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“三低”長慶油田地質特征及分支井技術

2014-10-13 15:46| 發布者: helloshigy| 查看: 5346| 評論: 0

摘要: 長慶油田為典型的“三低”油藏,自然產能低,絕大多數井都要進行儲層壓裂改造,過去受分支井相配套的適應長慶油田開發的儲層改造技術和工具的限制,長慶油田分支井技術發展相對緩慢。近年來,隨著鉆完井技術,儲層壓 ...
長慶油田為典型的“三低”油藏,自然產能低,絕大多數井都要進行儲層壓裂改造,過去受分支井相配套的適應長慶油田開發的儲層改造技術和工具的限制,長慶油田分支井技術發展相對緩慢。近年來,隨著鉆完井技術,儲層壓裂改造技術和配套工具的發展完善,長慶油田認真分析長慶“三低”油氣藏地質特點和分支井的應用優勢,逐步展開了分支井的應用試驗,不斷探索和總結適合于長慶“三低”油氣田勘探開發的分支井鉆井、完井關鍵技術和相應的配套工具。
 
 
一、長慶“三低”油氣田地質特征
長慶油田產量的快速增長是建立在不斷增加的井數及高密度布井基礎之上的,采用單井單層,開采效率低,如何在不大幅度增加井數和成本的前提下,不斷提高原油產量成為一個新的課題。長慶油田區域儲層屬河流相沉積體系,河道是最重要的沉積微相,儲層主要為河道砂體,主要組成成分為粗~中粒長石石英砂巖。油藏受巖性和構造雙重控制,是以構造為主的巖性構造油藏,油藏具有邊底水,但邊底水不活躍,屬彈性弱水壓驅動。主要目的層長6、長8分布廣,層間距差異大,采用單一的定向井方式開采,效率低。
長慶油田針對區塊的地層特性和層位分布,以增加單井產量為目的,結合長慶三低油田儲藏特點,完成多口分支井施工,不斷探索和總結能夠適應長慶油田低壓、低滲的特點,能夠進行壓裂改造,提高單井產量、節省油田開發成本的分支井關鍵技術和配套工具。
 
 
二、分支井在“三低”油氣田開發中的技術優勢
從分支井筒的意義上講,分支井最早為側鉆井,而開始打側鉆井的目的是重新使新的井底生產,而原來的井底不生產。后來,人們開始期望側鉆井和原來的井底都可生產,并且開始鉆多個側鉆井,這便是現在意義上的分支井。
分支井技術是水平井、側鉆井技術的集成和發展,特點:
降低原油成本;
增加可采儲量;
增加產量和加快投資回收;
減少環境污染;更好的利用平臺和井口裝置;
有利于改善油藏管理;
改善邊際油田的經濟性;可利用已有井和新井。
總之,分支井技術可以較大幅度降低油氣開發成本,充分發掘油田生產能力,提高油氣采收率,提高油氣開發的綜合效益,是21世紀國內外大力開發和應用的一項低成本高收益的鉆井成本。
 
 
三、長慶油田“三低”分支井技術
長慶油田針對區塊的地層特性和層位分布,增加單井產量為目的,結合長慶三低油田儲藏特點,逐步展開了分支井的應用試驗,1995~1996年開始開展了老井開窗鉆井技術研究工作,并在華池元城區塊成功地完成了YD4-7和YD9-14兩口老井140mm套管開窗側鉆施工,掌握了這種單一井底分支井鉆完井技術及配套工具。
2004年以來長慶油田先后完成了國內陸上第1口七分支水平井-XP1井,在蘇里格桃7區塊完成2口分支井氣井水平井,長北氣田完成13口雙分支水平井開發,分支井眼最長的CB3-2達到2253m,CB5-1雙分支水平井先后鉆探成功2支長度2000m左右的水平井段,鉆井總進尺超過7500m,其鉆井周期只有113d,機械鉆速高達6.7m/h,和前10口雙分支水平井平均200d的鉆井周期相比,幾乎縮短了一半時間。
 
1.    中國陸上第一口7分支水平井-XP1井
 
長慶XP1井分支井
XP1井是2006年在長慶安塞“三低”油田開發的一口水平多分支井,該井部署區主力層長612油層厚度在8m左右,油層穩定,滲透率0.6~0.8mD,壓力系數0.7~0.8,隔夾層少而薄,具備實施分支井的條件。XP1井設計在主水平段內平面上間隔100~200m成魚骨狀部署7個分支井眼。如圖所示。
針對安塞油田低滲透油藏地質特征,結合分支井開發方式的適應性及其技術特點,通過對分支井井身結構優化、鉆頭選型、軌跡控制、分支井眼側鉆、地質導向、摩阻扭矩分析等技術的研究和應用,成功完成了安塞油田第1口水平多分支井-XP1井。該井完鉆井深5068m,水平位移1574.22m,主水平段長1203m,水垂深比1.16。在只能使用常規鉆井設備及導向工具等難題下,成功采用低邊側鉆術在主水平段內側鉆了7個分支井眼,分支井眼總長2300m,累計打開目的儲層3503m,并實現了多次重入鉆井,完成了中國內陸第一口7分支井。
XP1井未進行任何增產措施直接試采,投產兩月后產量穩定在8.0t/d左右,較同一區塊常規水平井單井產量提高了2~4倍。經過精心設計和實施,該井的成功鉆進,為今后在“三低”油田開展分支井鉆井技術提供了寶貴經驗。
 
2.    長北氣田分支水平井水平
 
長北氣田分支井井身結構示意
HELL勘探開發公司從2004年開始在反承包區塊長北氣田采用分支水平井技術開發試驗,設計2個分支水平井眼,單個分支水平段長2000m,裸眼完井投產(見圖)。從2005年8月CB1-1第一口雙分支水平井開始,陸續投入3臺70D鉆機,兩臺連續油管車進行鉆完井施工,截止目前長北氣田共完鉆23口井,平均機械鉆速5.54m/h,平均建井周期152d。
其中,2009年CB12-1井完成311mm斜井段及4279.83m,井徑216mm水平段共用92d,完成的水平段長度為4279.83m,三項綜合指標創造了歷史最好記錄:鉆進周期最短,機械鉆速最高,單井費用最低。鉆井周期由最長的375d降低到92d,施工效率進一步提高。CB3-3雙分支水平井的主井眼和分支井眼水平段段長均為2300m,創造國內分支井水平段最長記錄。
在已投產的15口中有11口井日產量超過100×104m3,取得了顯著地增產效果。其中CB12-1井產量達到220×104m3/d,創造了目前中國陸上低壓、低滲透巖性氣藏開發的較高水平。
目前長北水平井結構有2種:一種是下技術套管,另一種是不下技術套管。在長北區塊完鉆的CB1-1井和正在實施的CB2-1、CB1-3井均采用和設計了下技術套管的井身結構方式。下技術套管主要目的是降低井眼摩阻、封隔相對不穩定地層、降低目的層鉆井液密度、確保在水平段順利下入目的層套管,并且由于加裝防噴器,還可以合理的控制井涌現象;不下技術套管主要是為了優化水力參數,提高鉆井速度、降低鉆井成本。
通過長北區塊完鉆的CB1-1井的鉆井施工過程來看,下技術套管對鉆井成功起到了關鍵作用,不僅減小了水平段鉆進的摩阻,并且封隔了不穩定地層,減小了鉆進中由于井壁坍塌對鉆進造成的影響。對于水平段完井也起到了積極作用,有利于實現掛篩管完井,實現適當防砂。
 
3.    長慶蘇里格氣田分支水平井
長慶蘇里格氣田主要儲層包括上古生界的石盒子組、山西組及下古生界的馬家溝組,總體上看儲層物性較差,非均質性較強,中低產井占絕大多數,主要氣來源于石炭系~二迭系下部的海陸過渡相含煤地層。蘇里格氣田地質條件復雜,有效砂體連通性和連續性差,空間分布在橫剖面上有3種疊置模式,東西向有效砂體的延伸范圍較小,南北向具有一定的連續性。有效儲層縱、橫向展布形態比較復雜,非均質性強,預測難度大。
根據蘇里格氣田低孔、低滲、低壓、非均質砂巖氣藏地質特點,針對如何大幅度提高蘇里格氣田單井產量,以安全鉆井和保護、解放儲層為目的,長慶油田進行了分支井水平井鉆井技術研究及現場試驗,為低滲透氣田的經濟有效開發探索一條新的技術途徑。
T71418H分支井是長慶蘇里格區塊布置的一口雙分支井先導性試驗井,其目的是利用分支井開發蘇里格氣田盒7段與盒8段的天然氣資源,提高單井天然氣產能,加快開發速度,提高開發效率。T71418H分支水平井井身結構采用177.8mm套管開窗側鉆,主井眼和分支井眼均為152.4mm井眼,完井方式下裸眼分隔器,分段壓裂,實現分層合采,其中主井眼水平段長度765m,分支井眼水平段長763m,T71418H井產量達到同區塊常規水平井平均產量的3倍。
T71418H完井方式采用下裸眼分隔器,分5段壓裂。T71418H井先完成主井眼的壓裂施工作業后,再進行分之井眼的鉆井施工和壓裂作業,最后回收斜向器,溝通主井眼和分支井,達到分層合采的目的。壓裂改造后T71418H井產量達到同區塊常規水平井平均產量的3倍。
T71418H實現了國內第一口雙分支水平井+分段壓裂施工,在一個井眼內實現兩層分段壓裂,合層開采。采用雙分支水平井+分段壓裂改造的方式能節約井場、提高井筒產能、加大儲層動用、節約成本,完全適應長慶低滲透油氣田的大規模開發。
T71520H分支井水平井開窗工具采用膨脹管定位分支井鉆井技術,該技術具有作業簡單、易操作、作業費用低、可靠性高的特點。可回收式鉆完井一體化斜向器同時具備開窗、鉆井、固水泥、套銑、回收等功能,達到了TAML4級完井水平。T71520H分支井無論是開窗側鉆、壓裂施工還是導向鉆進的工藝及工具,均采用國產工具,具有完全自主知識產權,有力的推動了國產分產井工具及工藝的發展,極大地降低了鉆井成本,完全適應長慶蘇里格低成本的開發戰略。
 
4.    長慶油田分支井技術發展方向
長慶油田經過多年來對其低滲、低壓油田的特點進行了各種探索和嘗試,使長慶油田公司成為集團公司原油產量快速增長的又一個重要接替區。但是這種產量的快速增長是建立在不斷增加的井位及高密度布井基礎之上的,導致鉆井等產建成本日益增加。
如何在不大幅度增加成本的前提下不斷提高原油產量成為一個新的課題。分支井的潛力已經不用置疑,現在鉆井專家和完井專家所面臨的問題是如何進一步解決鉆井完井過程中所遇到的實際問題,而地質學家和油藏工程師則是如何更精確的描述油藏和確定井位及所要鉆的目的油藏。目前分支井的鉆井在某種情況下還存在風險高、成本高的問題。
近幾年來,盡管我國分支井工程設計技術有了很大進步,但從分支井工程設計技術到現場施工工藝技術及其他配套技術等各方面的技術水平與世界先進水平之間尚存在較大差距。特別是鉆采配套井下工具和完井工具方面差距更大,急需進行研究,以盡快縮短與世界先進水平間的差距,提高我國的市場競爭能力。長慶油田雖然通過蘇里格的兩口分支水平井試驗,初步掌握了分支井的鉆井關鍵技術,探索總結適合長慶“三低”油藏特點的分支井完井工藝及配套工具,但仍需從以下方面研究,提高長慶油田的分支井鉆完井水平。
 
(1)根據地質、油藏條件和擬用的采油方式,選擇TAML分級標準的某級并確定井身結構類型,設計主、分井筒井眼的結構及相應的完井方法,選擇取決于產層特征、開發目的、開采條件、產層厚度及巖性,設計時應考慮工藝技術水平及多分支井采油、增產措施和修井等技術水平。
 
(2)多分支井鉆井完井工藝技術的研究。加快研發與分支井配套、適合長慶油田“三低”特性開發的分支井完井、壓裂改造技術和相應的配套工具。
 
(3)使用先進的開窗技術、預銑窗口套管短節、研究無碎片系統等以減少井下工作時間和提高井眼清潔度。研究窗口周圍密封技術、研制特種水泥( 含填料) 以提高密封質量。
 
( 4) 研制密封的、可封隔的、耐高溫高壓的連接部件。研制井下專用工具和管件,研究完井測控安裝技術。研究僅需較少起下鉆次數的完井安裝方法以減少相應的安裝時間,確保安裝1 次成功。
 
( 5) 研究多分支井能夠維護井壁穩定、保護油氣產層以及低摩阻、強抑制、高攜屑能力、凈化井眼好的鉆( 完) 井液及其精細處理劑的技術。研究多分支井的固井、完井、采油、增產、修井配套技術。
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