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1、关于气田选井开发技术改进.freel左右靶前距范围之内,作为参照井目标层在水平井入靶位置储层横向变化也非常明显1-5。目前,以提高单井产量、提高气田采收率为重要手段的水平井开发方式在苏里格气田得到规模推广和应用,单井产量超过了同等储层条件直井的3倍6。以水平井选井、水平井入靶、水平段地质导向等为核心的技术系列业已形成。随着水平井开发进程的持续推进,水平井开发技术也相应得到了逐步完善。事实上,正是由于苏里格气田复杂的地质条件,.freel左右,三元结构明显,入靶目标单砂体厚度不小于6m,单砂体之间泥质夹层不超过2m。这种特征的目
2、标层可按以下两种方式入靶。2.2.1入靶点上调如果设计目标单砂体处于砂层组中部或下部,在未钻达设计目标靶点A前,钻遇目标砂层组上部单砂体变厚、含气性变好,可调整设计不在原靶点位置入靶。在当前井斜满足工程入靶条件的前提下,采取强增斜在上部单砂体入靶,可防止因原目标砂体厚度变薄、含气性变差而入靶困难,或无法入靶,或勉强入靶也会因砂层条件逐渐变差而给后续水平段施工带来不可预见的麻烦。目前,水平井斜井段施工最大增斜率可达3°/10m,而要保证技术套管顺利下入,增斜率控制在2°~2.5°/10m较为合理。当增斜至90°入靶,垂深下降不超
3、过5m,完全满足提前入靶要求而不钻穿目标层8。在钻遇上部砂体顶部时井斜一般在80°左右,需要稳斜基本查明上部气层情况,如果上部砂层与参照井一致,可继续快速下探按原设计入靶,而不至于造成过长的无效靶前距。典型井如苏6-18-20H2井,在钻遇目标砂层组上部单砂体时,砂体厚度变厚,由干层变为气层,后调整入靶位置在上部单砂体入靶(图2)。2.2.2入靶点下调如果设计目标单砂体处于砂层组上部或中部,在钻达设计目标层位置砂体厚度变薄,甚至相变或尖灭而很快钻遇泥质岩,这种情况显然不必考虑在原位置入靶,应继续稳斜向下追踪下部单砂体,井斜控制
4、可以根据预测下部砂体位置而设定,一般保持在84°或略低于该值即可9。2.3水平段侧钻方式优化2.3.1水平段趋势水平或上翘如果水平段井眼轨迹整体井斜趋势大于等于90°,钻遇岩性相变应先向上继续增斜追砂层,因目前入靶位置多在目标砂层中上部,井眼轨迹上方始终留有3~5m空间,一方面,充分利用增斜钻具自然增斜功能,减少定向滑动频次;另一方面,即使向上追踪砂体无果,可以退回岩性变化点直接向下悬空侧钻而不用填井侧钻。2.3.2水平段趋势下倾当水平段井眼轨迹整体井斜趋势小于90°,钻遇泥岩时如果井斜角不低于88°,且增斜较为容易仍可先向上
5、或平追上部砂层;如果向上增斜困难,可将井斜再适当降低向下探砂层(井斜调整以满足追上砂层后仍能继续施工为原则)。如果向下追踪砂层失败,则填井在岩性变化处侧钻向上追砂体。正常情况下,如果向下钻遇泥岩垂厚在2~3m,泥岩段长度在100m以上,考虑到向上追踪仍要重复钻遇大段泥岩,只有填井侧钻才容易追上上部砂体。填井侧钻是不得已而为之。因此,水平段钻遇岩性相变时应尽量按照“先上后下”的原则追踪砂层,这样可以减少填井工序(特殊情况除外),可节省钻井时间3d以上。2.4水平段井眼轨迹控制优化施工经验表明,水平段井斜控制应保持合理的井斜变化率
6、,相应井段内井斜不宜变化过大,一般30m水平段控制在±2°范围之内即可。假如设计要求水平段按90°水平钻进,则控制井斜在88°~92°之间较为合理,超出该井斜范围,随着井斜偏差的增大钻具摩阻越大,水平段施工将越来越困难,因此,水平段施工应尽量不要超出该范围,除非在即将完成水平段施工时发生岩性相变,可以按照±5°偏差的大井斜探明地质情况,以达到地质认识的目的。2.5水平段地质导向优化由于苏里格气田复杂的砂体叠置关系,常见以交错单砂体所引起的“假构造”,因此,水平段地质导向关键是对水平井部署区域目标层“真假构造”的识别。但无论是同
7、一砂体真构造,还是由不同砂体形成的假构造,水平段施工都不应过分注重设计构造趋势而忽视岩性变化,应以“先追踪砂体、后参考构造”的原则灵活调整导向。以苏里格气田中区水平井施工为例,采取该导向方法取得了显着效果,全年有5口井采取追踪砂体导向而偏离设计井眼轨迹获得成功,砂层钻遇率明显提高。典型井如苏东67-07H1井,水平段末端与设计井眼轨迹偏差达11m,而砂层钻遇率达到84.4%(图3)。3优化效果通过水平井开发技术优化,水平井配套技术更加完善,应用效果更加明显,水平井施工出现复杂情况频次明显减少,多项开发、技术指标再次被刷新。1)
8、全年所实施水平井(包括5组丛式水平井)全获成功,丛式水平井比例占全年水平井总井数近一半(47.6%)。2)全年完钻水平井平均砂层钻遇率达到88.2%,较上年提高近15%;有效储层钻遇率66.9%,较上年提高了约6%。其中苏6-20-14H井水平段长1100m,钻遇砂层1100
