李海玉，和鵬飛，鄭　超，李忠慧，文守成

（1.長江大學(xué)，湖北武漢　434023；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津　300452；3.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津　300452）

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小井眼側(cè)鉆底水油藏水平井E15H1鉆井技術(shù)

李海玉1，2，和鵬飛2，鄭超3，李忠慧1，文守成1

（1.長江大學(xué)，湖北武漢434023；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300452；3.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452）

摘要：渤海油田部分老油田開發(fā)時間較長，隨著開采的進(jìn)行儲層砂體平面和縱向非均質(zhì)程度高、儲層連通性較差、底水油藏儲量比例大。為保證底水油藏的有效開發(fā)，在后期井網(wǎng)調(diào)整中以水平井作為開發(fā)的主要井型。本文通過H油田地質(zhì)特點和鉆井工程難點，利用水平井軌跡優(yōu)化、著陸段鉆井工具優(yōu)選、水平段地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)應(yīng)用等手段，成功實施了小井眼側(cè)鉆水平井E15H1井，地質(zhì)導(dǎo)向隨鉆實施效果較好，投產(chǎn)后產(chǎn)量高于配產(chǎn)20%。

關(guān)鍵詞：地質(zhì)導(dǎo)向；底水油藏；水平井；渤海油田

渤海H油田自2001年開發(fā)投產(chǎn)后，含水上升快，油田產(chǎn)量遞減也較快，主要存在砂體平面和縱向非均質(zhì)程度高、儲層連通性較差、底水油藏儲量比例大等問題［1，2］。國內(nèi)外油田開發(fā)實踐先例表明，底水油藏開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)是抑制水錐或控制底水錐進(jìn)，最大程度地延長油井無水采油期和控制底水均勻驅(qū)替，以達(dá)到提高底水油藏開發(fā)效果的目的［3-5］。為此在2003年至2010年，選擇油田部分區(qū)塊進(jìn)行水平井開發(fā)技術(shù)。這些調(diào)整井投產(chǎn)后生產(chǎn)形勢均相對較好，進(jìn)一步證實水平井開采具備一定油柱高度的稠油底水油藏，具有較好的開發(fā)效果。為此在2012年再次調(diào)整井作業(yè)中，繼續(xù)采用水平井開發(fā)技術(shù)，并成功應(yīng)用了地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，高效實現(xiàn)地質(zhì)油藏目的。

1　地質(zhì)特征與工程難點

1.1地質(zhì)特征

（1）儲層埋藏淺，淺部地層疏松。該油田主要開發(fā)目的層位于明化鎮(zhèn)組下段。淺部平原組為疏松的黏土表層，成巖性差，易垮塌；明化鎮(zhèn)組地層為泥巖、砂巖、粉砂巖互層。

（2）高孔高滲，疏松砂巖油藏。平均孔隙度為35%，平均滲透率3 000×10-3μm2，局部發(fā)育泥質(zhì)夾（隔）層。

（3）巖性構(gòu)造底水油藏。調(diào)整井靶點層位油層有效厚度在5.0m～10.0m。

1.2鉆井工程難點

（1）地層疏松，砂泥巖軟硬交錯，定向井軌跡造斜率差異較大。

（2）生產(chǎn)平臺無剩余井槽，需要利用低產(chǎn)老井進(jìn)行開窗側(cè)鉆。

（3）考慮底水油藏的特點，縱向上靶點誤差小于1.0m，既要保證順利著陸進(jìn)入儲層，又必須避免穿透油層進(jìn)入底水（見圖1）。

圖1　底水油藏水平井作業(yè)難點示意

2　技術(shù)思路

2.1優(yōu)化水平井軌跡設(shè)計

由于本井是側(cè)鉆調(diào)整井，軌跡設(shè)計一方面考慮造斜率要滿足渤海淺部地層、鉆井工具性能，另一方面考慮臨井軌跡防碰情況。E15H1井側(cè)鉆軌跡設(shè)計（見表1），造斜率在2.5°/30m～4.0°/30m左右，利用Landmark掃描顯示主要存在深層防碰問題，分離距離雖主要體現(xiàn)在垂深上的差距，利用垂深差以保障設(shè)計階段的防碰規(guī)避。

表1　定向井軌跡設(shè)計

2.2井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

由于本井是采用老井側(cè)鉆，根據(jù)側(cè)鉆點設(shè)計選擇在老井眼177.8 mm套管內(nèi)，由于小于該尺寸的井眼及套管結(jié)構(gòu)較少，在渤海僅剩152.4 mm井眼尺寸可用，同時本井為設(shè)計水平井，因此設(shè)計采用152.4 mm小井眼側(cè)鉆后著陸并完成水平段，裸眼段采用114.3 mm盲管（遇油遇水膨脹封隔器封隔）+114.3 mm優(yōu)質(zhì)篩管裸眼完井（見表2）。

表2　井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

2.3鉆井工程工具的優(yōu)選

2.3.1著陸段本井開窗成功后自765.0m開始造斜鉆進(jìn)，井眼小、軌跡控制造斜率高，因此首先選擇螺桿電動機鉆具，采用0.78°單彎角，不加穩(wěn)定器定向鉆進(jìn)，加重鉆桿采用倒裝模式加放在井斜小于30°位置?；瑒鱼@進(jìn)參數(shù)：鉆壓2t～5t，排量900 L/min～1 000 L/min；旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)參數(shù)：鉆壓1t～3t，排量900 L/min～1 000 L/min，轉(zhuǎn)速70 r/min。具體鉆具組合：152.4 mmPDC鉆頭+ 120.6 mm螺桿電動機（單彎角0.78°）+120.6 mm浮閥接頭+120.6 mm無磁鉆鋌+120.6 mmLWD+MWD+120.6 mm隨鉆震擊器+88.9 mm加重鉆桿5根+88.9 mm鉆桿若干+88.9 mm加重鉆桿11根。

2.3.2水平段

（1）地質(zhì)導(dǎo)向的選擇。早期或者一般采用傳播電阻率儀器進(jìn)行地層評價即用于地質(zhì)導(dǎo)向，但是此類儀器無方向性，不能確定井眼從上還是從下接近砂泥巖邊界或者油水邊界，此類儀器抗環(huán)境干擾性較低，鉆井液侵入以及井眼“葫蘆”均對其效果有較大的影響［6，7］。因此分辨率和探測深度是評價地質(zhì)導(dǎo)向工具能力的主要參數(shù)［8，9］。斯倫貝謝公司的PeriScope工具屬于定向深探測成像儀器，采用電磁測量進(jìn)行地質(zhì)導(dǎo)向，120.6 mm工具可以從360°探測深度3.0m以上的邊界面，為軌跡選擇提供最優(yōu)方向，深度上提前預(yù)測，實時反演成圖以及識別流體界面或地層邊界（見圖2）。

（2）鉆具組合：152.4 mmPDC鉆頭+120.6 mm旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向+120.6 mm地質(zhì)導(dǎo)向探邊工具+120.6 mm LWD+MWD+ 120.6 mm無磁鉆鋌+120.6 mm浮閥接頭+120.6 mm隨鉆震擊器+88.9 mm加重鉆桿14根+88.9 mm鉆桿若干。鉆井參數(shù)：鉆壓1t～2t，排量900 L/min～1 000 L/min，轉(zhuǎn)速70 r/min～110 r/min。

3　實施結(jié)果與效果分析

3.1水平段地質(zhì)導(dǎo)向?qū)嵤┣闆r

3.1.1地質(zhì)導(dǎo)向軌跡控制E15H1井在水平段實施過程中，在近鉆頭2.0m以內(nèi)可實時測量自然伽馬、電阻率、井斜角及方位角；配合實時方位性測量（測量井眼上下方）自然伽馬、電阻率，對設(shè)計軌跡進(jìn)行了實時優(yōu)化調(diào)整，避免了軌跡的地質(zhì)應(yīng)急急劇變化，精準(zhǔn)的維持在距離油層頂界面0.4m～0.8m位置內(nèi)，一定程度上先決性的避免了底水的侵入。

3.1.2氣測參數(shù)響應(yīng)情況從現(xiàn)場巖屑錄井及氣測顯示看，隨鉆氣測顯示與測井響應(yīng)較好，進(jìn)一步驗證了地質(zhì)導(dǎo)向的準(zhǔn)確性。

3.2產(chǎn)量情況

E15H1井投產(chǎn)后，穩(wěn)定階段產(chǎn)量表現(xiàn)良好，日產(chǎn)油量超配產(chǎn)20%以上（見圖3）。

圖3　產(chǎn)量情況

4　結(jié)論

（1）地質(zhì)導(dǎo)向工具的成功應(yīng)用，可以根據(jù)地層變化在水平段鉆進(jìn)的最優(yōu)化處理，避免了軌跡的急劇變化。

（2）地質(zhì)導(dǎo)向工具的使用提高了地質(zhì)和工程的無縫連接，做到了實鉆軌跡隨地層變化而提前變化，做到了水平段鉆進(jìn)的萬無一失，通過及時跟蹤，保證了水平段油層的鉆遇率。

（3）地質(zhì)導(dǎo)向作業(yè)過程中、錄井公司、鉆井公司及相關(guān)技術(shù)人員協(xié)調(diào)溝通、信息共享、專業(yè)配合，體現(xiàn)了現(xiàn)代鉆井作業(yè)的精細(xì)專業(yè)化趨勢。

參考文獻(xiàn)：

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Application of geosteering in horizontal well E15H1 of bottom water reservoir

LI Haiyu1，2，HE Pengfei2，ZHENG Chao3，LI Zhonghui1，WEN Shoucheng1
（1.Yangtze University，Wuhan Hubei 434023，China；2.CNOOC EnerTech-Drilling&Production Co.，Tianjin 300452，China；3.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin 300452，China）

Abstract:Old oilfield in Bohai oilfield has a long development time，with mining were reservoir sand body surface and high degree of vertical heterogeneity，reservoir connectivity is poor，the proportion of bottom water reservoirs large. Horizontal well is the main way of development. This article present geological features and drilling engineering difficulties in H oilfield，and with trajectory optimization，choosing of drilling tool for landing section，using of geosteering tools drilled E15H1 well. After putting into operation，the effect is better，the output is increased by 20%.

Key words：geosteering；bottom water reservoir；horizontal well；Bohai oilfield

中圖分類號：TE243

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）06-0029-04

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.06.007

*收稿日期：2016－05-13

基金項目：國家科技重大專項-海上稠油油田高效開發(fā)示范工程，項目編號：2011ZX05057。

作者簡介：李海玉，男，甘肅酒泉人，工程師，長江大學(xué)在職研究生，主要從事海洋石油鉆完井技術(shù)監(jiān)督工作，郵箱：lihy15@cnooc.com.cn。