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1、2010年第2期内蒙古石油化工95吉林油田浅层丛式水平井钻井技术1121张立春,陈洪亮,曾庆锋,郭建勋(1.吉林油田钻井工艺研究院;2.大庆钻探钻井六公司)摘要:随着浅层定向井和浅层水平井钻井配套技术的成熟,为浅层丛式水平井钻井技术的成功应用提供了技术保障。在老井密集的吉林油田扶余区块进行浅层丛式水平井钻井施工,不但有效地解决了受地面条件限制的地下资源开发问题。而且可以大幅度降低钻井成本。大组丛式水平井技术对开发市区油田有广阔的应用前景。关键词:丛式水平井;浅层;钻井中图分类号:TE243(234)文献标识码:B文章编
2、号:1006—7981(2010)02—0095—04吉林油田扶余地区是储量上亿吨的老油田,该目标大位移井、水平井及阶梯水平井优先采用直-油田油藏埋藏浅,埋深仅为330-470米,开发目的增-稳-增-稳五段制轨迹。由于防碰绕障需要,很层为下白垩系泉头组的扶余油层,油层平均孔隙度多井演变为三维轨迹或手动输入参数计算轨迹,使-32为23%,平均渗透率为120×10m。扶余油田近1/得轨迹设计难度大。3的面积被城区、江河、道路、工业园区等覆盖。作为1.1.5由于受平台面积的限制,每口井井距≤5m老油田很多生产井,经多年开发使
3、用,大部分因套,防碰绕障问题始终贯穿于整个大平台的设计,及钻变、套返、高含水等原因报废、封井,导致井网极其不井施工过程安全,是大平台设计和钻井施工成败的完善,地质储量得不到正常开发。由于处在市区加上关键。扶余油田经过近50年开发,经过三次加密调井眼密集,井位难找,利用常规井无法充分开发剩余整井网,井距小、密度大,平台井周围老井较多,防碰油藏,采用丛式水平井不但可以高效开发扶余地区绕障任务繁重。剩余油藏,而且丛式水平井技术具有投资少,见效1.2解决对策快,便于集中管理等优点,是提高油田采收率和采油1.2.1由于大平台施工的
4、地面有限,同时尽量多布速率的经济有效手段。目前为止已圆满完成超过8井,大平台井口采用2排或多排设计。设计同排井邻口井的丛式井组9个,其中已施工的中38区块3号井相距5m,排间距10m。实例表明:已施工平台井数丛式井组达到18口井,正在施工的平台12井数达32最为18口井,按2排设计能满足施工要求。平台12口井,水平井23口。共32口井,其中水平井23口,且同时开发3套层系1技术难点分析及解决对策在同一方向有3口水平井,采用4排井口排布。1.1技术难点分析按平台井井口整拖方向建立坐标系,根据定向1.1.1由于征地面积受限、
5、考虑后期修井施工作方位所在象限选择井口。设计遵循以下原则,以平台业,同时为使地下储量尽可能多得到有效开发,尽可12为例示意图见图1。能多布井,同一方向甚至布置3口水平井,开发3个1.2.1.1按井组的各井方位,尽量均匀分布井口,不同层位。当平台井数超过20口,为防止相邻井眼使井眼轴线在水平投影图上尽量不相交,且呈放射相碰及保证下部井段井身轨迹的控制,从整体平台状分布;设计考虑,钻井平台规划及井口合理排布难度大。1.2.1.2造斜点浅、位移大的井设计在井排两端;1.1.2该地区油层埋藏浅,目的层垂深仅为330-1.2.1.
6、3同排井越靠近中心点造斜点越深,越远离470m,井眼曲率大,井壁摩阻大,且地层松软,严重中心点造斜点越浅,对于呈直线布井的丛式井组,位影响水平井的造斜率,施工难度大;移大、造斜点高的井与位移小、造斜点低的井要交错1.1.3由于油藏埋深浅,能够提供下行力的垂直井设计;段短、水平位移段相对较大、直井钻机不具备加压能1.2.1.4由于目的层垂深只有400m左右,造斜点力等,由此带来了大尺寸套管的安全下入问题。设计深度有限,故相邻井的造斜点上下相差30～1.1.4定向井优先采用直-增-稳三段制轨迹,双50m;对无法错开的井,可通
7、过调整造斜率及造斜收稿日期:2009-11-28作者简介:张立春,男,毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业,现在吉林油田钻井工艺研究院工作。96内蒙古石油化工2010年第2期点的高低来解决。率,以满足后期采油油管、油杆磨损,延长免修期;水平井采用直-增-稳-增-稳五段制轨迹,尽量在探顶之前设计稳斜段,为地质人员准确找到油层增加可控空间;1.2.5众所周知防碰绕障技术是丛式井组的核心技术,是丛式井是否施工成功的关键,必须做好一下工作:1.2.5.1井口相距较近,必须搞好井眼轨迹设计、测量与控制,防止正钻井眼与已钻井眼相
8、碰相交(特别是直井段),并且要尽可能减少控制井斜、方位的图1平台12井口优选设计工作量。1.2.2考虑到井眼曲率大,且地层松软,严重影响1.2.5.2造斜点以上直井段严格控制井斜<1°,水平井的造斜率,施工过程中使用略大于设计造斜防止已钻井眼与正钻井眼相碰。率的工具。同时采用略大的造斜工具可以多些转盘1.2.5.3利
