,,（一）钻井工艺技术,（一）钻井工艺技术,,,4、结合岩屑录井及随钻测井，进行导向钻井，实现窗体内井段的精确控制,,LWD随钻测井曲线图,采用LWD导向钻具，利用LWD的伽玛和电阻率曲线，结合岩屑、气测和荧光定量分析录井资料，及时发现地层变化，及时调整井眼轨迹，及时发现油层，准确顺利着陆。,,,（一）钻井工艺技术,,4、结合岩屑录井及随钻测井进行导向钻井，实现窗体内井段的精确控制,合理控制水平段井斜角，提高轨迹控制精度,通过合理控制实钻水平段起始井斜角，可减小水平段波动幅度，为油层套管的顺利下入创造条件，施工的17口水平井都使窗体内波动幅度控制在2米以内，达到国内先进水平。,（一）钻井工艺技术,,4、结合岩屑录井及随钻测井进行导向钻井，实现窗体内井段的精确控制,合理控制水平段井斜角，提高轨迹控制精度,（一）钻井工艺技术,,,4、结合岩屑录井及随钻测井进行导向钻井，实现窗体内井段的精确控制,结合录井和随钻测井，进行地质导向,,水平段采用如上图的导向钻具组合进行控制控制时可采用开转盘和定向钻井两种方式。根据随钻录井和测井分析，及时发现油层变化，在未发现油层发生较大变化情况下，轨迹按稳平钻进。,（一）钻井工艺技术,,,4、结合岩屑录井及随钻测井进行导向钻井，实现窗体内井段的精确控制,结合录井和随钻测井，进行地质导向,岩屑录井和气测时间相对滞后时间短。在跟踪油层变化时，首先密切注意观察岩屑和气测录井，再根据随钻测井进行综合判断，及时调整井眼轨迹，实现地质导向钻井，提高油层钻遇率。（油层钻遇率95以上。）,,,,泥岩岩屑增多,轨迹偏离井段,GR升高,电阻下降,气异常下降,当钻头偏离油层轨迹8米时（LWD滞后距8米），LWD才开始测量并上传,轨迹偏离信息滞后时间为20分钟左右。扶余浅层水平井井下地质油气信息在一个迟到时间后就传达到井口（8～11分钟），被综合录井仪捕获，比LWD早4米左右发现井下轨迹偏离情况，从而确定钻头是否偏离油层轨迹，效果明显。综合录井与LWD协调配合能够有效的完成浅层水平井地质导向工作。,扶平1井,（一）钻井工艺技术,在油层岩性发生变化时，及时分析提出轨迹控制措施，以继续追踪油层提高油层钻遇率，例如扶大10井,（二）钻井液技术总结,1、优化钻井液体系，确保施工安全在大量的资料分析和室内实验基础上，优化了水平井钻井液体系配方和性能，确保了浅层水平井和大斜度井的井壁稳定。,抑制性研究,使用2004年扶余油田检查井岩心做实验，与现场泥浆的抑制性对比试验结果如上,（二）钻井液技术,XC洗井作业在实际的施工中具体的方案如下（1）将泥浆和XC混合，体积量控制在约10m3，作为清扫液直接泵入井筒，要求清扫液漏斗粘度大于150s，按1次/50m频率进行洗井施工；（2）起钻前洗井一次；（3）操作方法将提浆罐内留钻井液约1０m3，通过漏斗加入ＸＣ，将钻井液转化为清扫液，通过泥浆泵泵入井筒，然后以钻井液替量洗井。,2、首次采取XC低固相携岩理论和技术，保证井眼清洁,（二）钻井液技术,浅层水平井直井段较短，可能引起钻进过程中的加压不顺畅和油层套管难以下入问题；取消技术套管，使上部嫩江组、姚家组泥岩地层裸露，裸眼段增长，钻具与井壁的接触面积增大，必然增大上提和下放的阻力。,为满足水平井施工，在该技术的研究中，首次应用低固相润滑性理论和使用高效润滑剂，解决水平井润滑难题。,,,低固相润滑性理论,水平井润滑问题,,高效润滑剂,,低固相润滑性理论,水,土,,,现场劣质固相含小于8,,3、利用低固相润滑理论，优化润滑技术,（二）钻井液技术,4、以非渗透油层保护技术为主体的油层保护技术,主体的油层保护技术（1）降低钻井液密度，减小井底压差和钻井液滤液对油层的损害；（2）采用复合暂堵技术，保护油气层选用两种超细碳酸钙作为暂堵剂和加重剂，一种为灰质碳酸钙，可实现暂堵和降失水作用，另一种为颗粒碳酸钙，暂堵直径较大的孔隙；（3）非渗透油层保护技术采用无渗透油层保护新技术，使用零滤失井眼稳定剂控制钻井液滤液相进入油层。,（二）钻井液技术,井涌可能引起井壁的不稳定，钻井液密度和固相含量的升高，必然导致润滑能力下降，扶平3井在压井正常后采取了如下技术措施A、井壁稳定技术措施（1）保证合理的钻井液密度，用密度1.60g/cm3钻井液压井，正常后密度在1.35～1.40g/cm3，逐渐降低钻井液密度至1.26g/cm3；（2）提高钻井液的抑制能力，有效地抑制了泥岩地层的水化膨胀；（3）降低钻井液的滤失量。,5、确保油层套管顺利下入的高密度、井涌处理技术,（二）钻井液技术,B、润滑技术措施三开由于钻井液密度升高，导致固相含量急剧升高到19，这时钻井液润滑能力很差，泥饼摩阻系数1分钟0.1317，10分钟0.3839。现场润滑剂加量小型实验，试验数据如下,5、确保油层套管顺利下入的高密度、井涌处理技术,（二）钻井液技术,实验结果表明增大润滑剂的加量可以明显改善润滑效果。现场采取如下技术措施（1）保持低的膨润土含量，在2～3之间，增大润滑剂加量；（2）开动固控设备（除泥器和离心机）去除劣质土；（3）逐渐降低钻井液密度和固相含量；（4）增大润滑剂的加量，每种润滑剂含量不低于3。采取措施后井浆泥饼摩阻系数1分钟0.0524，10分钟0.1853，通过前后比较，润滑效果十分明显。,（二）钻井液技术,C、携岩技术措施（1）保持钻井液具有较低的粘度的同时提高钻井液的动切力，由0.5～1.5～3.0～7.0～10Pa，利用钻井液紊流流态提高携屑能力；（2）利用高粘切清扫液进行有效的洗井作业；（3）斜井段中取适当的开动转盘进行复合钻进和短起下钻，破坏下井壁形成的岩屑床；（4）起钻前循环钻井液1～2周，至振动筛、除砂器无钻屑方可起钻。,5、确保油层套管顺利下入的高密度、井涌处理技术,,（二）钻井液技术,5、确保油层套管顺利下入、保护油气层的井漏处理技术,井漏处理技术，扶余地区生产井存在漏失问题，处理大多使用堵漏剂，如桥塞和迪塞尔，但是在水平井钻井液中，这会影响LWD信号的正常传递、钻进加压和套管下入，必须采取新技术。为确保施工顺利，首次采用国内领先的非渗透堵漏技术。措施利用非渗透处理剂配制胶液补充钻井液液量，利用非渗透处理剂成链特性在砂岩表面形成桥连原理，配合其它堵漏技术，进行堵漏。,（三）固井技术,,1、认真分析浅层水平井固井难点（1）采用不下技术套管、直接下入油层套管的水平井，具有裸眼段长、易形成岩屑床、套管居中困难以及下套管时摩阻大等问题；（2）在大斜度井段又常常会形成键槽，造成套管外水泥石不均匀问题；（3）水泥浆在大斜度及水平井段凝固时，由于水泥浆重力分离作用，易在井眼上侧形成游离液通道，引起油、气、水窜问题；（4）在调整井区的水平井，受邻井影响，易形成高压水窜和欠压漏失等复杂情况，固井质量难以保证。,（三）固井技术,,2、采用低失水、零自由水的水泥浆体系,扶余油田浅层水平井水泥浆应满足如下要求（1）为防止水平段高边析水而引起窜槽，设计水泥浆的析水量为0析水；（2）为防止固井时水泥浆失水对油层的污染，控制水泥浆失水量在50ml以下；（3）为防止水泥浆顶替过程中蹩漏地层，造成油层污染，水泥浆流动性要好；（4）水泥环强度应满足压裂要求。综合以上因素，设计水泥浆的性能如下流动度＞220mm；析水率0失水量＜50ml30min*7MPa*51℃24H抗压强度＞14MPa51℃*24h*0.1MPa膨胀性能＞0.0224h*51℃*0.1MPa,（三）固井技术,,3、油层套管固井采用双凝双密度水泥浆结构上部领浆为G级油井水泥原浆，下部尾浆为常规密度低温低失水水泥浆。（1）上部G级油井水泥原浆能够携带残留泥饼和岩屑，下部常规密度低温低失水水泥浆在低温条件下具有高早强、零析水和低失水性能，能够防止水泥浆失水发生水窜；（2）双凝结构避免水泥浆失重，防止层间窜流或高压地层水窜入井筒，保证油水层段封固良好；（3）双密度结构减轻水泥浆液柱静压力和顶替动压力，防止水泥浆漏失。,（三）固井技术,,通过大量的室内试验优化，优选了如下水泥浆配方性能如下流动度220mm；失水量28ml（51℃*30min*7MPa）；析水0凝结时间初凝150min，终凝21min;稠化时间132min24小时抗压强度22MPa24h*51℃*0.1MPa,短过渡时间的稠化性能水泥浆强度增长快，在水泥浆失重的情况下气水窜发生的时间也很短，保证了二界面胶结质量。,稠度从30BC～100BC曲线段,嘉华G级水泥浆（尾浆）稠化曲线图,山东G级水泥浆（尾浆）稠化曲线图,（三）固井技术,,扶平4井固井前水泥性能检测嘉华G级G3022.0USZ0.5F17D4.0,（三）固井技术,,针对扶平6井的漏失情况，调整水泥浆方案，采取上部漂珠低密度和下部低失水水泥浆体系，上部低密度水泥浆能减小井底压力，防止在固井中发生漏失现象，下部常规密度低失水水泥浆具有高早强、零析水和低失水性能，能够防止水泥浆失水发生水窜。,（三）固井技术,上部低密度水泥浆,（三）固井技术,,下部低失水水泥浆性能,（三）固井技术,4、优化套管设计及附件加法，确保套管居中和套管安全下入,为确保套管柱居中度、提高顶替效率、减小套管下入阻力，水平段和斜井段弹性扶正器与刚性扶正器交叉使用。,（三）固井技术,完井优化设计,（三）固井技术,,5、制订严格的固井施工措施水泥浆体系的优化，强调低失水零游离液性能防止高边窜槽，下部采用低失水零游离液微膨胀水泥浆，防止水泥石收缩形成微间隙，提高二界面胶结质量1）把关套管附件质量，特别是浮箍浮鞋的质量，使用专用的浮箍浮鞋；2）要求井队提供井底循环温度，通过实验，确定合理的初终凝时间；3）调整固井前钻井液性能，减少固相含量，满足下套管和固井要求；4）套管串下至造斜点时开泵循环，在大斜度段严禁定点循环；5）对上井前水泥浆进行严格的检测工作，保证其性能符合设计要求；6）出现复杂情况后，及时进行方案的调整。,（三）固井技术,（三）固井技术,,6、压井措施扶平3井钻至519米时发生了井涌现象。采用1.60g/cm3的钻井液压井，正常后密度在1.35～1.40g/cm3，后降至1.26g/cm3钻进。1发现涌水现象后，马上进行邻井停注泄压；2完钻时将钻井液密度提高到1.31g/cm3，保证在固井前压稳地层；3采用1.18g/cm3密度的加重隔离液，保证固井过程中压稳地层；4控制尾浆附加量，使其返至400米，减少下部水泥浆在候凝过程中失重压力损失，加大G级原浆首浆附加量，保证水泥浆候凝过程中压稳地层，即固井后压稳地层。,（三）固井技术,,7、漏失井采取措施扶平6井在629米开始漏失，至完钻时共漏失钻井液120多方，钻井液密度降至1.19g/cm3，存在渗漏0.5方/分，漏失原因可能是地层亏空，也可能是断层次生裂隙渗漏。发现漏失后采取如下措施（1）调整完钻钻井液性能减少固相含量，增加润滑剂用量，保证油层套管顺利下入；（2）进行水泥浆方案的调整，首浆采用漂珠低密度水泥浆，减小固井施工泵压和环空液柱压力，防止压漏地层；,（三）固井技术,,（3）现场施工采用二慢二减措施，即慢注慢替，减阻减压，注灰与替量按0.6方/分施工，以减小水泥浆流动阻力，防止压漏地层；（4）进行前置液的调整，使用（隔离液低密度水泥浆）作为先导液，取消冲洗液，因其JSS-1冲洗液的低紊流排量能破坏非渗透堵漏形成的堵漏结构，防止诱发更大的井漏；（5）加大低密度首浆和常规密度尾浆的附加量，保证油层水平段的固井质量。,,扶平3井声幅图,,扶平4井声幅图,,扶平4井声幅图,,扶平6井声幅图,（三）固井技术,,扶平2井是扶余区块第二口浅层水平井，固井质量没有达到预期的优质，主要是以下原因1、阻流环质量不过关，碰压后回不住压；2、施工前期准备中由于车辆不及时到位，等停5小时之久，影响了固井作业环空泥浆性能，出现顶替效率不高的现象；3、由于冬季施工，温度低，等停时间长,造成水的温度降低，影响水泥浆性能，水泥浆凝固时间变长，造成固井后窜槽的发生。,扶平2井固井质量分析,,扶平2井固井声幅图,,扶平1井固井声幅图,1、加强方案的前期论证,浅层水平井试验前组团到外油田考察学习，充分论证、完善钻井完井方案，试验过程中认真总结水平井钻井完井经验教训，重点分析影响固井质量的因素。,（四）全过程的科学管理,2、现场试验精心施工、死看死守,钻井院承担浅层水平井的技术服务工作，工程技术人员24小时跟班作业；钻井公司同志严格按指令施工。,（四）全过程的科学管理,（四）全过程的科学管理,3、建立严格的管理体系4、及时召开研讨会和碰头会每口井开钻前（一开，二开）、固井前，或遇到特殊情况时都组织相关部门，及时召开研讨会，研究实施过程中遇到的各种问题，钻进过程中每天坚持召开碰头会。,（四）全过程的科学管理,四、取得的成果,1、采用常规钻机完成浅层水平井的钻井施工，并形成了采用常规钻机进行浅油层开发的水平井钻井与完井配套技术（1）形成了具有吉林油田特色的浅层水平井井眼轨迹控制和地质导向技术；（2）XC和低固相钻井液技术相结合有效地破坏了岩屑床，开发研制的水基钻井液体系及其配套技术成功地解决了浅层水平井的润滑、携岩、破坏岩屑床等技术难题，同时还大大地降低了钻井液成本；（3）形成了浅层水平井的固井、完井工艺配套技术，为浅层水平井后期的压裂改造，创造了良好的技术条件；,四、取得的成果,2、简化井身结构后（取消技术套管）大大缩短了钻井和完井周期，降低了钻井成本，使浅层水平井具有广阔的推广应用前景；,吉林油田的水平井技术又取得了新的突破，顺利完成了一口不下技术套管的浅层水平井，特此表示祝贺吉林油田采用新技术提高自我竞争力，思路非常好，值得推广和表扬,中国石油集团公司科技局孙宁主任发来贺电,四、取得的成果,3、17口浅层水平井钻井的成功，为吉林油田高效开发地面受限的2000多万吨的石油地质储量寻求了一个切实可行的新方法，同时也为套保油田利用水平井开发提供了借鉴；4、扶平1井压裂后获高产，扶平3井、扶平4井、扶平6井等浅层水平井压裂投产后产量也相当可观，显著地提高了扶余油田的采收率，为扶余油田高效开发寻求了新途径。,1、应提前做好临近井的泄压工作2、设备问题在施工中需要完善的问题是固控设备问题，主要是振动筛。表现为振动筛振幅弱、频率低，筛布使用目数低，细小的砂岩岩屑不能第一时间除去，这样增大了后面固控设备的处理量。3、LWD使用过程中出现一些问题4、位移较大水平井套管下入问题,,,五、存在问题,,1、领导高度重视是浅层水平井成功的重要前提，职能部门严密的组织管理、严格的现场监督、甲乙双方的密切配合，是打好水平井的组织保障2、油藏研究及精细描述，是保证浅层水平井钻井成功的核心技术3、严密的技术研究，详细的钻井设计和认真扎实的技术准备是钻好水平井的基础,,,六、认识与体会,,4、水平井轨迹控制和地质导向技术是实现水平井开发地质目的的关键5、高润滑性能、优质的水基钻井液体系不但降低了成本,而且保证了浅层水平井安全顺利快速钻井6、科学合理的完井技术措施和及时的方案调整保证了水平井的固井质量7、地质、工程密切配合、现场施工人员的及时沟通是水平井成功的重要条件,,,六、认识与体会,,,1、扩大浅层水平井技术应用规模通过工程与地质的紧密配合进一步加强井眼轨迹控制；结合实钻资料，一口井一设计固井施工方案；完井测量井温，准确确定固井试验条；加强造斜点、入窗点、固井时等重点环节的施工管理；做好单井分析和总结，为大位移井实施做技术准备。,七、下步工作设想,七、下步工作设想,,,图2不下技套管井身结构示意图,钻头445mm501m,表套339.7mm500m,油套139.7mm,钻头215mm,红岗、英台及新庙地区采用如图2的简化井身结构，大情字井上部地层相对较复杂，而且下部地层进尺慢，需要下技套，采用如1的井身结构,2、开展中深水平井研究试验,七、下步工作设想,,3、开展浅层大位移井研究随着扶余油田水平井钻井开展的不断深入，对水平位移增大的要求不断增加，而油层垂深还在减少，例如已经完成的扶平24，油层垂深392米，而位移达到850.89米，位移垂深之比为2.171，井眼摩阻比较大，油层套管下入比较困难。,谢谢（感谢吉林油田钻井院的同行）,