南蓉浅油层水平井开采技术初探Word文件下载.docx
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绪论
特低渗透油田的开发难度越来越大，但随着钻井技术的飞速发展，水平井开发低渗透油气藏是90年代石油工业的一项有效益的技术进步，它的功效是在于水平段为流体的采出提供了一个较大的渗透面积，从而提高生产能力。
另外，改变了传统坚直井流体平面径向流的状态，见下面的平面图：
图：
直井和水平井流体平面径向流平面图
从平面图比较中可以看出水平井驱油面积是椭圆，要大于传统竖直井的驱油面积。
在局厂二级领导的批示下，尤其是赫局长的关怀下，决定延长油矿管理局的第一口水平井在川口采油厂实施。
川口采油厂开发科的工程技术人员，经过多方面努力，为水平井的实施，做了大量的前期调研工作，从油层开发布局，中间钻井施工，直到完井作业，压裂施工。
同时也得到局领导的高度重视，尤其是局开发处给予了大量的指导[1]。
1水平井的技术简介
1.1定义
水平井钻井技术是指井眼轨迹达到水平以后，井眼继续延伸一定长度的定向井。
这里所说的“达到水平”，指的是井斜角达到九十度左右，并非严格的九十度。
这里所说的“延伸一定长度”，一般是指在油层里延伸，并且延伸的长度要大于油层厚度的六倍。
据研究只有在油层里延伸的长度要大于油层厚度的六倍，水平井才具有经济效益[2]。
1.2水平井的分类
水平井的分类是根据从垂直井段向水平井段转弯时的转弯半径（曲率半径）的大小进行的，如下表1.1所示.
表1.1水平井的分类
类别
造斜率（°
/30m）
井眼曲率半径（m）
水平段长度（m）
长半径
2～6
860～280
300～1700
中半径
6～20
280～85
200～1000
中短半径
20～80
85～20
200～500
短半径
30～150
20～10
100～300
超短半径
特殊转向器
0.3
30～60
1.3各类水平井的特点
长半径水平井，可以用常规定向钻井的设备、工具和方法钻成，固井、完井也可与常规定向井相同，只是难度增大而已。
若使用导向钻井系统，不仅可以较好地控制井眼轨迹，也可提高钻速。
主要缺点是摩阻力大，起下管柱难度大。
此类水平井的数量将越来越少。
中半径水平井，在增斜段均要用弯外壳井下动力钻具进行增斜，必要时要使用导向钻井系统控制井眼轨迹。
固井完井方法也可与常规定向井相同，只是难度更大。
由于中半径水平井摩阻力小，所以目前在已钻水平井中，其数量最多。
短半径和中半径水平井主要用于老井侧钻，死井复活，提高采收率。
少数也有打新井的。
此类水平井需要用特殊的造斜工具，目前有两种钻井系统：
柔性旋转钻井系统和井下马达钻井系统。
另外完井的难度较大，只能裸眼或下割缝筛管。
由于中靶精度高增产效益显著，此类水平井将越来越多。
超短半径水平井也被称为径向水平井，仅用于老井复活。
通过转动转向器，可以在同一井深处辐射地钻出多个水平井眼。
这种井增产效果很显著，而且地面设备简单，钻速也快，很有发展前景。
但需要有特殊的井下工具和钻井工艺和特殊的完井工艺[3]。
2水平1井地质概况及布井方案
川口油田水平1井位于延安市川口乡偏桥村南，与桥1井距离9.9米，井口方位40.45度，水平段位于桥1井至姚90井这个小区块内（见图2.1）方位90.35度，该区块面积约0.32km2，地质储量21.02万吨，截止2000年底采出程度0.39%，剩余可采储量20.2万吨，主力油层为61油层组，且分布稳定，有效厚度27米，并且物性较好，渗透率1.15毫达西，孔隙度12.5%，目前地层压力1.6Mpa当初优选该区块主要有以下几点原则：
A、油层厚度大于20米，分布稳定，尚未完全开发区，是全油田储量较高的区块。
B、水平井段尽量平行于地层走向，垂直于裂缝走向。
C、油层物性较好，渗透率1.15毫达西，平均孔隙度12.5%，虽目前地层压力1.6Mpa，但该区为重点注水区。
D、井网内生产井可以转注，注水井网相对合理。
E、地形条件优越便于施工。
图2.1水平1井井位图
3水平1井钻井施工简况
该井由胜利石油管理局钻井二公司施工，于2000年11月11日开钻，2000年11月30日完井，建井周期仅为20天。
水平1井井身立体空间轨迹如图3.1所示
图3.1水平1井井身立体空间轨迹图
水平1井井身基本数据如表1所示。
表3.1水平1井井身基本数据表
序号
名称
设计数据
实钻数据
1
井深（米）
936
945
2
垂深（米）
503
515.013
3
水平位移（米）
504
514.65
4
水平段（米）
300
335
5
最大井斜（度）
90
92.7
6
闭合方位（度）
90.35
7
造斜点（米）
313.62
310
8
油顶深度（米）
474.6
9
油底深度（米）
901.2
10
阻位深度（米）
927.15
3.1钻井工序及对应措施
1、一开采用346.1㎜钻头、钻铤代替钻杆，吊打钻完一开井深，确保井眼要开直。
控制井斜0.25°
以内，配浆30s以上，保证井眼稳固。
2、水平井要求直井段要直，斜井段不能偏离设计轨迹太远。
因而，二开吊打将钻铤全部装入新井眼后方可加压钻进。
钻进参数必须适应地层变化，保证直井段井斜小于0.5°
。
3、斜井段钻井使用1.25－1.75度单弯动力钻具，依据造斜力的要求选择单弯度数及加压参数，随着井斜的增加，岩屑返出难度，钻具上下阻力增加，每钻井100m左右必须采用短起下的方法清除滞留井壁的岩屑，井眼不规则处的岩屑床，井斜超过40°
后泥浆中润滑剂含量必须达到8%，以保证井下施工作业正常[4]。
4、水平油层段，钻进时岩屑返出极为困难，易形成多层次岩屑床，若不及时清除，必导致起钻拔卡，或起不出钻，因而，在水平段起钻进时，每50m左右必须搞短起下，或短起分段循环，使岩屑形成接力上行，以达到清除之目的。
3.2施工难度及技术攻关
1、运用暂堵与永久性封隔相结合保护油层封堵含钙水层，采用MMH钻井液体系，钻井液流动进在井眼外壁形成滞留层，暂时封隔地层防止内外互侵，既保护了油层又封隔了含钙水层，完井作业时，在484.44－487.14m处下入套管管外封隔器，利用封隔器+水泥石的结构，对上水层与下油层做到了永久性封隔，避免了水层对油层的污染。
2、利用高效JGT－8Y钻头钻穿大斜度段下高研磨性地层，在469.98m到井底使用两只高效钻头，顺利完钻，极大节约了钻井时间。
3、符合钻进技术解决水平段施工。
钻具在水平段躺在井壁，钻头上的压力来源于上部钻具的推力，因而，施加于钻头的钻压很难在地面仪表上反映出来，为保证顺利钻进，水平段采用了井下动力钻具+转盘转动的复合技术，钻具旋转清岩屑床，携岩，钻头旋转破岩，从而顺利保障并完成了水平段钻进过程。
4、应用国内先进的MS3随钻踪仪控制井眼轨迹。
水平井中把与轨迹控制要求严格，进入A点后的水平段，要求轨迹上下不能超过3m，左右不超过10m，因而包括直井段在内的上部井眼必须沿设计轨迹前进，且达到A点必须位移合适、井斜达到90%前期的增斜、稳斜是全井施工的关键，在增斜稳斜钻进中，使用了MS3随钻仪，跟踪测量随时动态掌握钻头行进趋势，优质合格完成了井身轨迹控制过程。
5、优质、润滑MMH钻井体系保证完井作业。
该水平井浅，直井段短，完井下套管作业难度大。
300多米水平段短套管前进时的阻力，靠直井段内套管重量来克服，且两段间0-90斜井段的阻力要克服，因而，为顺利下入套管，同时又保证固井质量，使用了210mm套管扶正器，下套管前向井内加入5%的塑料润滑剂，为油层套管顺利下入奠定了坚实的基础[5]。
4水平1井测井情况
川口水平井测井采用哈里伯顿测井系列，有四川石油管理局承担，主要工作原理：
将整个测井仪器连接到钻具上，通过钻具将仪器送到测量段顶部30米，将旁通短节连接到钻具上，将带有泥浆滤网的方钻杆与旁通短节进行连接，用泥浆循环将泵送接头总成与湿接头进行井下对接，（这是测井的主要难点），对接成功后，开始下钻测井，下距至井底5米时，上提测井。
图4.1
5水平1井固井作业
水平1井固井作业由中原油田勘探局钻井综合工程处固井公司施工。
A、为了保证套管有良好的居中度，从井底至造斜点每套管加一只旋流式高强度扶正器。
B、为了保证固井质量，施工前对所用四川嘉华G级水泥进行了多组实验确定了高强度低析水，低失水，优质水泥浆失量小于30m1.
C、固井于2001.11.28施工，注入水泥800袋，密度最高1.9g/cm3最低1.64g/cm3，平均1.78g/cm3，顶替11.3m3，碰压14兆帕，2000年11月30日测三样，水泥返至井深175米，后试压合格。
5水平1井压裂总结
川口水平1井是延长局第一口试验水平井。
根据陕北油田几十年的开发实践和经验，在一般常规直井中，不经压裂改造，油井几乎无初产，水平井要取得高于常规直井压裂效果，因而压裂改造不可避免。
为此，经过专家和工程技术人员的反复讨论决定先期对水平进行限流压裂，对第十一、第十二、第十四小层的油层进行压裂投产。
然后适时对第九、第五小层的油层进行分段（打液体胶塞）压裂改造。
6.1水平1井限流压裂工艺
6.1.1设计依据
（1）有科学的理论依据包括产能预测和压裂规模的确定。
①模拟川平1井施工规模与缝长的关系曲线，见图6.1。
②模拟川平1井施工规模与缝宽的关系曲线，见图6.2。
③模拟川平1井施工规模与压后产能关系曲线，见图6.3。
根据该井地层条件，通过油藏模拟，优化出45－50m为最佳裂缝半么，30－35dc为最佳裂缝导流能力。
依次按60、65、70、75m3石英砂的规模进行模拟，结果见图6.1和图6.2从图中可以看出，当规模大于70m3以后，由于缝长方向流动阻力较大，缝内压力增加，缝宽增大，裂缝半径增加缓慢，根据该井的地层条件和导流能力要求，缝宽太大没有意义。
另外从产能预测的结果可看出（见图6.3），规模大于70m3以后增产效果也相应减弱，因此应采用70m3加砂规模。
图6.1川平1井施工规模与缝长关系曲线
图6.2川平1井施工规模与缝宽关系曲线
图6.3川平1井不同加砂规模产能预测曲线
④设计结果：
动态缝长：
54.2m，支撑缝长：
48.9m
动态缝宽：
8.88㎜，支撑缝宽：
2.6㎜
压后初期产量：
13.5t
（2）国内有大量的水平井压裂经验和成熟的限流压裂工艺技术可供借鉴。
6.1.2基本原理
限流法分层压裂技术是指当一口井中具有多个压裂目的层，且各层间破裂压力又各不相同时，通过严格限制各油层炮眼数量和直径，尽可能提高施工中的排量，利用先压开层吸收压裂液分流，使各目的层按破裂压力的高低顺序相继被压开，最后依次加砂同时支撑所有裂缝的工艺。
6.1.3基本参数
（1）主要数据
水平1井的主要数据如表6.1：
表6.1水平1井的主要数据
井别
水平生产井
地理位置
川口油田北部桥1井至姚90井区块
构造位置
鄂尔多斯盆地东部斜坡
完钻井深
945m
垂直井深
515m
完钻日期
年月日
人工井底
造斜点深
330m
造斜段长
水平段长
328m
钻开油层钻井液密度
g/cm3
粘度
40m.ps
距段层距离（m）
（2）套管数据
水平1井套管数据如表6.2所示
表6.2水平1井套管数据
名称
规格㎜
钢级
壁厚㎜
内径
下入深度（m）
水泥返高
油层套管
139.7
J55
7.72
124.3
30.9
175m
套管接箍深度：
187.79，197.72，207.58，217.45，227.31。
（3）压裂井段、射孔数据
水平1井压裂井段、射孔数据如表6.3所示：
表6.3水平1井压裂井段、射孔数据
层段号
11
12
13
14
15
层段长（m）
25.6
23.2
10.5
9.3
3.0
隔层长（m）
87.4
25.0
11.0
19.4
孔数
布孔位置（m）
751.8
752.0
752.2
752.4
801.2
863.8
801.4
864.0
801.6
864.2
801.8
864.4
射孔是限流压裂的一个重要组成部分，孔径是在地面做了大量的实验后，决定采用YD－89.定位定向技术，采用了当今国内最先进的自定位定向技术，以确保了水平井射孔的安全有效，为限流压裂的成功和水平井的高产稳产奠定了基础。
（1）装井口：
组装700型井口控制器。
（2）洗井：
下洗井管柱，实探井底，上提管柱2米，采用80度热水24立方米（2%KCl）反循坏洗井，然后起出洗井管柱。
（3）下压裂管柱：
按压裂管柱图下入压裂管柱。
（4）试压：
地面管线试压70MPa，5min不刺漏为合格。
（5）压裂：
压裂过程中，当地面施工压力超过35MPa时，开始套管打平衡，平衡压力为15MPa。
（6）扩散压力：
关井扩散压力，扩散时间具体根据压力降落情况和压裂液破胶情况确定。
（7）采用5㎜油嘴控制放喷排液，计量压裂液返排量。
（8）起压裂管柱，下抽吸排排液管柱。
6.1.5压裂液支撑剂要求
（1）压裂液配方
①稠化剂：
采用山东改性胍胶，配比：
0.36%
②防膨剂：
采用无机盐防膨剂KCL，配比：
前置液2.0%；
基液1%。
③破乳助排挤：
配比0.1%
④交联剂：
采用0.65%硼砂胶联剂，基胶比：
20.1。
⑤破胶剂：
使用0.03－0.1%过硫酸铵破胶剂和0.04%JXP－110复配。
添加剂必须通过质检部门检验合格，达到行业标准或企业标准才能使有。
（2）压裂支撑剂
依据川平1井地质情况，按照石油天然气行业标准SY/T5108－97《压裂支撑剂性能测试推荐方法》，经过筛选确定石英砂（粒径：
0.45－0.9m）作为本水平井压裂用支撑剂。
6.1.6现场施工情况
（1）为了模清川口油田的地层情况，我们决定先期在川口采油的6076井作一口限流压裂的试验，该井符合限流压力要求，有二段差的薄油层，设计和施工方案全部由开发科负责，压裂液和支撑剂要求都按直井的施工状况执行，压裂机组是大庆的，该井的现场施工十分顺利，达到了设计要求。
6076井限流法压裂的施工参数（见表6.4）如下：
压段：
748－749、757.5－758.5米。
表6.46076井限流法压裂的施工参数
前置液
携砂液
顶替液
总液量
加砂量
20m3
110m3
5m3
135m3
30m3
每米各三孔，89弹：
排量：
4m3/m破裂压力：
42Mpa，工作压力：
20Mpa，停泵压力：
7Mpa，该井初期最高日产油6吨。
当月平均日产油3.4吨，含水17.5%，相比较而言6076井油层条件差，但压后效果较好，达到了预期的效果，由施工曲线经过估算，六个孔眼全部进液。
（2）水平1井历次施工情况
①2001年4月18日首次压裂
施工到21分钟时，排量达到了3方/分，当压力升高到53兆帕时，封隔器失效，施工被迫停止。
②2001.年4月26第二次压裂封隔器球座掉落，不座封。
③2001年4月26日下午第三次压裂失败原因同第二次相同。
④2001年4月26日下午两次失败后，经甲乙双方协商试验“光管压裂“当排量达到0.8方/分时，压力达到29兆帕，提排量，压力上涨，由于没有安全把握，停止施工。
⑤更换管具结构和封隔器之后，2001年5月21日第五次压裂，加砂5方，副车组混砂车故障，被迫停止施工。
⑥2001年5月22日第六次压裂成功：
加砂35方，设计40方砂加完。
（3）压裂施工参数如下：
水平1井施工共用液430方，其中：
前置液：
65方，携砂液：
196方，顶替液4方。
施工破裂压力：
48－53兆帕，工作压力：
40－36兆帕，停泵压力：
6.8兆帕，施工排量：
5.5方/分。
6.1.7水平1井的安装及试油
压后放喷，严格按方案执行，共返排液185方，返排率43%，到5月22日下午6点拔封完毕，封隔器工作正常，放喷过程中没有带砂，破胶良好。
5月23日洗井，5月24日下午6点开抽。
连续排液4天后，上油后，马上进行补孔，三天共补孔18米，孔密：
17孔/米。
2001年6月1日下午2点开始抽，基本数据如下：
（1）泵挂深度：
481米。
（2）垂深：
460米。
（3）井斜角：
46.98度。
（4）泵型：
Φ56毫米管式泵。
（5）抽油杆直径：
16毫米。
（6）全井共下滚轮扶正器5个。
截止6月底，水平1井累计产油435吨，初期最高日产液为22吨，含水9%，日产油20吨，平均日产油15吨。
2001年6月21日测动液面为356米，工况正常。
（1）与方案比较
从前一个月日产油来看，日产油15吨达到了模拟产量12－15吨的最高值。
（2）与邻近产量对比
该井周围新井刚压后初期产油6吨/天，初周月产油为3吨/天。
通过计算水平段在300米左右水平井是直井的产量的4－5倍，也就是说水平1井的产能达到了理论计算的结果。
（3）“有效孔数”的分析
通过水平1井的施工记录曲线，利用射孔炮眼摩阻公式计算，该井的有效孔数9.2孔，有效孔数表明水平1井有10个射孔炮眼受到处理，也就是说三个目的层段都受效，但处理的效果不尽相同。
6.2川平1井分段压裂工艺技术
（1）二次压裂改造原因：
①产量已经较低，当时每天产油3吨。
②还有两个较好的油层。
③分段压裂技术成熟，工艺相对简单。
（2）水平井分层压裂的分隔技术
对求产结束的井段进行填砂一液体胶塞封堵，待胶塞聚合后进行试压检查封隔质量，胶塞可定时软化易于清除。
液体胶塞的研制成功保证了分段压裂工艺实施。
①为了保证填砂成功又不引起前期压裂裂缝内支撑剂运移，施工压力应小于裂缝闭合应力。
因此根据前期压裂施工资料及压力测试资料（破压48－53Mpa，工作压力40－36Mpa，停泵压力6.8Mpa，目前地层压力1.6Mpa）。
填砂段：
试压达到10Mpa。
胶塞段：
待化学成胶液完全成胶塞后，试泵压力25Mpa下憋压15～20分钟压降小于0.5Mpa为合格。
②试压依据以及隔离方案：
破裂压力计算
依据前两次压裂施工的破压为依据。
延伸压力（井底）计算
P延伸＝P瞬+P11＝6.8+5.15＝11.95Mpa
预计施工压力
P1＝PC+Pf-Ph=10.35+3-5.15=8.3Mpa
PB=P延伸+17Mpa=11.95+17=28.35≈30Mpa
试压P＝PB－PH＝30－5.15≈25Mpa
施工管串：
光油管（笔尖+油管至井口）
加砂方式：
混砂车加入。
施工排量：
按由大到小的原则在排量500－3001/min范围内进行施工。
形成砂提高度确定最低排量依据。
混砂比例：
中砂：
粉砂：
膨胀剂：
暂堵剂＝5：
3：
1.5：
0.5。
设计砂比：
10－30%。
液体性质：
活性水：
清水+0.3%助排剂+0.3%粘土稳定剂。
原胶液：
0.45%羟丙基胍胶+0.05%杀菌剂+0.3%助排剂+0.3%粘土稳定剂+0.15%破乳剂。
（3）压裂设计与施工
压裂设计按常规直井设计，施工简况如下：
2001年10月23－25日：
用Φ73mm*L1.0笔尖通至井深925.87，调整钻具至921.44mm；
反循环洗井：
入井清水28.0m3，泵压0－1.3Mpa，排量500－6001/min,返出21.0m3，洗至进出口水色一致；
调整钻具至701.40m，做第一次填砂打胶塞准备。
10月26日：
对864－866m；
799－807m：
746－754m三段进行正循填砂，砂比30－25%，加砂2.8m3，顶替活性水2.1m3，试压10.0Mpa合格。
调整钻具至663.04m，做打胶塞准备。
10月27提：
799－07m；
746－754m三段打胶塞，正替入井胶液0.7m3，顶替活性水1.44m3，返出胶液0.46m3，井筒试压25.0Mpa合格，第一次填砂打胶塞全部完成。
10月30日：
调整钻具，做第二次填砂打胶塞准备。
笔尖位置：
595.20m。
11月1日：
对624－628m一段进行正循填砂，砂比30－25%，加砂1.07m3，顶替活性水1.8m3，试压10.0Mpa合格，调整钻具至576.02m，做打胶塞准备，正替入
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