19超稠油热采水平井实钻复杂问题分析与实践

第一篇：19超稠油热采水平井实钻复杂问题分析与实践

深层超稠油热采水平井实钻复杂问题分析与对策

杜

锋

（辽河石油勘探局工程技术研究院，辽宁盘锦，124010）

摘要

针对冷41块深层超稠油藏，由于长期注蒸汽高温高压热采，地层中的岩性成分、结构等将发生了较大变化，存在着多套异常温度压力层系，增加了钻遇地层的不确定性和调整钻井液性能的难度。有可能在钻进过程中产生井漏、井喷，进而发生卡钻等一系列事故，直接威胁着水平井施工的安全和质量。通过对水平井施工过程中所遇到的复杂问题进行分析，采取相应的技术措施（认识到实践辨证的统一），为水平井钻井技术在此类油藏中的应用提供有益的参考作用。

关键词

超稠油藏

底水锥进

超覆效应

防碰绕障

复合性卡钻

高温增稠

冷41块

辽河油区是一个地质条件十分复杂，以陆相沉积为主，具有多断块、多套含油层系、多种储层岩性、多种油藏类型、多种油品性质的复式油气区。年产稠油、超稠油、高凝油达８００万吨，占原油产量的２／３，成为全国最大的特种石油生产基地。随着水平井钻井综合配套技术日臻完善和快速发展的深入，拓展了在各种类型油气藏应用范围，成为提高油田勘探开发综合效益的重要途径。水平井钻井是一种隐蔽的地下工程[1]，在钻井施工过程中可能遇到井下地层、压力、温度及设备、工具（仪器）的变化，及对客观情况认识不清或主观意识的决策失误，会产生许多复杂问题，如果处理不当，轻者耗费大量人力物力和钻井周期，降低开采效果，重者导致全井报废。因此，提高水平井钻井施工技术水平意义重大。油藏地质概况

冷41块位于辽河盆地西部凹陷东部，冷东断裂背斜构造带中段，形态为断鼻构造，地00 2层倾角4-15。主力开发油层系S3段，为水下扇三角洲砂体沉积，非均质性严重。埋深

-321350-1690m，有效厚度平均为135.8m，孔隙度平均为18.1%，渗透率平均为1381×10um，030020C原油平均密度为0.986g/cm , 50C原油平均粘度为63595mpa.s，地温梯度2.7C/100m，原始地层压力15.2Mpa。属于受构造控制的巨厚块状，深层超稠油边底水油藏。开发中存在的主要问题

(1)采注比高，油层能量消耗大，压力下降快，导致底水锥进严重，含水上升速度为15%，油井频繁作业堵水，很难正常生产。

(2)靠近断层附近油井蒸汽注不进，开发效果不理想。

(3)地面条件差部署直井难度大。严重制约了该块的整体开发。应用水平井技术开发依据

水平井增加了井筒与油层的渗流面积的同时，也增加了油层的吸汽和排液能力，有效增加了注入热能的利用率。水平井较直井注采所需的压降小，改变底水锥进模式，变“锥进”为“脊进”在一定程度上延缓底水的侵入，延长无水开采期。通过注入的蒸汽直接和产生的超覆效应，使受热原油降粘后依靠重力的作用流入水平生产井。提高超稠油藏的开发效果。施工要求及难点分析

施工前根据设计，尽可能多地了解和掌握邻井资料，充分利用和发挥现有的工具、设备及人员素质，做到“知己知彼”，避免或减少复杂情况的发生。

（1）长期注蒸汽高温高压热采，地层中的岩性成分、结构等将发生了较大变化，存在着多套异常温度压力层系，增加了钻遇地层的不确定性和调整钻井液性能的难度。有可能在钻进过程中产生井漏、井喷，进而发生卡钻等一系列事故，直接威胁着水平井施工的安全和质量。（2）由于油藏地质的不确定性(储层含油情况及油水界面)，并确保超稠油藏的有效开发。需进行导眼和取芯施工作业，增加了水平井设计和施工难度及风险。

（3）受邻井井眼轨迹、剩余油分布和井网的限制，水平井轨迹为三维方向。采用邻井水平面扫描法处理数据，盲目性较大，在井眼轨迹控制中只能被动地采用防碰绕障技术。

（4）超稠油热采水平井，存在着注汽热效率和完井管柱受热应力破坏等问题。要求使用符合热采要求的套管。用耐高温水泥固井，水泥返到地面，确保大斜度井段固井质量。

（5）地层压力和破裂压力低，钻水平段时使用优质钻井液保护油层。在筛管完井以后，需使用有机溶剂将钻井液替出，以达到保护油层的目的。

（6）储层的非均质性，给油藏正确描述带来困难的同时，也给油藏模拟造成障碍，致使不能正确认识和估算储层特征和产能，在不均质油藏中钻水平井盲目性较大，水平井之间的开发效果差别也很大。

（7）要求井眼轨迹在井斜达到50º时，要有20m稳斜段，以提高采油深井泵工作的可靠性和油管的密封性。复杂问题实例

目前国内外同类水平井钻井施工技术参考资料非常匮乏，并且不同区块油藏地质特征有较大区别，有些施工技术只能依靠借鉴和探索来完成。存在着较大的施工风险和难度。在深层超稠油藏施工中所暴露的突出复杂问题：

冷41—平1井为该块实施的第一口水平井，按设计钻至井深1800m决定中完。技术套管下到井深1704.33 m遇阻，上提卡死，循环钻井液、下压均无效，技术套管被迫只能下到此处固井。水平段钻至井深2121m完钻，完井筛管管柱下到井深1844.82m，处遇阻、上提至井深1806.31m，彻底卡死。通过进行爆炸松扣解卡，起出井下所有钻杆加悬挂器和1根套管，又下入震击器进行震击解卡，起出井下所有筛管、套管，进行扩眼作业后。又重新下入完井管柱。

冷41—平12井为防止出现，冷41—平1井套管下入困难的被动局面，在钻具组合中加入Ф311.1mm满眼扶正器，造成钻速较慢，甚至基本无进尺产生托压现象，甩掉后可正常钻进。在钻进中有跳钻和憋泵现象，轨迹失控，起钻检查牙轮钻头约有80%的齿脱落，单弯螺杆的旁通阀连接丝扣处涨裂产生移位现象，与实际弯方产生了48º的偏差。当时果断起钻是非常必要和及时的。钻井液出口温度达到56ºC，有增稠现象。用2#泵循环配浆，用1#泵循环并活动钻具，钻具突然卡死，井深 1571.34m，仍能保持循环。在捞出MWD仪3器后又打解卡剂9m浸泡，并配合震击器（下击）无效，爆炸松扣后，落鱼长60.64m，下钻对扣震击（上击）无效，决定填井侧钻。

冷41—平11井从井深1185.62m开始定向造斜，钻至井深1484.01m时，发现MWD仪器异常情况，只要加压工具面就大幅度（0－360不正常）跳动。，起钻检查发现钻头有一牙轮间隙较大、晃动，另两牙轮卡死。钻头使用进入后期，当时起钻是非常及时的。钻至井深

31557.59m时，活动钻具时，钻具突然卡死，仍能正常循环。捞出MWD仪器后又打解卡剂10m，浸泡后活动钻具解卡，起出井内所有钻具后，通井后。下钻至井深1541.71m二次遇阻，带高边划眼至1548.01m，认为可能划出新眼，钻进至井深1557.59m活动钻具卡死，直接打解3卡剂15m，浸泡后活动钻具解卡。转盘划眼至井深1557.56m，在接单根的过程中发生了卡3钻，打解卡剂15m，浸泡后活动钻具解卡。起出井内所有钻具，决定通井后提前下技术套管中完。

冷41—平4井水平井段钻至井深1972m，发现钻速过低，在活动钻具时突然发生卡钻，3（这种现象在以往的水平井施工中很少见）可正常循环。注解卡剂10m，浸泡整个裸眼段，3捞出MWD仪器后，注解卡剂10m无效。倒扣注空气，期望能通过降低液柱压力来解卡，但没有效果。在井深1841.07m进行了爆炸松扣后，填井侧钻。冷41—平2井导眼井探油水界面，要求垂深达到1710m，钻进至井深1902.28m，在接单根时卡钻后填井侧钻。在进行水平井造斜钻进至井深1614.78m，螺杆本体脱扣（脱裤子），捞出。

冷41—平16井钻至井深1363.69m时，定向钻进时泵压突然升高，转盘钻时扭矩增大，起钻后发现单弯螺杆万向节处断裂，捞出。钻井液有增稠现象。复杂问题分析

通过以上复杂问题实例分析，其主要表现在以下几个方面：

（1）在井眼缩径和形成砂桥现象的作用下，使下入套管柱遇阻，受套管刚性强度和地层硬度的影响，造成套管上的扶正器被压坏或变形，产生堆集使套管柱产生硬卡。

（2）水平井钻井施工对钻具性能要求越来越高。钻具在井下工作的条件十分复杂与恶劣，且螺杆钻具是整个钻具组合中最薄弱的环节。要特别做好螺杆钻具的管理、使用、维修工作的同时，提高安全可靠性，关键部件使用优质材料，增加防掉结构，进行必要探伤和理化检验。

（3）随着井深、井斜的增加，钻具在正压差的作用下，与井壁接触面积急剧增大产生吸附后，使沉降形成岩屑床能力进一步加强，当钻进至存在异常温度压力层系时，钻井液性能发生变化（失效），地层的渗透性增强，滤失在井壁上形成较厚泥饼，使井眼缩径。但也不能排除形成砂桥和键槽对钻具的影响，在以上现象共同作用下，发生了复合性卡钻。

[2]（4）在高温条件下，地层粘土分散对钻井液的影响客观存在，基浆膨润土含量对高温分散起重要作用，同时，大分子的量也对高固相含量下钻井液的内部结构有影响，它们共同的结果导致高温增稠。对策

针对冷41块进行水平井钻井施工中频繁发生复杂问题，严重影响着水平井钻井技术的正常发挥，直接影响着开发效果和增加钻井投资成本。通过深层超稠油藏施工实践，探索并总结出一些具有一定代表性的问题，并相应采取技术措施，为水平井钻井技术的发展提供参考。

（1）超稠油热采水平井套管柱设计及扶正器布放，要充分考虑地层特征、注汽参数、井径、井眼曲率及扶正器的抗压强度等影响因素，进行定量分析，必要时可采用扶正器通井钻具使井眼顺畅，以免给后续施工造成不利影响。

（2）中上部地层比较松软一般使用XHP2牙轮钻头，中下部及水平段一般使用HA517牙轮钻头，（HA437牙轮钻头由于齿长，易出现断齿现象）。钻进时根据纯钻进时间和所钻岩层性质决定是否更换钻头, 以防发生掉牙轮事故。

（3）该块长期注汽开采，地层存在异常高温和压力使钻井液结构性增强，粘切较高，流变性变差。采用加入FS—260高温降粘剂，使其具有良好的稳定性和润滑性。在钻遇馆陶地层时，会产生渗漏，钻进时在钻井液中加入单向压力封闭剂，可在发生较大漏失时争取主动，降低投资成本。

（4）在井眼轨迹控制中采用防碰绕障技术，参考邻井情况合理设计井身剖面，在施工前做好防碰跟踪图。一般水平井周围有数口井，通过邻井水平面扫描法处理数据，重点分析出当前井深某些邻井对水平井的威胁情况，井眼轨迹的准确位置（包括邻井与水平井）的不确定

[3]性随着井深的增加而增大，在设计和轨迹控制过程中对只能它作定性分析，尽量远离邻井的轨迹，钻进中遇到憋、跳钻情况时，要停止钻进弄清情况。在进入油层前要及时了解邻井注汽动态，要求周围可能对本井施工产生影响的注汽井停注。

（5）施工中尽量采取钻具不静止，钻井液循环不停息，遇特殊情况时起至安全井段。用近平衡压力钻进，设计合理钻具结构，必要时采用满眼扶正器的钻具组合通井。使用可打捞MWD测量仪器，要求仪器以上的钻具内径≥70mm。6 开发效果

冷41块是辽河油田2004年度水平井技术应用的热点区块，共完成7口中半径水平井，该块一般直井平均日产量不足10t/d，水平井的日产量至少是直井的3倍以上，开发效果显著，取得了巨大成功。同时对水平井技术的发展具有重要意义。结论

（1）采用完善的水平井钻井施工技术及热采措施，使水平井能有效地减小底水锥进。使其成为开采超稠油油藏的有效途径。

（2）水平井施工是一项系统工程。它涉及油藏地质（录井）、钻井、钻井液和测井等专业技术，需要从全局利益的出发，紧密地衔接和配合。

（3）井下状况是否正常，受各种因素的影响和制约，复杂情况的发生是各种因素的表现形式和共同作用的结果。要为维护井下正常状况创造条件，尽量减少或避免井下复杂情况的发生。

[4]（4）复合钻进改善井眼清洗能力，井眼光滑、卡钻事故少以及传递钻压效率高，提高机械钻速，缩短钻井液对油层的侵泡时间和钻井周期，减小油层的污染和钻井投资。

（5）在水平井钻井施工过程中，每一步和每一环节的经验和教训的取得，都是要负出精神和经济代价的。要求工程技术人员，特别是决策者要根据具体的实际施工情况，运用科学的钻井理论去指导实际施工。

参 考 文 献

[1] 蒋希文.钻井事故与复杂问题[M].北京：石油工业出版社，2001.2 [2] 周光正.等 大港油田深井钻井液技术.中国石油天燃气集团公司钻井承包商协会论文集.3-15 [M].北京：石油工业出版社，2003.[3] 杜 锋.水平井钻井技术在超稠油油藏中的应用.中国石油天燃气集团公司钻井承包商协会论文集.86-93 [M] 北京：石油工业出版社，2004.[4] [美]Michael J.Economides ,Larry T.Watters,Shari Dunn-Norman编著 万仁溥，张琪编译.油井建井工程—钻井.油井完井 [M].北京：石油工业出版社，2001.作者简介： 杜 锋，1991年毕业于辽河油田职工大学钻井工程专业，现在辽河石油勘探局工程技术研究院水平井研究所从事水平井技术研究、开发和现场应用工作。工程师。

地址：辽宁省盘锦市辽河石油勘探局工程技术研究院水平井研究所。

邮编：124010。电话：0427—7826270（办）***（手机）E-mail:linyq2005@sina.con

第二篇：稠油热采水平井效果不佳原因分析

稠油热采水平井效果不佳原因分析

稠油热采水平井普遍存在水平段横向上吸汽不均匀的问题，严重影响了稠油油田的开发效果。主要是由于沿水平井段压力变化，储层渗透率差异，以及在老区沿水平井段剩余油分布不均匀等原因，导致了在稠油水平井注汽时水平井段横向上吸汽不均匀，蒸汽沿更容易进入的地层突进，难以实现蒸汽的均匀注入，降低了注汽效果。例如井楼油田浅层系5口水平井热采按照常规蒸汽吞吐方式进行热采，效果不理想。

因此，如何提高稠油水平井注汽效率，达到水平井开发稠油油藏应有的效果，是一项亟待解决的技术难题。

针对上述问题，建议对热采水平井注汽管柱进行优化设计，以注入蒸汽均匀分配为目标，采取热采水平井分段均匀注汽的设计方案，以期提高稠油水平井热采开发效果。