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“三低”长庆油田地质特征及分支井技术

2014-10-13 15:46| 发布者: helloshigy| 查看: 4827| 评论: 0

摘要: 长庆油田为典型的“三低”油藏,自然产能低,绝大多数井都要进行储层压裂改造,过去受分支井相配套的适应长庆油田开发的储层改造技术和工具的限制,长庆油田分支井技术发展相对缓慢。近年来,随着钻完井技术,储层压 ...
长庆油田为典型的“三低”油藏,自然产能低,绝大多数井都要进行储层压裂改造,过去受分支井相配套的适应长庆油田开发的储层改造技术和工具的限制,长庆油田分支井技术发展相对缓慢。近年来,随着钻完井技术,储层压裂改造技术和配套工具的发展完善,长庆油田认真分析长庆“三低”油气藏地质特点和分支井的应用优势,逐步展开了分支井的应用试验,不断探索和总结适合于长庆“三低”油气田勘探开发的分支井钻井、完井关键技术和相应的配套工具。
 
 
一、长庆“三低”油气田地质特征
长庆油田产量的快速增长是建立在不断增加的井数及高密度布井基础之上的,采用单井单层,开采效率低,如何在不大幅度增加井数和成本的前提下,不断提高原油产量成为一个新的课题。长庆油田区域储层属河流相沉积体系,河道是最重要的沉积微相,储层主要为河道砂体,主要组成成分为粗~中粒长石石英砂岩。油藏受岩性和构造双重控制,是以构造为主的岩性构造油藏,油藏具有边底水,但边底水不活跃,属弹性弱水压驱动。主要目的层长6、长8分布广,层间距差异大,采用单一的定向井方式开采,效率低。
长庆油田针对区块的地层特性和层位分布,以增加单井产量为目的,结合长庆三低油田储藏特点,完成多口分支井施工,不断探索和总结能够适应长庆油田低压、低渗的特点,能够进行压裂改造,提高单井产量、节省油田开发成本的分支井关键技术和配套工具。
 
 
二、分支井在“三低”油气田开发中的技术优势
从分支井筒的意义上讲,分支井最早为侧钻井,而开始打侧钻井的目的是重新使新的井底生产,而原来的井底不生产。后来,人们开始期望侧钻井和原来的井底都可生产,并且开始钻多个侧钻井,这便是现在意义上的分支井。
分支井技术是水平井、侧钻井技术的集成和发展,特点:
降低原油成本;
增加可采储量;
增加产量和加快投资回收;
减少环境污染;更好的利用平台和井口装置;
有利于改善油藏管理;
改善边际油田的经济性;可利用已有井和新井。
总之,分支井技术可以较大幅度降低油气开发成本,充分发掘油田生产能力,提高油气采收率,提高油气开发的综合效益,是21世纪国内外大力开发和应用的一项低成本高收益的钻井成本。
 
 
三、长庆油田“三低”分支井技术
长庆油田针对区块的地层特性和层位分布,增加单井产量为目的,结合长庆三低油田储藏特点,逐步展开了分支井的应用试验,1995~1996年开始开展了老井开窗钻井技术研究工作,并在华池元城区块成功地完成了YD4-7和YD9-14两口老井140mm套管开窗侧钻施工,掌握了这种单一井底分支井钻完井技术及配套工具。
2004年以来长庆油田先后完成了国内陆上第1口七分支水平井-XP1井,在苏里格桃7区块完成2口分支井气井水平井,长北气田完成13口双分支水平井开发,分支井眼最长的CB3-2达到2253m,CB5-1双分支水平井先后钻探成功2支长度2000m左右的水平井段,钻井总进尺超过7500m,其钻井周期只有113d,机械钻速高达6.7m/h,和前10口双分支水平井平均200d的钻井周期相比,几乎缩短了一半时间。
 
1.    中国陆上第一口7分支水平井-XP1井
 
长庆XP1井分支井
XP1井是2006年在长庆安塞“三低”油田开发的一口水平多分支井,该井部署区主力层长612油层厚度在8m左右,油层稳定,渗透率0.6~0.8mD,压力系数0.7~0.8,隔夹层少而薄,具备实施分支井的条件。XP1井设计在主水平段内平面上间隔100~200m成鱼骨状部署7个分支井眼。如图所示。
针对安塞油田低渗透油藏地质特征,结合分支井开发方式的适应性及其技术特点,通过对分支井井身结构优化、钻头选型、轨迹控制、分支井眼侧钻、地质导向、摩阻扭矩分析等技术的研究和应用,成功完成了安塞油田第1口水平多分支井-XP1井。该井完钻井深5068m,水平位移1574.22m,主水平段长1203m,水垂深比1.16。在只能使用常规钻井设备及导向工具等难题下,成功采用低边侧钻术在主水平段内侧钻了7个分支井眼,分支井眼总长2300m,累计打开目的储层3503m,并实现了多次重入钻井,完成了中国内陆第一口7分支井。
XP1井未进行任何增产措施直接试采,投产两月后产量稳定在8.0t/d左右,较同一区块常规水平井单井产量提高了2~4倍。经过精心设计和实施,该井的成功钻进,为今后在“三低”油田开展分支井钻井技术提供了宝贵经验。
 
2.    长北气田分支水平井水平
 
长北气田分支井井身结构示意
HELL勘探开发公司从2004年开始在反承包区块长北气田采用分支水平井技术开发试验,设计2个分支水平井眼,单个分支水平段长2000m,裸眼完井投产(见图)。从2005年8月CB1-1第一口双分支水平井开始,陆续投入3台70D钻机,两台连续油管车进行钻完井施工,截止目前长北气田共完钻23口井,平均机械钻速5.54m/h,平均建井周期152d。
其中,2009年CB12-1井完成311mm斜井段及4279.83m,井径216mm水平段共用92d,完成的水平段长度为4279.83m,三项综合指标创造了历史最好记录:钻进周期最短,机械钻速最高,单井费用最低。钻井周期由最长的375d降低到92d,施工效率进一步提高。CB3-3双分支水平井的主井眼和分支井眼水平段段长均为2300m,创造国内分支井水平段最长记录。
在已投产的15口中有11口井日产量超过100×104m3,取得了显著地增产效果。其中CB12-1井产量达到220×104m3/d,创造了目前中国陆上低压、低渗透岩性气藏开发的较高水平。
目前长北水平井结构有2种:一种是下技术套管,另一种是不下技术套管。在长北区块完钻的CB1-1井和正在实施的CB2-1、CB1-3井均采用和设计了下技术套管的井身结构方式。下技术套管主要目的是降低井眼摩阻、封隔相对不稳定地层、降低目的层钻井液密度、确保在水平段顺利下入目的层套管,并且由于加装防喷器,还可以合理的控制井涌现象;不下技术套管主要是为了优化水力参数,提高钻井速度、降低钻井成本。
通过长北区块完钻的CB1-1井的钻井施工过程来看,下技术套管对钻井成功起到了关键作用,不仅减小了水平段钻进的摩阻,并且封隔了不稳定地层,减小了钻进中由于井壁坍塌对钻进造成的影响。对于水平段完井也起到了积极作用,有利于实现挂筛管完井,实现适当防砂。
 
3.    长庆苏里格气田分支水平井
长庆苏里格气田主要储层包括上古生界的石盒子组、山西组及下古生界的马家沟组,总体上看储层物性较差,非均质性较强,中低产井占绝大多数,主要气来源于石炭系~二迭系下部的海陆过渡相含煤地层。苏里格气田地质条件复杂,有效砂体连通性和连续性差,空间分布在横剖面上有3种叠置模式,东西向有效砂体的延伸范围较小,南北向具有一定的连续性。有效储层纵、横向展布形态比较复杂,非均质性强,预测难度大。
根据苏里格气田低孔、低渗、低压、非均质砂岩气藏地质特点,针对如何大幅度提高苏里格气田单井产量,以安全钻井和保护、解放储层为目的,长庆油田进行了分支井水平井钻井技术研究及现场试验,为低渗透气田的经济有效开发探索一条新的技术途径。
T71418H分支井是长庆苏里格区块布置的一口双分支井先导性试验井,其目的是利用分支井开发苏里格气田盒7段与盒8段的天然气资源,提高单井天然气产能,加快开发速度,提高开发效率。T71418H分支水平井井身结构采用177.8mm套管开窗侧钻,主井眼和分支井眼均为152.4mm井眼,完井方式下裸眼分隔器,分段压裂,实现分层合采,其中主井眼水平段长度765m,分支井眼水平段长763m,T71418H井产量达到同区块常规水平井平均产量的3倍。
T71418H完井方式采用下裸眼分隔器,分5段压裂。T71418H井先完成主井眼的压裂施工作业后,再进行分之井眼的钻井施工和压裂作业,最后回收斜向器,沟通主井眼和分支井,达到分层合采的目的。压裂改造后T71418H井产量达到同区块常规水平井平均产量的3倍。
T71418H实现了国内第一口双分支水平井+分段压裂施工,在一个井眼内实现两层分段压裂,合层开采。采用双分支水平井+分段压裂改造的方式能节约井场、提高井筒产能、加大储层动用、节约成本,完全适应长庆低渗透油气田的大规模开发。
T71520H分支井水平井开窗工具采用膨胀管定位分支井钻井技术,该技术具有作业简单、易操作、作业费用低、可靠性高的特点。可回收式钻完井一体化斜向器同时具备开窗、钻井、固水泥、套铣、回收等功能,达到了TAML4级完井水平。T71520H分支井无论是开窗侧钻、压裂施工还是导向钻进的工艺及工具,均采用国产工具,具有完全自主知识产权,有力的推动了国产分产井工具及工艺的发展,极大地降低了钻井成本,完全适应长庆苏里格低成本的开发战略。
 
4.    长庆油田分支井技术发展方向
长庆油田经过多年来对其低渗、低压油田的特点进行了各种探索和尝试,使长庆油田公司成为集团公司原油产量快速增长的又一个重要接替区。但是这种产量的快速增长是建立在不断增加的井位及高密度布井基础之上的,导致钻井等产建成本日益增加。
如何在不大幅度增加成本的前提下不断提高原油产量成为一个新的课题。分支井的潜力已经不用置疑,现在钻井专家和完井专家所面临的问题是如何进一步解决钻井完井过程中所遇到的实际问题,而地质学家和油藏工程师则是如何更精确的描述油藏和确定井位及所要钻的目的油藏。目前分支井的钻井在某种情况下还存在风险高、成本高的问题。
近几年来,尽管我国分支井工程设计技术有了很大进步,但从分支井工程设计技术到现场施工工艺技术及其他配套技术等各方面的技术水平与世界先进水平之间尚存在较大差距。特别是钻采配套井下工具和完井工具方面差距更大,急需进行研究,以尽快缩短与世界先进水平间的差距,提高我国的市场竞争能力。长庆油田虽然通过苏里格的两口分支水平井试验,初步掌握了分支井的钻井关键技术,探索总结适合长庆“三低”油藏特点的分支井完井工艺及配套工具,但仍需从以下方面研究,提高长庆油田的分支井钻完井水平。
 
(1)根据地质、油藏条件和拟用的采油方式,选择TAML分级标准的某级并确定井身结构类型,设计主、分井筒井眼的结构及相应的完井方法,选择取决于产层特征、开发目的、开采条件、产层厚度及岩性,设计时应考虑工艺技术水平及多分支井采油、增产措施和修井等技术水平。
 
(2)多分支井钻井完井工艺技术的研究。加快研发与分支井配套、适合长庆油田“三低”特性开发的分支井完井、压裂改造技术和相应的配套工具。
 
(3)使用先进的开窗技术、预铣窗口套管短节、研究无碎片系统等以减少井下工作时间和提高井眼清洁度。研究窗口周围密封技术、研制特种水泥( 含填料) 以提高密封质量。
 
( 4) 研制密封的、可封隔的、耐高温高压的连接部件。研制井下专用工具和管件,研究完井测控安装技术。研究仅需较少起下钻次数的完井安装方法以减少相应的安装时间,确保安装1 次成功。
 
( 5) 研究多分支井能够维护井壁稳定、保护油气产层以及低摩阻、强抑制、高携屑能力、净化井眼好的钻( 完) 井液及其精细处理剂的技术。研究多分支井的固井、完井、采油、增产、修井配套技术。
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