鄂尔多斯盆地是中国第二大含油气盆地,是国家重要的油气战略基地,也是业界公认的资源贫瘠、难以经济有效开采的低品位油田[1-2]。延长油田开发区域位于鄂尔多斯盆地中部,2007年原油产量突破千万吨后,已连续10年实现千万吨以上开发,取得了重大的经济效益和社会效益,为国内低渗透油田开发和革命老区经济发展作出了重要贡献[3]。延长东部油区位于盆地伊陕斜坡东南部,具典型的低渗—超低渗岩性油藏特征,主力层较为单一,三叠系延长组长6油层组为主要的油气储层[4-6]。
长6储层物性较差,平均孔隙度仅为9.25%,渗透率为0.53mD。油藏埋藏浅,埋深一般介于50~650m,个别区域地面可见主力油层的油气露头。由于储层埋深过浅,且无有效的边底水能量补充,导致地层压力极低。当前延长东部油区共有油井5万余口,普遍采取直井、定向井方式开发,单井日产原油仅0.14t,常规井开发多井、低产、低效的问题非常突出。
延长东部油区探明储量接近全油田探明储量的40%,因此,在此类油藏充分发挥水平井的资源动用优势和资源控制优势,克服常规井开发的困境,实现水平井钻完井技术的突破和高效开发,是油田稳产上产的重要保障。
1 低渗油藏水平井建井的技术难点在延长东部油区实现水平井开发,面临的钻完井技术难点有:
(1)油藏为典型低渗、超低渗岩性油藏,油层不经过压裂改造一般无产能。由于油层埋深过浅,导致上覆岩层垂向压力不足。垂向应力接近或小于水平最小主应力,压裂后极易形成水平缝[7-8]。采取常规平直形水平段,压裂缝间干扰大,无法在立体空间上充分动用油层。
(2)地面限制因素多,村庄、道路、林地、煤油矿权重叠等因素导致大量资源无法高效动用,因此要求水平井必须实现最大的位移。水平位移小于850m的水平井,对井网的改善效果和资源动用水平不足,因此对水平井位垂比要求较高,钻井施工要求必须有较高的轴向压力传输效率。
(3)钻井过程中,钻头破岩的动力来源主要为上部钻具的自重[9],但是对于浅层水平井,由于可利用的上部井段过短,因此钻头施压非常困难[10-11],钻井效率低。
2 创新水平井钻井压裂一体化设计理念延长东部油区浅层油藏垂向压力小,室内模拟和现场监测结果证实,压裂裂缝多为水平缝[12-19]。如采取常规平直形水平段设计,受相邻裂缝干扰,600m左右的水平段,可压裂的段数一般只有4~5段,且单段压裂规模受限。针对浅层油藏低垂向应力特征,提出了水平井钻井压裂一体化设计理念,利用“弓形”水平井轨道设计方法(图 1),并配合浅层缝网压裂技术,提高油藏动用水平。
水平井轨道设计创新采用三靶点设计方法,水平段高差为8~12m,在钻井阶段为储层压裂改造创造良好的井眼基础。弓形水平井可以比常规平直形水平井提高30%以上的油藏动用水平。
2015年建成投产的延长油田第一口浅层大位移水平井——七平1井,就采用了这种设计理念。该井采用缝网压裂投产后,初产高达44t/d。该井投产初期,平均日产油高达14.68t;而同区、同层常规井平均日产量不足1.2t,单井产量增幅高达10倍以上。
3 井身结构和轨道优化设计 3.1 简化的井身结构设计井身结构设计是一口水平井钻井工程设计的重要内容之一,事关钻井施工的安全与否,是钻井工作经济效益的重要基础。合理的井身结构设计,要求必须在避免漏、喷、塌、卡等工程事故发生的同时,最大程度减少钻井工程费用。解决好浅层水平井的井身结构优化设计,能够大幅度提高钻井效率,节省钻井成本,并缩短施工周期[20]。
延长东部油区地层较为简单,自上而下依次发育第四系黄土层、三叠系长2+3段、长4+5段和长6段。黄土层与下伏地层一般为不整合接触,下部地层为泥岩、砂质页岩、粉砂岩的互层,岩性相对稳定。因此二开结构能够满足地层防塌、防漏的需要,同时更加符合当前油价低迷的外部环境。对此,延长油田浅层油藏水平井普遍采用的井身结构为:
$ \begin{align} &\ \ \ \ \phi 311\text{mm}\times \phi 244.5\text{mm}+\phi 222.3\text{mm}/ 215.9\text{mm} \\ &\times \phi 139.7\text{mm} \\ \end{align} $ |
一开采用ϕ311mm钻头钻至井深30~100m不等,钻穿第四系黄土层10m后,下入ϕ244.5mm的表层套管。
二开采用ϕ222.3mm和ϕ215.9mm钻头直至完钻,完钻井深一般介于900~1700m。直井段、斜井段采用ϕ222.3mm的PDC或牙轮钻头,水平段采用ϕ215.9mm的PDC钻头直至完钻。采用不同外径的钻头,确保上部井眼略大于水平段,最大程度降低上部地层摩阻。
3.2 井眼轨道优化设计浅层水平井钻井的主要难题为施加钻压困难、套管下入风险高,另外,简化的井身结构加大了裸眼段与钻具的摩阻。因此,井身剖面设计必须以摩阻最小、保障钻井效率和满足完井需求为导向。设计阶段尽可能压低造斜点,保证直井段“倒装钻具”的加重效果[21]。
(1)对于垂深和靶前距充裕的水平井(垂深大于500m,靶前距大于400m),采取非常规双增剖面设计(即第一增斜率大于第二增斜率),压低造斜点,增大稳斜角和稳斜段长度,提高斜井段的位移延伸能力。
位于地面受限区域的子平3井,垂深为770m,设计靶前距达到460m。采用常规双增剖面设计,需在300m左右开始造斜,常规抽油泵下深过浅,沉没深度无法保证,且钻井效率较低。因此,采用非常规剖面设计,增大稳斜角和稳斜段长度,实际完钻井深为2035m,水平段达到985m,是目前延长油田浅层水平井中水平段最长的一口井。
(2)对于靶前距大于350m,但垂深不足的井,采取单圆弧加大井斜稳斜探顶设计,在降低摩阻的同时,确保油层不确定时的轨迹调整余地,提升油层钻遇效果。
2014年完钻的姚平1井(图 2),总位移达到1025m,垂深仅为527.1m,位垂比为1.94,实现了常规钻机的成功建井,创延长油田常规钻机的最大位垂比纪录。
(3)在垂深和靶前距较小的情况下,则考虑直接采取单圆弧设计,保留充裕的直井段长度,确保倒装钻具的加压效果。2016年完钻的首口超浅层大位移水平井七平8井(图 3、表 1)就采取了这种设计方法。
延长东部油区水平井埋深相对较浅,地层简单,上部钻井液性能要求较低,优化设计主要在于保证钻井液性能的同时,尽可能地节约成本(表 2)。
(1)直井段:地层较为简单,以满足快速钻进为主,性能不做特别优化。直井段钻井液采用钠膨润土体系,钻井液配方为:3%膨润土+0.2%Na2CO3+0.2%K-PAM+1.0%NH4-HPAN。
(2)斜井段:提高钻井液的流变性能及其携带岩屑的能力,保持井壁稳定。钻井液配方为:4%膨润土+0.2%Na2CO3+0.4%K-PAM+1%COP-HFL聚合物降滤失剂+1%水基润滑剂+1%无荧光防塌剂。
(3)水平段:提高钻井液的润滑性能,防止托压,加强油气层保护,保证水平井的产量。水平段钻井液配方为:4%膨润土+0.2%Na2CO3+0.3%K-PAM+0.4%抗温聚合物降滤失剂+1.5%水基润滑剂+1%无荧光防塌剂+0.5%极压减摩剂。
优化的K-PAM聚合物钻井液体系,整体性能良好,减少了井下复杂的发生,提高了机械钻速;极压减摩剂的加入,降摩减阻效果明显,大大降低了其他有机润滑剂的加入量,现场钻井液成本降低超过50%,具有良好的降支增效的效果[22-23]。
5 低成本钻井轴向加压技术当前延长油田多数已完钻的浅层水平井,直井段一般不足100m,采用常规钻具组合,在水平段钻进过程中钻压趋近于零,无法钻进。采用常规倒装钻具组合,即使直井段全部采用加重钻杆,剩余钻压往往不足1t,钻至水平段趾端时,钻头破岩效率根本无法保证[24-25]。
因此,在常规倒装钻具的基础上,创新采用“加强型倒装”钻具,最上部直井段使用钻铤加压,直井段末端至井斜35°的井段采用加重钻杆加压。现场应用后,加重效果明显提升,钻至井底时仍可保证5~7.5t左右的钻压,有效提升了机械钻速。
2016年完钻的七平8井,油层垂深仅为380m,水平总位移达到1015.2m,位垂比高达2.67。井身结构采用二开结构,并选用低成本的车载式钻机。应用上述技术,实现了该井的成功建井,创造了延长油田最大位垂比纪录,也是当前鄂尔多斯盆地同期二开井身结构模式下的最高位垂比纪录。
截至目前,通过浅层、超浅层大位移水平井钻井关键技术的持续攻关和创新应用,在鄂尔多斯盆地东部超低渗浅层油藏,累计实施浅层水平井72口井,控制储量554×104t,多数井位于道路、村庄、林地等常规井无法有效动用的资源限制区。目前投产30余口,平均单井产量达到6.78t/d,是同期、同区常规井产量的13.6倍。浅层水平井技术不仅实现了延长东部油区低渗—超低渗浅层油藏的产量突破,更为今后进一步解放地面限制区油气资源提供了坚实有效的技术支撑。
6 结论(1)针对浅层油藏低垂向应力特征,提出了水平井钻井压裂一体化设计理念,利用“弓形”水平井轨道设计方法,并配合浅层缝网压裂技术,比常规水平井的水平段提高了30%以上的油藏动用水平。
(2)浅层水平井轨迹设计必须以油层钻遇率和完井需求为导向,针对不同的靶前距和位移特征,实行个性化的设计,为钻进、电测和下套管作业提供良好的井眼基础。
(3)提高钻具轴向压力传输效率是提高钻头破岩效率的关键,采用常规钻具组合,水平井趾端钻进过程中钻压趋近于零,无法钻进。采用“加强型倒装”钻具,最上部直井段使用钻铤加压,直井段末端至井斜35°的井段采用加重钻杆加压, 具有良好的加重效果,可有效提升机械钻速。
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