儲層有效進尺最大化技術在建南氣田的應用

摘 要：儲層有效進尺最大化技術是通過最大限度鉆穿儲層，增大油氣層泄流面積來實現提高單井產能的目的，現已成為新老油氣田開發的主要技術之一。在分析建南氣田儲層有效進尺最大化鉆井技術適應性基礎上，并應用了魚骨狀水平井來提高單井產量。在分析J35ZP1井施工難點、重點基礎上，本文重點描述了鉆井工程設計、鉆井工藝制定和實施過程，該井的成功為建南氣田海相低壓低滲裂縫性氣藏的高效開發提供了新的工藝技術手段。

關鍵詞：儲層有效進尺最大化；魚骨狀分支井；建南氣田

儲層有效進尺最大化鉆井技術是上世紀末發展起來的新的鉆井技術，其目的在于通過增大油氣層泄流面積來實現提高單井產能，現已成為新老油氣田開發的主要技術之一[1]，為低滲油氣田的高效開發提供了新的工程技術手段。江漢油田建南氣田經過四十多年的勘探開發，存在著單井產量及控制儲量低、采出程度和采收率低、開發成本高等難題，因此期望利用先進鉆井技術來解決這些難題，為提高該氣田的綜合開發效益，部署了一口利用儲層有效進尺最大化鉆井技術的J35ZP1井。

建南氣田目前已在三疊系嘉陵江組嘉一段、飛仙關組飛三段、二疊系長興組長二段和石炭系黃龍組四個層段獲得工業氣流，其中飛三段是最主要的產層。J35ZP1飛仙關飛三段儲層厚度達60m以上，氣藏儲集類型為裂縫/孔隙型，裂縫發育發情況較難確定，孔隙滲流能力很差。現行的主要增產措施是酸化和壓裂，目的在于是清除近井帶污染、最大限度地連通天然裂縫，但壓裂誘導的裂縫延伸能力受工藝技術的限制難以全完全實現目的。因此，利用儲層有效進尺最大化技術最大可能地提高裂縫鉆遇機率，提高滲流能力，實現提高單井產量和控制儲量能力。

1 主要施工難點

根據地質和地層分析，在實施J35ZP1鉆井施工時主要存在以下難點：

1.1 造斜點深，井眼尺寸較大，影響鉆井效率。造斜點垂深為2935m，斜井段位于嘉一段---飛四段，巖石可鉆性較低，井眼尺寸大為Ф311.1mm，影響鉆井效率。

1.2 分支井眼與主井眼夾角大，井眼軌跡復雜。分支井眼與主井眼夾角為36.56°，魚骨狀水平分支井工藝較為復雜，且連續的扭方位作業使得井眼軌跡復雜，會增大鉆進的摩阻扭矩，影響軌跡控制效果。

1.3 水平段較長，后期摩阻扭矩大。主水平段長800m，位移1099.88m，分支水平段長503m，位移1231.19m，較長的水平段和軌跡的變化也給巖屑攜帶造成困難，影響井下安全。

1.4 水平段巖性為致密灰巖，可鉆性低，懸空側鉆難度大。

2 J35ZP1井身結構和軌道優化設計

根據該地區地質結構和地層壓力特點，該井技套下至A靶點，水平段、分支井眼適合裸眼完井，采用三開井身結構設計，能保證儲層段安全、高效鉆進，其井身結構如表1所示。

J35ZP1井主井眼軌道從穿越儲層，同地層走向，分支井眼向裂縫發育帶的斷層方向延伸，地層預測嘉二段有鹽膏層，造斜點必須避開該井段。通過對不同造斜點、造斜率進行比較，以井眼摩阻扭矩最小為目標，軌道優化設計見表2～表4。

3 J35ZP1井鉆井施工

3.1 鉆進工序

根據地層特點、完井方式和鉆進難易程度的不同，魚骨狀分支井可分為前進式和后退式[3]，側鉆方式有裸眼側鉆和斜向器側鉆。因J35ZP1井儲層埋藏深、側鉆難度大，而且是裸眼完井，因此，鉆進方式采用前進式。

3.2 井眼軌跡控制技術

3.2.1 斜井段

為了順利下入技術套管并減小水平段的摩阻扭矩，斜井段井眼軌跡必須圓滑。根據該井地層特點和優化的軌道，通過優選鉆具組合、鉆井參數，并利用導向鉆井技術、倒裝加重鉆具等技術措施，控制造斜率，保證了井眼軌跡圓滑，實現優質快速鉆進。所采用的底部鉆具組合為：Φ311.1mm鉆頭+Φ216mm單彎螺桿鉆具+Φ203.2mm無磁鉆鋌×1根+MWD，鉆進參數：鉆壓100～160kN，轉速30～40r/min，排量42l/s。

3.2.2 分支井眼

分支井眼采用前進式施工方式，為了防止鉆具下鉆時再次進入分支井眼，對分支井眼姿態和與主井眼的相對位置進行優化，窗口附近30～50m的分支井眼在主井眼的斜上方，即分支井眼窗口附近上翹，主井眼下傾，同時對窗口進行處理，保證下鉆時鉆具在重力和自身剛性作用下沿主井眼方向延伸。

分支井眼軌跡控制難點在于：長井段連續扭方位作業。根據該井設計要求，優選以1.25°單彎螺桿單穩柔性鉆具組合，倒裝加重鉆桿，嚴格控制造斜率在20°/100m左右，既保證了扭方位軌跡控制的需求，又降低了鉆具組合的摩阻和扭矩。鉆具組合：①扭方位井段：MD517HX牙輪鉆頭+Φ172 mm單彎螺桿（1.25°）+Φ127 mm無磁鉆桿×1根+MWD，鉆進參數：鉆壓100～120kN，轉速30～40r/min，排量25l/s。②穩斜段：DM565H鉆頭+Φ172 mm單彎螺桿（1.25°）+Φ211 mm欠尺寸扶正器+Φ127 mm無磁鉆桿×1根+MWD，鉆進參數：鉆壓40～60kN，轉速30～40r/min，排量25l/s。

通過采取上述技術措施，完成整個分支井眼長604m，扭方位井段228m，分支井與主井眼的夾角36.34°，施工過程中起下鉆順利，窗口處無阻卡現象，分支井眼施工效率高，電測順利。

3.2.3 主井眼

A裸眼懸空側鉆技術。完成分支井眼后，上提鉆具至預定側鉆點，采用裸眼懸空側鉆主井眼。因每個分支井眼方位是不一致的，且井斜略向上升，主井眼為下傾走向，主井眼的側鉆方向與分支井眼相反，井斜略有下降，方位與前段主井眼一致。

J35ZP1井儲層段為較致密的灰巖，可鉆性較差，側鉆難度大，選擇可鉆性較好的井段進行側鉆，用牙輪鉆頭+大度數單彎螺桿的鉆具組合，確保工具面穩定，迅速形成夾壁墻。鉆具組合：Φ215.9mmMD517HX牙輪鉆頭+Φ172mm單彎螺桿（1.5°）+Φ127mm無磁承壓鉆桿+MWD。側鉆作業時，嚴格執行劃槽作業和控時限壓技術措施，側鉆出20m的新井眼后修整分叉窗口，保證了窗口的圓滑及鉆具能順利下入主井眼。

B穩斜段。為了提高鉆井效率，盡量減少滑動鉆進時間，根據該井地層特點和鄰近資料信息，鉆具組合：Φ215.9 mm PDC鉆頭+Φ172 mm單彎螺桿（1°）+Φ211 mm欠尺寸扶正器+Φ127 mm無磁承壓鉆桿×1根+MWD。鉆進參數：鉆壓40～80 kN，轉速30～40r/min，排量25l/s。該鉆具組合的控制精度較高，能夠通過調整鉆井參數、鉆進方式，實現增斜、穩斜和降斜目的，該井主井眼水平井段穩斜段長640.5m，滑動進尺20m，只占3.12%，鉆井效率大幅提高。

4 結論與認識

4.1 J35ZP1井是川東北地區海相地層完成的第一口魯骨狀分支井，并創造了目前國內陸上油田魚骨狀水平分支井垂深最深（3273.33m）的紀錄，該井的成功為該氣田提高整體開發效益積累了寶貴經驗，也為南方海相低滲氣藏的高效開發提供了新的工程技術手段。

4.2 選用“PDC鉆頭+單彎螺桿+欠尺寸扶正器”的導向鉆具組合進行水平段鉆進，通過改變鉆進參數實現井眼軌跡控制，大大提高了建南區塊水平井鉆井時效。

參考文獻

[1]江懷友，沈平平，裘懌楠等.MRC技術的研究與應用[J].石油科技論壇，2007，26（2）：42-48.

[2]王智.建南氣田飛三段氣藏精細描述與開發潛力研究[J].江漢石油職工大學學報，2007，20（4）：3-5.

[3]耿應春，孫銘新.勝利油田魚骨狀水平分支井鉆井技術[J].石油鉆采工藝，2007，29（5）：20-22.