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大庆油田葡浅12区块浅层稠油水平井钻井技术

陈绍云 ,李瑷辉 ,李瑞营 ,王 楚,刘金玮

1.大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院,黑龙江大庆163413;2.大庆油田有限责任公司采油二厂,黑龙江大庆163357;3.大庆油田有限责任公司采油一厂,黑龙江大庆163001

摘要:为提高大庆油田葡浅12区块浅层稠油油藏的开发效益,降低钻井成本,开展了浅层稠油水平井钻井技术研究。在分析主要钻井技术难点的基础上,根据地层特点优选了地质靶点,采用了7段制井眼轨道设计,并根据管柱下入能力分析结果,考虑必封点确定了井身结构和各开次的钻具组合,并制定了钻进技术措施,形成适合葡浅12区块的浅层稠油水平井钻井技术。该技术在3口浅层稠油水平井进行了成功应用,与国内其他浅层稠油水平井相比,钻井周期缩短5 d以上。这表明,超浅稠油水平井钻井技术能解决葡浅12区块浅层稠油水平井造斜点浅、流沙层不易造斜、管柱下入难度大等问题,为利用水平井开发浅层稠油油藏、提高采收率和开发效益提供了技术支持。

关键词:浅层 稠油油藏 水平井 钻井设计 井身结构 钻具组合 大庆油田

黑帝庙油田葡浅12区块是大庆油田稠油热采的重点区块,井网密度大,3.0 km²范围内现有生产井193口,且区块内发育2条大断层及一些小断层。由于该区块油藏埋藏浅,原油在成岩作用前进入地层,从而导致地层胶结疏松,基本未成岩。原油平均密度9.203 kg/L,凝固点平均19℃ 。其黏度对温度具有很强的敏感性,当温度为50和100℃ 时,黏度分别为282.7和31.6 mPa·s(地下原油黏度为3 306.2 mPa·s)。常规直井或斜井储层泄油面积相对较小,在原油黏度高的条件下,无法有效驱替。根据国内其他浅层水平井施工经验,为了保证有足够的钻压和造斜率,需要采用井口加压装置、双弯螺杆等特殊工具,这样既增加了钻井成本,又影响了该技术的推广。因此,需要开展密井网浅层稠油水平井钻井配套技术研究,以减少特殊工具的应用、降低钻井成本,为大庆油田浅层稠油热采提供技术保障。

1 .地层特点

葡浅12区块HI组油层发育于嫩4段地层。嫩4段地层的沉积时期属于松辽盆地抬升、大规模湖退前期,葡萄花地区由于处于湖盆沉积中心东侧,因此沉积相对稳定。嫩4段与下伏嫩3段地层呈整合接触,总体划分为6个旋回,各个旋回具有以下特点:

1)旋回厚度分布较为稳定,可对比性强。HI组地层厚度平均248.2 m,厚度变化23.5 m,其中HI2层厚度变化3.5 m,HI6层厚度变化5.5 m,沉积单元地层厚度发育稳定。

2)各沉积单元反旋回特征明显。旋回底部稳定分布泥岩,向上为粉泥岩、泥粉岩、粉砂岩和细砂岩,有时可见中砂岩,而且底部深色泥岩段自下而上逐步变薄。

3)地层成岩性差,胶结松散,55~120 m井段是流沙层。

2 主要技术难点

1)井网密度大(64.33口/km²),靶点、井口选择难度大,井眼需要进行防碰扫描。

2)目的层垂深270 m,比较浅,松散流沙层大尺寸井眼不易造斜,存在进入目的层而井斜角未能达到设计井要求的风险。

3)断层较发育,且邻井为高压注热蒸汽井,施工过程中存在漏、涌同时发生的可能。

4)直井段浅,钻具加压及套管下入难度大。

3 钻井关键技术

3.1 钻井设计优化

3.1.1 地质靶点优选

葡浅12区块内已钻直井中7-6井、7一更6井、7—61井、7—62井、7—63井、6—62井、7—7井等产量相对较高,而一般浅层水平井水平段长设计为200m,从而基本确定葡浅12一平X井的靶区位于图1中ABB"A"区间之内。同时,根据该区地面设施情况(联合站、高压线、公路及油井等),并按照“大庆油田钻井井控实施细则”中油气井井口之间距离不小于7 m以及距高压线不小于75 m等相关要求开展井眼防碰扫瞄,最终确定水平段为A'B',方位角为214.61°。

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