新海27块边底水稠油油藏水平井钻完井技术

2013-10-25邓红涛

石油地质与工程 2013年3期

邓红涛

（中国石油辽河油田公司钻采工艺研究院，辽宁盘锦 124010）

1 油藏概况

新海27块是海外河油田一个主力开发区块，含油面积2.8 km2，石油地质储量672×104t，主要开采古近系东营组东一段油层，埋藏深度在1400 m左右，平均孔隙度31.4%，平均渗透率1927×10－3μm2，为高孔高渗储层；50℃原油粘度平均为2786 mPa·s。该区块为边底水层状油藏，一次开发底水锥进快，含水上升速度快，产量递减快，然而在直井井间还有很大一部分剩余油有待开发。为此，通过部署水平井来实现该区块的有效开发，通过水平井钻完井技术的摸索和应用，有效减缓了水锥，提高了区块采收率。

2 钻完井技术难点和措施

2.1 技术难点

（1）从地层上分析：上部地层疏松，钻进中措施不当易造成井漏、井塌、井眼扩大率超标等多种不利因素，给下步施工带来难度，并且固井水泥不易返至地面。

（2）从地质导向上分析：由于油层底部有底水，且下部为注水层位，需要控制水平段轨迹在靠近油层上界面运行，防止后期底水锥进造成含水率急剧升高。同时由于地层倾角较大，仪器的精度有限，要保证水平段油层钻遇率，控制井眼轨迹有一定的难度。

（3）从固井工艺上分析：采用套管外封隔器固井工艺，要保证管外封隔器正常下入到井内，并保证在憋压时，能有效胀封来封隔井眼，实现上固下不固的固井工艺有一定的难度和风险性。

2.2 技术措施

（1）控制钻具下放速度，防止人为造成过大的激动压力和抽吸压力，压漏或抽垮地层；放大水眼、降低泵压、坚持划眼；接单根晚停泵早开泵等；固井施工注意优化固井设计，计算好水泥的用量；施工中如果出现井漏断流，及时采取有效的补救措施，环空倒灌水泥，确保井口水泥的有效封固。

（2）定向段和水平段使用地质导向钻井，有效预测和控制井眼轨迹，保证水平段的油层钻遇率；同时根据钻进中反映出的地层参数，及时调整井眼轨迹。

（3）在下完井管串前，做好充分的井眼和钻井液准备，规范固井施工全过程，保证施工的连续性。

3 钻完井技术［1－4］

3.1 优化井身结构

通过钻井实践，对该区块的钻井井身结构进行了优化，将三开井身结构改为两开，表层主要是封上部松散地层，为下部钻井施工提供条件，防止下部施工使用高密度钻井液压漏该地层；二开油层水平段采用筛管配合套管外封隔器完井，水平段入口点以上固井返地面。以该区块两口井为例，井身结构优化对比见表1。

3.2 钻井参数优选

上部井段和进入目的层前泥砂岩地层交界处，地层胶结疏松，控制造斜率有一定的难度。根据本区块以前的施工经验，采取钻头不装水眼、使用大角度单弯螺杆、控制泵压等措施，保证造斜率，同时要减少定点循环的时间，防止井眼扩大率超标。

表1 井身结构优化对比

钻进施工中最大的难度是大斜度井段岩屑床导致的粘卡、拖压、抽吸等。水平段钻井参数控制排量30～50 L／s、钻压100～150 kN和泵压7～8 MPa，防止产生大肚子井眼；晚停泵、早开泵，排量由小变大；钻进中排量满足携带岩屑的要求，钻压满足适当的钻进速度，防止因钻速过快岩屑未及时返出而导致卡钻。

3.3 导眼回填技术

在导眼完钻后，通过测RFT和油水界面测试，确定油水界面和相关参数，结合主眼的井身设计剖面，一般用超细水泥导眼回填至窗口以上50～60 m，并考虑20%水泥附加量，计算好灰量；为保证导眼回填质量，分段回填，做好回填固井设计，保证施工连续性。

3.4 井身轨迹控制技术

管外封隔器与井眼间隙小，下入难度大。因此在井身轨迹上必须控制狗腿度，要求连续三点全角变化率不能超出9°／30 m，并做好邻井防碰。增斜段钻具组合：φ241.3 mm钻头＋短马达＋浮阀＋短无磁钻铤＋MWD（带ZINC测斜短接）＋短无磁钻铤2根＋127 mm钻杆36根＋127 mm加重钻杆＋177.8 mm钻铤3根＋127 mm钻杆；水平段段钻具组合：φ241.3 mm钻头＋短马达＋浮阀＋测斜短接＋（GVR）LWD＋MWD＋短无磁钻铤2根＋127 mm加重钻杆3根＋127 mm钻杆66根＋127 mm加重钻杆12根＋177.8 mm钻铤3根＋127 mm钻杆。

要求开窗点以下使用LWD地质导向跟踪，利用LWD随钻仪器反映出的自然伽马曲线、GVR工具提供的三个侧向方位电阻率及成像、一个环形电阻率、一个近钻头电阻率和伽玛测量［1］，再结合气测、岩屑录井分析，及时掌握实钻井眼轨迹相对于油层的位置，并及时调整井眼轨迹。

例如，根据岩性、电性特征与油气显示特征，油层、低产油层、油水同层、水层测井解释的综合分析，重新确定了海外河油田新海27块测井解释图版（图1），其中油层解释标准为：岩性以含砾中细砂岩为主，全烃含量5%以上，定量荧光9.5～12.0级，电阻率在40Ω·m以上。在新海27－H7井使用LWD随钻测井进行导向，钻至井深1710 m时电阻率由35Ω·m降至10Ω·m，自然伽马由75 API上升到95 API。现场录井全烃含量由1.5%降至0.4%，定量荧光级别由8.7降至7.5级。综合分析认为，水平段已靠近上部泥岩地层，必须将井眼轨迹向下调整，降斜增大垂深后，保证了油层钻遇率，顺利完成水平段施工。新海27－H7井设计和实际井身轨迹见表2。

图1 新海27块测井解释图版

每钻进一个单根测斜取值，在水平段施工过程中，加密测点，每钻进3～5 m测斜一次，及时对井底和待钻井眼轨迹位置进行预测，施工中发现漂移及时处理，采用滑动钻进和旋转钻进相结合，保证油层钻遇率。

3.5 选择性完井技术

3.5.1 通井施工方案

下套管前进行双扶正器模拟通井到底，修整了井璧上的沟槽，保证井眼畅通，保证管外封的涨封效果，防止水泥浆下沉到筛管段。

3.5.2 下套管和固井技术要求

先按固井设计下完井管串，通常完井管串结构如下：引鞋＋177.8 mm热补＋φ177.8 mm／TP100H弹性筛管＋φ177.8 mm光管1根＋φ177.8 mm盲板＋206 mm管外封隔器＋φ177.8 mm光管1根＋φ210 mm分级箍＋φ177.8 mm套管。

表2 新海27－H7井设计和实际井身轨迹对照

要求在下盲板后，正常下套管每下10根灌一次，注意控制下完井管串的速度，下完后对固井设备试完压，憋压胀封封隔器，在此期间尽量保持压力稳定［2］。然后连续打压，剪断分级箍销钉，建立循环，正常固井。

3.5.3 固井效果检测

固井若出现井漏要按施工预案进行环空倒灌，固井侯凝测完声幅后，钻穿分级箍，通过伽马密度－声波变密度测井，验证管外封效果良好，实现了水平段入口点前固井，水平段筛管完井的选择性完井工艺。

3.6 油气层保护技术

二开使用对该地区具有较好配伍性的XC聚合物混油钻井液体系，该体系能够控制钻井液滤失量，抑制储层水化，防止钻井液滤液对油层的污染，并能满足安全快速钻井的要求。严格控制钻井液的固相含量，保证固控设备充分运转，防止固相堵塞油层通道，使固相颗粒对油层的污染减少到最低程度。

在钻开油气层前加好油层防渗透剂；进入油气层后，加强井控工作，加快钻井速度，减少对油层的浸泡时间。固井过程中按设计水泥浆类型及其密度施工，充分利用好冲洗液、隔离液，提高固井质量。完井前使用完井液替泥浆，保护油气层。

4 取得的效果

新海27块水平井二次开发基础井网2004－2007年建成，方案部署水平井32口，完钻32口，钻井成功率100%，油层钻遇率97.5%，断块开发指标得到质的提升。方案要求年建产能12×104t，实际完成年产油量12.2×104t，区块日产油水平由32 t上升到351 t，达到一次开发高峰期产量，采油速度由0.26%上升到2.84%，综合含水由93.6%下降至83.3%，采收率由15.3%上升到31.0%。

2009年开展了二次开发扩大部署研究，增加地质储量451.6×104t，并成功在新海27块周边部署水平井25口。截止目前实施10口，平均单井日产液36.2 m3，日产油7.6 t，累产油达2.67×104t。确保了区块以大于1.5%的采油速度继续稳产。