中国水平井技术应用评价及实例分析.docx
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中国水平井技术应用评价及实例分析
中国水平井技术应用评价及实例分析
第一章国外水平井技术发展现状
第一节国外水平井应用情况
第二节国外水平井钻井技术
第三节国外水平井完井技术
第四节国外水平井测井技术
第五节国外水平井油层保护技术
第六节国外水平井数值模拟技术
第七节国外水平井新技术
第二章国内水平井技术发展现状
第一节国内水平井技术应用概况
第二节水平井油藏工程
第三节水平井钻井技术
第四节水平井完井技术
第五节水平井测试技术
第六节水平井油层保护技术
第七节水平井采油工程
第三章国内不同类型油藏的水平井的应用评价
第一节底水油藏中的水平井
第二节复杂断块油藏中的水平井
第三节裂缝油藏中的水平井
第四节稠油、特稠油油藏中的水平井
第五节超稠油油藏中的水平井
第六节中高含水油藏中的水平井
第七节生物礁油藏中的水平井
第八节低渗透油藏中的水平井
第九节特低渗透油藏中的水平井
第十节薄互层油藏中的水平井
第十一节凝析气藏中的水平井
第四章国内水平井应用范例
第一节底水油藏中的水平井范例
第二节复杂断块油藏中的水平井范例
第三节裂缝油藏中的水平井范例
第四节稠油油藏中的水平井范例
第五节超稠油油藏中的水平井范例
第六节中高含水油藏中的水平井范例
第七节特低渗透油藏中的水平井范例
第八节薄互层油藏中的水平井范例
第九节凝析气藏中的水平井范例
附录1国外水平井开发天然气藏实例
附录2国外水平井开发低渗透油藏实例
第一章国外水平井技术发展概况
水平井技术于1928年提出，40年代付诸实施，就成为一项非常有前途的油气田开发、提高采收率的重要技术。
到了80年代相继在美国、加拿大、法国等国家得到广泛工业化应用，并由此形成一股研究水平井技术、应用水平井技术的高潮。
现如今，水平井钻井技术已日趋完善，并以此为基础发展了水平井各项配套技术。
目前，国外水平井技术的发展主要有以下两大特点：
一、水平井技术由单个水平井向整体井组开发、多底井、多分支水平井转变；二、应用欠平衡钻井技术，减少钻井液对油层的浸泡和损害，加快机械钻速，简化井下矛盾，使水平井、多底井、多分支井在较简化的完井技术下就可以达到高产。
第一节水平井在国外的应用情况
在水平井的数量方面，目前世界上应用水平井技术较多、技术水平较高的是美国和加拿大。
90年代初期，两国的水平井完钻井数几乎呈指数增长。
据统计，到1996年6月30日为止，在美国已钻水平井7800口，加拿大4500口，此时全世界已钻水平井15000多口。
1995年、1996年全世界共钻水平井3000多口，约占当年钻井总数的5%（图1）。
到99年底，全世界的水平井井数超过了两万口，这其中绝大多数都属于美国和加拿大两国。
图1—1世界水平井增长情况
美国的水平井技术相对于其它国家发展较早。
据美国能源部门统计，在美国，水平井的最大作用是横穿多个裂缝（占了水平井总数的53%），其次是延迟水锥与气锥的出现（占总数的33%）。
另外使用得最少的是以下3个方面：
水驱占9%，提高原油采收率占9%和避开目的层上部地表的限制。
在美国大约有90%的水平井是钻在碳酸盐岩地层内，有报告说只有54%的水平井项目是成功的，而水平井的技术成功率却高达95%。
加拿大的水平井技术应用得也非常活跃，大多数的井都钻在了Saskatchewan，尤其是那里的重油油藏。
在重油油藏内，水平井在EOR方面的应用占了41%。
加拿大的水平井技术相对于美国来说发展地较晚，但发展速度很快，只用5年时间，加拿大的水平井无论从技术上还是从年完钻井数上都赶上了美国。
图1—290年代初期加拿大、美国水平井完钻井数
加拿大的水平井主要应用在阿尔伯达省和萨斯喀彻温省。
萨斯喀彻温省的水平井应用最初增长很快，从1992年的200口/年的水平增至1993年的500口/年，直到1995年仍保持500口/年的水平。
与此相反，阿尔伯达省的水平井增长速度慢而稳定。
1990年21口，1995年达到500口/年。
水平井在萨斯喀彻温省应用非常广泛，1994年水平井比例达到总开发井数的56%，1995年由于常规原油开发井的兴起，水平井比例下降至30%。
在阿尔伯达省，水平井比例增长较为缓慢，一般保持在17%左右。
图1—3阿尔伯达省、萨斯喀彻温省水平井应用对比
水平井技术是一项非常有潜力、有优势的新技术，但其风险也较大。
在水平井应用较多的地方，其成功率较高，但在新区钻水平井成功率就偏低。
水平井成功率各个地区不同，取决于该地区的开发经验和油藏质量。
在北美，水平井总成功率在60%左右，而在其它的某些地区成功率很低，甚至几乎为0（如西得克萨斯的Spraberry走向带）。
与此相反，美国和加拿大某些地区的成功率很高。
同样，在世界其它地方的一些海上油田以及中东的陆上油田，水平井的成功率也很高。
美国和加拿大的资料表明，水平井平均增加可采储量8%~9%，相当于原油地质储量的采收率提高0.5%~2%。
据报道，在北海、中东和南美，增加的采收率更高。
利用水平井技术增加可采储量的成本应与发现新储量的平均成本可资对比。
对世界各地102个公司的调查表明，全世界寻找并开采新储量的平均成本大概是4.5美元/bbl。
因此，低成本的水平井将成为增加新储量的有效工具。
在增加产量和提高采收率方面，水平井在世界各地的许多油田都取得了成功。
平均来讲，水平井的稳定产能是直井的2~5倍，许多高渗气藏实例超过了5倍。
目前，在许多油田，水平井都是油田开发的主力。
估计在北海的挪威地区，水平井产量约占30%，而丹麦许多油藏的水平井产量所占的比例比直井还要多。
在Danish的海上油田，水平井技术以及其它措施可望将最终采收率提高3倍。
在沙特，利用水平井技术可望将采收率提高大约5%~10%，即增加可采储量近125~250×108bbl。
据估算，加拿大的水平井平均比直井多生产2.3倍的原油，水平井的第一年产量高出直井3倍[1]。
上述情况表明，水平井既有利于提高产量，又可增加可采储量。
这明确说明，水平井是一种非常有效的油藏经营工具，因此在许多地区，都由水平井构成战略性的开采计划，以提高现有油田的采收率。
例如在英国，利用各种提高采收率技术可望增加53×108bbl原油，而商业部预期利用水平井所达到的产量就为24×108bbl。
在水平井适用油藏类型方面，国外的水平井技术主要应用在以下几种油（气）藏：
薄层油藏、天然裂缝油藏、存在气锥和水锥问题的油藏、存在底水锥进的气藏。
另外，水平井在开采重油、水驱以及其它提高采收率措施中也正在发挥越来越重要的作用。
目前，在加拿大的萨斯喀彻温省和阿尔伯达省的重油油藏已钻了900多口水平井，其中许多油藏有底水层。
用直井开采有底水、厚度薄的重油油层，由于产水量过大，不可能有经济意义。
另外，由于注入蒸汽易于进入底水层，在这种油藏中注蒸汽也无效果。
水平井无需注入蒸汽，即能提高产能4~5倍。
因此，钻一口水平井一次性的投入，不仅提高了产能，而且极大地节约了注蒸汽所需的管线、燃料及相关设备的费用。
因此，在加拿大，许多水平井被用于冷采重油油藏。
除此之外，在水驱、混相驱以及热力采油的项目中，水平井的作用也越来越明显。
目前在注水开发中后期的油藏中已钻了很多水平井。
在低渗油藏，水平井可按直线驱动方式设计井网，从而提高了波及效率，并最终提高了注水能力和产油能力。
注入能力和产能的提高，减少了油藏能量的补充时间，注水见效早。
另外非常重要的一点是，这类油藏采用直井注水开发根本没有经济效益可言。
然而目前，采用水平井注水开发已有成功的实例，其中一些项目在低成本下提高了原油采收率，增加了可采储量。
在加拿大的Pembina油田，水平井进行水驱开发并未取得商业上的成功。
分析原因表明，水平井钻于高含水区，水相渗透率高，产油能力较低。
这说明，含水饱和度及相对渗透率是决定水平井进行水驱开发能否成功的重要参数。
在得克萨斯西部的混相驱以及加拿大礁岩油藏垂直混相驱中也应用了水平井技术。
加拿大的许多这类项目取得了商业上的成功，提高了采收率。
另外，加拿大还在实施一些热采项目，利用一口或几口水平井注汽以利于重力泄油。
据统计，目前加拿大有100多口水平井正在用于热采增油。
虽然水平井成功的例子很多，但是同时失败的例子也不罕见。
从这些成功或失败井的实际资料中可以看出，以下这些参数很大程度上决定了一个水平井项目最终的成功与否。
这些参数是：
地层损害、地质的不确定性、井眼的大小和井距、钻井和完井成本、油井寿命，其它参数还有垂向渗透率、井的排列方向、水饱和度（水驱中）、井位、油藏压力以及是否可以钻多口水平井等。
如果一口水平井不能达到预期的产量，大多数是由于以下原因造成的：
生产井段小于钻井长度、地层伤害、垂向油藏渗透率低。
总的来说水平井失败的主要原因有三个：
1、遇到的地质条件出乎意料
1980~1992年间，ElfAquitaine参与了82口复杂结构井钻井，成功率84%。
在那些失败井中，目标确定不当是造成失败的主要原因。
三维地震有助于确定水平井目标，但不能详细描述水平井所遇到的油藏。
另外油藏的非均质性也造成了沿水平井各井段采油和注水情况的多样性，这很可能导致采油或注水的有效井段长度小于钻井长度。
尽管可以利用各种先进工具与技术，但由于各种不能预料的地质条件而最终导致水平井失败，仍是失败井的主要原因。
钻井风险是石油工业的固有风险，技术进步减少了这种风险，但并不能完全消除。
2、地层伤害
对于低渗油藏地层伤害更加敏感。
目前，由于无损害或低损害钻井液及欠平衡钻井的进步，从整体来看，地层伤害造成的失败率正在不断的下降。
除了地层伤害之外，世界某些地区的疏松砂岩也存在防砂和筛管失败的问题。
筛管封堵显著降低了油井产能和油井寿命。
一般而言，水平井单位长度的产量小于直井。
因此，如果出砂主要是由于油藏中流体速率高造成的，那么可以利用水平井降低出砂问题。
据报道，有些疏松重油砂岩的一些水平井经过5~6年的生产，也未出现防砂问题。
3、水平井井筒内的压降高于油藏内的压降
在低压气藏及一些重油油藏中，由于井筒内压力接近于油藏压力，减少了井眼底部液量的吸入，同时，当水平段长度超过一定长度时，产能也不再增加。
第二节国外水平井钻井技术
90年代以来，水平井技术发展的直接动力和需求来自于高开发成熟度油田的剩余资源开发和对低渗、超薄、海洋、稠油和超稠油等特殊经济边际油藏的开发，这些开发对水平井技术有共同的要求：
低成本；低污染；精确轨迹；高产量。
这些需求刺激了水平井技术的完善和成熟，并最终形成一整套水平井技术。
这些技术已成为九十年代油气藏开发的主要内容，并为石油工业带来了新的前景和发展契机。
从下表我们可以看出近年来世界水平井技术发展的最高水平。
表1—1水平井技术参数指标世界记录[96]
项目
技术指标
时间
作业者
井号
地点
应用技术或工具
日钻进水平进尺
日钻进水平进尺1213.1米；钻速50.6米/小时
1999.6.29
Tecaco公司
13/22a-C22
北海Captain油田
Hycalog公司的81/2’’DS71NGJ钻头；Anadrill马达；BHI水基泥浆
水基泥浆水平井水平段长度
水平段长达6377.9米（测深25950英尺，垂深仅3300英尺）
1999.3
Maersk公司
CA-14A
卡塔尔AlShaheen油田
Ensco-97钻机；Sperry-sun的定向钻井和可调稳定器
水平井开窗造斜最大角度
造斜角度达88.22°（垂深2321英尺）
1999.9.11
PetrozuataCA公司
LM19-3
委内瑞拉Petrozuata油田
贝克石油工具公司的WindowMaster造斜器，在95/8’’套管中开窗
水平井泥浆钻井测深
测深达到9031.5m（水平段长20069英尺）
Maersk油气公司
MFF-19C
Dan油田
SperryDrill泥浆马达和可调式稳定工具
连续油管钻井水平位移、水平段长度
水平位移1083.9m，水平段长度1240.8m
BakerHughesInteq公司
Yibal223
23/8’’连续管；33/4’’单牙轮钻头；31/8’’导向Xpress连续管—井下钻具组合；31/8’’USMPR短节
最长尾管管柱
总长4678.1m
1999.6.4
菲利普斯中国公司
A-17
中国南海西江24-3油田
7’’尾管
导向油管传送射孔长度
1420m
1999.11.11
贝克石油工具公司
东E-4
北海NorskHydro公司的Oseberg油田
70m7’’导向射孔枪和1350m5’’导向射孔枪；射孔密度均为6孔/英尺
水平井取芯最大深度
岩心位于真垂深4547米处（3次取出岩心共79英尺）
1999.2.7
联合太平洋资源公司
4H
Sweetwater县Rock岛
割缝衬管过水平产层长度
2137.9m
1999.2.24
Petrozuata公司
DE20-6
委内瑞拉Petrozuata油田
PDCFM2663钻头；Anadrill的RAB工具和MWD
目前，国外水平井钻井技术已发展成为一项常规技术，无论大、中、短及超短曲率半径水平井，其井身质量、钻速、钻时、钻井成本、综合效益都可以得到保证。
现在水平井的钻井成本己基本上可以控制到5、6年前常规直井的成本水平。
就总体而言，目前国外水平井钻井技术的井身结构设计、钻具配置、钻头、井下动力钻具、轨迹控制、随钻测试、泥浆技术、井控技术都有了很大提高，大大降低了水平井的技术风险，美国的水平井已达90%~95%技术成功率[10]。
下表为水平井技术发展的前后对比。
表1—2水平井技术进展状况
1985
1996
2000
水平井钻井
长半径
可用，最大水平长度762m
常规
大位移，最大位移>10000m
中半径
试验中
常规
大位移>2438m
短半径
仅有弯钻铤，最大水平长度60m
常规，泥浆马达最大水平段长度>450m
多种完井选择，最大水平段长度>900m
连续油管水平井钻井
不存在
开发中
常规
多分支水平井
不存在
常规
最大位移
4267
8543
10668
最大垂深/位移
1/2.5
1/5
1/7
轨迹控制
单方位，难于保持在油藏中
多方位，复杂轨迹最佳+1.2m，用MWD实时导向
更准确，更可靠
美国水平井数
<50
约7000
12000
美国多分支井数
无
约852
2000
完井
砾石充填
试验
开发中
常规
多裂缝
尝试
常规
常规
多分支井完井压力封隔
不存在
开发中
常规
连续油管
不存在
常规
以相同管柱钻井和完井
测井
钻杆传送
开发中
常规
过时
连续油管传送
未尝试
常规
常规
MWD
试验
常规
合二为一，更好的解释，降低成本，更可靠，工具配套，无需钢丝绳测井，降低费用
LWD
不存在
常规，部分工具开发中
油藏评价
解析产能方程
开发中
已验证
适用于多分支井
瞬时压力分析
开发中
已验证
适用于多分支井
取芯
试验
已验证
（1）水平井钻头
为提高水平井钻井钻速，延长钻头使用寿命，国外许多公司研制出了耐磨损、抗冲击的各种新型水平井钻头。
由于钻头技术的进步，目前国外许多水平井钻井的速度已是几年前的2倍~3倍。
据报道，RBI公司开发的采用偏置牙轮、加长喷嘴、全稳定钻头体的4.25英寸单牙轮钻头在实验中取得了27.4~30.4m/h10]的优异钻速。
休斯公司研制出了增加保径的牙轮钻头（如图1-4所示），克服了钻头在水平井中的径向磨损问题。
为提高PDC钻头的寿命和可控制性，该公司还研制出了其接头部分和整个长度较短而且具有平滑剖面的水平井PDC钻头（如图1-5所示）
图1-4休斯公司增加保径的牙轮钻头图1-5休斯公司的水平井钻头
Security公司研制了抗冲击载荷的水平井PDC钻头。
这种钻头的PDC牙齿加有冲击载荷挡吸器（如图1-6所示），它不仅可以限制牙齿的切削深度，使钻头平稳钻进，还能吸收钻头跳动时的冲击载荷，减少牙齿破碎。
图1-6Security公司抗冲击载荷PDC钻头
Slinklrill公司研制出了适合于高速（400~1000）r/min钻井液马达配用的水平井TSP钻头和PDC钻头（如图1-7所示）。
该公司研究发现，具有扁平剖面、锥度小、外圆径用天然金刚石加强的热稳定聚晶金刚石钻头（TSP）最适合于钻曲线井段，PDC钻头最适合于钻水平井段。
图1-7Slimdrill公司的水平井钻头
（2）井下动力钻具
国外具代表意义的井下动力钻具的进展是井下动力马达。
近5年来，井下动力马达的发展取得了长足的进步，其主要进步包括：
大功率的串联马达及加长马达，转弯灵活的铰接式马达，以及用于地质导向钻井的仪表化马达。
其它进步方面包括：
为满足所有导向钻具和中曲率半径造斜钻具的要求，用可调角度的马达弯外壳取代了原来的固定弯外壳；为使马达获得更大弯曲度，在可调角度的弯外壳和定子之间使用了铍—铜柔性衬里；为了获得更好的定向测量，用非磁性马达取代了磁性马达。
大功率的串联马达和加长马达。
为了提高水平井钻井的钻速和钻长水平井段的能力，近年来，国外许多公司（如Halliburton、BakerHughesInteq公司等）研制了各种尺寸的大功率串联马达和加长马达，并在实际应用中见到了良好的效果。
串联马达指的是用一杆式连接总成串联两个常规马达动力段所形成的马达（如图1-8所示），其输出功率和扭矩比常规马达高50%；加长马达是指含一个半常规马达动力段的马达，其输出功率和扭矩比常规马达高25%。
目前在国外，使用串联马达和加长马达钻水平井和大位移井已很普遍，而且都能提高钻速和降低钻井成本。
在加拿大的一口水平井上，使用121mm的串联马达钻618m长的水平段，平均钻速达6m/h，比用常规马达的钻速提高1倍，结果使钻井总成本节约73600美元。
图1-8串联钻井马达
铰接式钻井马达。
为提高钻短半径水平井的能力，增加短半径水平井的应用，许多公司研制出了用铰接接头连接两个短钻井马达动力段的铰接式马达。
这种马达的主要优点是转弯灵活，输出扭矩和功率大。
目前，这种马达已成为短半径钻井的重要工具之一。
仪表化马达。
出于地质导向钻井的目的，斯伦贝谢Anadrill公司研制出了在其外壳内装有随钻定向测量和随钻测井传感器的仪表化马达。
（3）导向钻井及轨迹实时控制
水平井钻井工具最重要的发展趋势之一就是用旋转导向钻井系统（SteerableRotaryDrillingSystem）取代可转钻井系统。
目前，国外水平井钻井轨迹已从单纯通过起下钻更换下部钻具弯接头和旋转钻柱改变工具面角来改变方位和井斜的阶段，进入到了利用电、液或泥浆脉冲信号从地面随钻实时改变方位和井斜的阶段，使水平井钻井进入了真正的导向钻井方式。
井下钻井马达的问世和应用为水平井钻井提供了基本能力，可转向井下钻井马达的问世和应用提高了井眼轨迹控制能力，减少了起下钻的次数。
目前从事旋转导向钻井钻井系统研制的公司有：
Amoco、Camco、BakerHughesInteq、CambridgeDrillingAutomation以及DDDStabilizers等，这些公司的旋转导向钻井系统，按其定向方法和所用的定向轨迹控制机构不同可分为两类：
一类是使用自动定向机构的系统，它含有用于确定工具方位的检测仪表、动力源以及调整工具方位的执行机构；另一类是靠人工进行定向的系统。
但是无论是自动定向系统还是人工定向系统，都是靠给钻头施加直接或间接侧向力或使钻头倾斜来实现的（如图1-9所示）。
目前，Camco公司和BakerHughesInteq公司已研制出了含自动定向机构的系统，它是通过给钻头施加直接侧向力来控制井眼轨迹的。
CambridgeDrillingAutomation和DDDStabilizers公司也研制出了含有自动定向机构的系统，但它是靠给钻头施加间接侧向力来控制井眼轨迹的。
另外，Amoco公司也研制出了靠人工定向的系统，它是靠旋转或纵向移动钻柱调节一个非旋转套和柔性接头进行定向的。
图1-9铰接式钻井马达短半径钻井系统
表1-3Anadrill公司铰接式钻井马达短半径钻井系统钻井能力
井眼直径
（mm）
马达直径
（mm）
最大造斜率
（°/100m）
最小半径
（m）
114~121
89
47.0
12
136~171
121
30.3
20
213~251
171
16.5
35
248~311
203
8.8
65
图1-10旋转导向钻井系统的定向轨迹控制机理
（4）MWD、LWD工具与地质导向
进入90年代以来，MWD、LWD生产商不断改进MWD和LWD工具的结构、性能和可靠性。
工具的尺寸、长度、耐压、耐温及可靠性都有了很大进步。
BakerHughesInteq公司1995年试验成功可用于短半径水平井及小井眼、连续油管钻井的MWD，可装在外径为3.125英寸的钻杆中，可通过4.9゜/m（12m曲率半径）的造斜工具，工作温度达150°C，可进行电池供能的实时测试，具有地质导向能力（γ射线测试）。
1996年，Sperry-Sun钻井技术服务公司的类似产品将工作温度提高到了175°C（155MPa），并能在200°C的高温下无损自存。
现在MWD和LWD日趋结合，形成一种新型的测试工具：
随钻地层评价测试仪（FEMWD：
FormationEvaluationMeassurementDrilling），如斯伦贝谢的集成钻井评价和测井系统（IDEAL）实质上也可称作是集成钻井信息系统（IDIS），它不仅具有实时测试、传输下部钻具（BHA）的方位、井斜、钻压、扭矩波动、应力状况、流动压力、泥浆密度信息的作用，还可测试、传送所钻地层的电阻率（伽玛射线），孔隙度（补偿热中子），岩石密度等地层特性参数。
由于仪器短节越来越短并紧靠钻头，因此该系统能及时分辨所钻岩石层位边界，避免钻入其它层位。
地质导向的概念是由Anadrill公司于1992年首先提出来的。
所谓地质导向就是指对随钻测量得到的数据进行实时分析，并以人机对话的方式来控制井眼轨迹的技术。
它是以井下实际地质特征来确定和控制井眼轨迹的钻井，而不是按预先设计的井眼轨迹进行钻井。
使用这一技术，可以精确地控制井下钻具命中最佳地质目标，使井眼避开地层界面和地层流体界面并始终位于产层内。
地质导向技术对在薄产层和高倾斜产层中钻水平井最为适用,对于这样的产层，使用常规方法控制井眼轨迹是很难命中最佳地质目标的。
使用随钻定向测量和随钻地层评价测井数据进行地质导向钻井，可以随时知道钻头周围流体界面的相对位置，因此可以控制钻具始终在产层中间行进。
第一套地质导向工具是由Anadrill公司于1993年研制成功的。
此后，Halliburton、BakerHughesInteq和挪威国家石油公司（Statoil）等公司也相继研制出了他们各自的地质导向工具。
Anadrill公司的地质导向工具被称作IDEAL系统，它是由一个在其外壳内装有定向测量和地层评价测井传感器的可转仪表化钻井马达和一个可以直接接在钻头上的近钻头电阻率测井接头组成的（如图1-11所示）。
该工具可以测探出离钻头周围1m~2m范围内的一系
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