5、大庆钻井院]大庆油田首钻双分支水平井钻井实践

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第六届全国石油钻井院所长会议论文集大庆油田首钻双分支水平井钻井实践王大力王广新祁兆清张庆豫（大庆石油管理局钻探集团钻井工程技术研究院163413）【摘要】为了利用分支水平井提高特低丰度扶杨油层的开发效果，提高单井产量和储量动用程度，大庆油田研究并成功实施了肇分31-平28井钻井和完井作业，这是大庆油田第一口分支井。本文在肇分31-平28井设计的基础上，详细的介绍了该井主井眼钻进、下分支井眼钻进、下分支井眼完井作业、φ244.5mm套管开窗、上分支钻进、斜向器回收、壁钩式尾管悬挂器下入、上分支固井等施工过程。【关键词】钻井技术分支井大庆油田试验为了利用分支水平井提高特低丰度薄层扶杨油层的开发效果，提高单井产量和储量动用程度，大庆油田开发部门采用分支水平井与直井联合开发布井的原则和方式，部署了肇分31―平28井开发外围扶杨油层。肇分31―平28井是大庆油田实施的第一口双分支水平井，该井于2006年4月20日一开，经过42d的施工，完成了表层钻进、主井眼钻进、下分支井眼钻进、下分支井眼完井作业、清刮回接筒、φ244.5mm套管刮壁、φ244.5mm套管开窗、上分支钻进、上分支井通井、斜向器回收、壁钩式尾管悬挂器下入、上分支固井、上下分支通井与技套测声幅等施工，在6月1日顺利完钻，比预计的钻井周期49d提前了近7d的时间。1地质概况肇州油田北部州201区块构造位置位于松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷肇州鼻状构造上，该井区扶余油层扶一组、扶二组较发育，地层厚度170m，油底深度1955m，油层中部深度1880m。主力油层为FI5、FI6、FI7、FII5，FI5层砂岩钻遇率95.65%，有效厚度钻遇率73.91%，平均钻遇砂岩厚度为3.7m，有效厚度为1.4m。FI6层砂岩钻遇率73.91%，有效厚度钻遇率56.52%，平均钻遇砂岩厚度为3.4m，有效厚度为1.5m。FI7层砂岩钻遇率78.26%，有效厚度钻遇率56.52%，平均钻遇砂岩厚度为3.8m，有效厚度为2.0m。FII5层砂岩钻遇率65.22%，有效厚度钻遇率60.87%，平均钻遇砂岩厚度为3.0m，有效厚度为1.7m。该区扶余油层孔隙类型主要为缩小粒间孔，孔隙大部分不联通，有效孔隙度在9.0%~17.6%之间，平均12%；空气渗透率在0.1´10-3mm2~3´10-3mm2，平均1.2´10-3mm2，属于低孔低渗储层。2肇分31―平28井设计概况2.1基础数据表1　肇分31平28井设计基础数据表井号肇分31―平28井型分支水平井井别采油井构造位置松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷肇州鼻状构造目的层FII5、FI7井口标准层深度1203m井口坐标X5078480.45水平位移m完钻垂深mY21671208.18下分支上分支下分支上分支网格方位90.00°磁场强度55532nT744.08744.081951.231887.11钻井目的探索利用分支水平井提高特低丰度薄层开发效果的途径，提高单井产量和储量动用程度，提高扶杨油层的有效开发效果，研究分支水平井与直井联合开发布井的原则和方式，开展分支水平井钻井、测井、完井和开采技术试验研究，研究分支水平井钻井、测井、完井降成本的技术措施。39 第六届全国石油钻井院所长会议论文集续表1　肇分31平28井设计基础数据表井号肇分31―平28井型分支水平井井别采油井设计井深上分支：2520.92m（斜深）：1887.11m（垂深）；下分支：2582.92m（斜深）：1951.23m（垂深）。钻井液油基钻井液，水平段密度1.25～1.30g/cm3完钻层位下分支FⅡ52层完钻；上分支FⅠ73层完钻完钻原则上下分支水平段位移均为504.08m。完井方法射孔完井2.2井身结构（见表2、图1）表2井身结构设计数据表开钻次序井深m钻头尺寸mm套管柱类型套管尺寸mm套管下入层位套管下入深度m环空水泥浆返深m打导管25.00φ311.2导管φ339.7明二段30.00地面一开1680.00φ311.2表层套管φ244.5青二、三段1678.00地面二开下分支2582.92φ215.9生产套管φ139.7泉三段2580.001648.00上分支2520.92φ215.9生产套管φ139.7泉四段2518.001624.00图1井身结构示意图3肇分31―平28井施工概况3.1主井眼钻进（0～1680m）3.1.1φ311.2mm直井段钻具组合φ311.2mmR4252钻头+φ203mm钻铤×18m+φ308mm稳定器+φ197mm无磁钻铤×9m+φ308mm稳定器+φ177.8mm钻铤×54m+φ159mm螺旋钻铤×54m+φ127mm（18°）斜坡钻杆3.1.2φ311.2mm直井段钻井参数钻压30～50kN，转速220r/min，缸径150mm/140mm，冲数90/120，排量52L/s，泵压6MPa，密度1.10g/cm3，粘度47s。3.1.3φ311.2mm直井段时效分析39 第六届全国石油钻井院所长会议论文集钻进1680m，纯钻进时间128h，机械钻速是13.13m/h。3.1.4φ244.5mm套管结构表3φ244.5套管结构表套管程序井深m套管下深m套管串结构表层套管1680.001678.00浮鞋＋水泥伞＋N80壁厚11.05mm套管(11)m+浮箍＋N80壁厚11.05mm调长套管+N80壁厚10.03mm套管（65m）+N80壁厚11.05mm套管至井口3.2下分支井眼钻进（1680～2582.92m）3.2.1造斜段、探油顶着陆（1690.86～2122m）3.2.1.1钻具组合φ215.9mmB425钻头+φ165mm1.25°螺杆+φ172mmLWD+φ159mm无磁钻铤×9m+φ159mm螺旋钻铤×27m+φ127mm加重钻杆×220m+φ127mm（18°）斜坡钻杆3.2.1.2着陆点测量参数电阻值20.24Ωhm·m，伽玛值105.85API，垂深1875.77m，井斜83.72°，方位91.74°，视平移320.34m。3.2.1.3造斜段、探油顶着陆时效分析1.25°螺杆所钻井段（1690～2122m），进尺为432m，纯钻进时间是70h，机械转速是6.17m/h。3.2.2水平段（2122～2582.92m）3.2.2.1钻具组合φ215.9mmB425钻头+φ165mm0.75°螺杆+φ172mmLWD+φ127mm无磁加重钻杆×9m+φ127mm（18°）斜坡钻杆×900m+φ127mm加重钻杆×220m+φ127mm普通钻杆3.2.2.2时效分析0.75°螺杆所钻井段2122～2583m，进尺为461m，纯钻进时间是61h，机械转速是7.56m/h。下分支设计与实钻井眼轨迹见图2。VerticalSectionat90.00°[m]TrueVerticalDepth[m]-1600-1400-1200-1000-800-600-400-2000200400600800100012001400160018002000220024000200400600800100012001400160018002000图2肇分31-平28井下分支设计与实钻井眼轨迹图39 第六届全国石油钻井院所长会议论文集从数据表和曲线中可以看出，设计轨迹与实钻轨迹基本吻合，井眼轨迹控制的非常好。3.2.3随钻测量参数分析图3下分支伽玛值随测深变化图图4下分支深电阻值随测深变化图从图3、4中可以看出，下分支油层钻遇段2090.11~2367.86m（垂深1939.35~1942.27m）和2490.5～2511m（垂深1948.67~1950.44m），累计长298.25m，水平段长487m，油层钻遇率61.24%。FII5的两个小层厚度分别为2.92m和1.77m。另外，2个图都显示出在井斜角62~65.5°时，即井深1889~1908m（垂深1871~1881m）处显示较好，油层厚10m。3.3下分支井眼完井作业表4下分支φ139.7mm套管结构表套管程序井深m套管下深m套管串结构表层套管1680.000~1678.00浮鞋＋水泥伞＋N80壁厚10.03mm套管(9~11)m+浮箍＋N80壁厚10.03mm套管至井口下分支生产套管2582.921641.23~2579.72浮鞋＋P110壁厚7.72套管(9~11)m＋浮箍+球座＋P110壁厚7.72套管至井深1648m＋尾管悬挂器下入套管和尾管悬挂器组合，循环钻井液7小时，循环排量1.3~1.4m3/min，投球，碰压5MPa，缓慢升致12MPa，稳压2min。下放管柱，悬重由69t降至59t，说明尾管悬挂器座挂。蹩压到19.5MPa，压力突然下降回零，说明球座蹩通。大排量循环后进行固井施工。然后用φ118mm牙轮钻头和通井扫塞到2560m，起钻下φ187mm铣刀至1641m，铣尾管悬挂器喇叭口。3.4φ244.5mm套管刮壁作业3.4.1通井管串组合φ215.9mm锥形磨鞋+φ238mm刮壁器+φ208mm下西瓜磨鞋+挠性接头+φ218.5mm上西瓜磨鞋+φ127mm加重钻杆+φ127mm钻杆3.4.2刮壁施工下至1642m处遇阻，遇阻吨位3t，判断已到悬挂器位置。上提0.5m，开泵，排量1.1m3/min，泵压5MPa，以25r/min的转速进行刮壁，在1642~1610m处重点刮管10次，上下活动钻具的速度为20min/根。39 第六届全国石油钻井院所长会议论文集3.5φ244.5mm套管开窗作业3.5.1套管开窗工具管串组合定位接头+变扣接头+φ127mm钻杆配长组合+可回收式底部锚+下防屑接头+剪销脱手接头+上防屑接头+斜向器+开窗磨鞋+下西瓜磨鞋+挠性接头+上西瓜磨鞋+φ127mm加重钻杆+液压下击器+φ165mm定向接头+φ127mm加重钻杆+φ127mm钻杆至井口3.5.2窗口位置数据计算（1）上下套管接箍位置：1615m，1626.25m（2）窗口设计位置：顶部1618.50m，底部1623.42m，3.5.3陀螺定向和座挂底部锚连接斜向器与开窗磨鞋，测角差，下到井底；下入陀螺测量工具面，然后进行定位。下压10t座挂底部锚，开泵循环处理200s的高粘钻井液。3.5.4开窗施工过程（1）开始进行磨铣施工，20min后转盘扭矩增大，上提遇卡，加大上提力解卡，恢复开窗作业。(转速60～110r/min，钻压80～120kN)（2）开窗作业累计钻进12m，井深是1630.5m。（3）起出开窗磨鞋管柱，发现开窗磨鞋一个翼上有3个合金齿脱落，其余各部分磨损不严重。（4）下入稳斜钻具划眼到底，钻到井深1645m，起钻。3.6上分支井眼钻进3.6.1造斜段、探油顶（1645~2008m）（1）钻具组合φ215.9mmB425钻头+φ165mm1.25°螺杆+φ172mmLWD+φ159mm无磁钻铤×9m+φ159mm螺旋钻铤×27m+φ127mm加重钻杆×220m+φ127mm18°斜坡钻杆（2）钻进到井深1674.41m时无磁干扰，开始LWD仪器跟踪。1.25°螺杆所钻进尺363m（1645～2008m），纯钻进时间是42h，机械转速是8.64m/h。3.6.2着陆（2008~2085m）（1）钻具组合φ215.9mmB425钻头+φ165mm0.75°螺杆+φ172mmLWD+φ127mm无磁加重钻杆×9m+φ127mm18°斜坡钻杆×900m+φ127mm加重钻杆×220m+φ127mm普通钻杆（2）着陆点测量值电阻率值11.6Ωhm.m，伽玛值110API，垂深1874.53m，井斜83.55°，方位91.83°，平移309.41m.(与设计240m晚着陆69.41m)。6.6.3水平段（2085~2543m）（1）钻具组合：在上趟钻基础上更换0.75°螺杆。（2）在井深2425m时进层，电阻值38.2Ωhm·m，伽玛值100API，垂深1885.18m，井斜83.91°，方位92.22°；钻进到2503m时出层，电阻值101.5Ωhm·m，伽玛值31.17API，垂深1892.16m，井斜86°，方位91°。(砂岩钻遇2503-2425=78m)（3）0.75°螺杆所钻井段2008~2543m，进尺为535m，纯钻进时间是52h，机械转速是10.29m/h。（4）上分支设计与实钻井眼轨迹见图5。39 第六届全国石油钻井院所长会议论文集VerticalSectionat90.00°[m]TrueVerticalDepth[m]-1600-1400-1200-1000-800-600-400-20002004006008001000120014001600180020002200020040060080010001200140016001800图5肇分31-平28井上分支设计与实钻井眼轨迹图6.6.4随钻测量参数分析图6上分支伽玛值随测深变化图图7上分支深电阻值随测深变化图从图6、7中可以看出，上分支油层钻遇段2085.21～2327.18m（垂深1874.56~1879.74m）和2419.1～2508.5m（垂深1884.93～1892.45m），累计长309m，水平段长458m，油层钻遇率67.5%。FI7的两个小层厚度分别为5.18m和7.52m。3.7斜向器回收作业用φ215.9mm三牙轮钻头和φ212mm螺扶通井，通井的目的是充分洗井、修整井眼和保护井壁，以满足下套管的可靠性。3.7.1钻具组合斜向器打捞钩+φ127mm加重钻杆´9m+震击器+定向接头+φ127mm加重钻杆´180m+φ127mm钻杆3.7.2打捞作业程序39 第六届全国石油钻井院所长会议论文集下打捞工具到井底，悬重64t，排量1.2m3/min，开泵称重，循环后缓慢上下活动3~5m，悬重无变化。下方钻杆至4.8m处遇阻3t，缓慢上提，悬重61t，上提至4.2m处悬重升至65t，上提至70t，说明已经钩住斜向器。提至92t时锚定器解封，悬重恢复到63t。禁止下放，禁止转动，起钻。3.8上分支下套管、固井、完井作业3.8.1上分支尾管串结构导向弯管+变扣接头+φ139.7mm浮箍+φ139.7mm套管+φ139.7mm浮箍+φ139.7mm套管+φ139.7mm承托环+φ139.7mm尾管+变扣接头+配长套管+张力缩紧旋转接头+壁钩式尾管挂+送放钻具3.8.2送放工具总成φ73mm胶塞适配器+φ73mm配长油管+座球短节+悬挂器密封短节+配长油管+油管旋转头+配长油管+导向筒起出工具+配长油管+液压脱手工具+提升短节+φ127mm钻杆至井口3.8.3施工过程（1）开始下套管时弯管下入阻力较大，加压下入两根套管后，阻力消失。（2）过窗口时，控制速度，反复上提下放，根据悬重变化判断是否进入分支井眼和是否座挂成功。（3）灌浆，循环，投入φ38mm钢球，蹩压至16MPa，液压脱手。（4）坐吊卡，升压至22.5MPa，憋通球座。（5）开始固井施工，打隔离液。（6）打灰，开始替泥浆，压力4MPa，排量1.4m3/min。（7）碰压22MPa，放压后试压15MPa，稳压5min。（8）卸压，接方钻杆，憋压循环冲洗，水泥浆返出井口。（9）循环，起钻至地面，固井结束。3.8.4完井作业用小钻具通下分支，下导向筒进入上分支，用小钻具通上分支，最后进行技套测升幅作业，顺利完井。4结论（1）经过精心组织和各单位密切配合，肇分31―平28分支井从打导管至上分支通井共历时41天，现场试验获得圆满成功。肇分31―平28井是大庆油田真正意义上实施的第一口双分支水平井，达到了国际分支井TAML四级水平。该井的成功，作为大庆钻井史上的一个里程碑，标志着大庆油田钻井技术、完井技术已经有了一个新的起点。（2）该井地质设计合理，油层位置准确，井眼轨迹控制与设计基本吻合。下分支油层钻遇段累计长298.25m，水平段长487m，油层钻遇率61.24%，FII5的两个小层厚度分别为2.92m和1.77m。上分支油层钻遇段累计长309m，水平段长458m，油层钻遇率67.5%，FI7的两个小层厚度分别为5.18m和7.52m。（3）该井油层钻遇段累计607.25m，总水平段长945m，全井油层钻遇率64.26%。在油层钻遇段长和油层钻遇率两个指标上超过了该区两口水平井之和，钻井周期小于两口水平井之和。可见，分支井在开采外围三低油田上应用前景广阔。（4）水平段采用转盘滑眼，统一了井径，又采用倒角刚性扶正器，保证了下套管的顺利进行。（5）由于随钻测量仪器LWD测点滞后，在开窗后15m内无法消除磁干扰，给造斜带来一定困难。建议开窗后增加一趟稳斜钻具，至少钻出窗口40m以消除磁干扰。39 第六届全国石油钻井院所长会议论文集（6）斜向器和开窗工具设计合理、结构紧凑、窗口规则、工艺简单、成功率高。（7）壁沟式悬挂分支井完井系统可靠性高、技术先进；主分支井眼重新进入操作简单、方便可靠。参考文献[1]韩祥慧.肇州油田扶余油层分支水平井技术研究.石油天然气学报，2005（1）作者简介：王大力，1965年生，1988年毕业于大庆石油学院，现任大庆石油管理局钻探集团钻井工程技术研究院副总工程师、高级工程师，从事定向井、水平井科研与技术服务多年，大庆石油管理局局级技术专家。通讯地址：黑龙江省大庆市红岗区八佰垧钻井工程技术研究院；邮编163413；电话：0459-4893708，手机：13845921707；E-mail：wangdali@zys.dq.cnpc.com.cn39