大慶油田葡淺12區塊淺層稠油水平井鉆井技術

陳紹云 ，李璦輝 ，李瑞營 ，王 楚，劉金瑋

1．大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶163413；2．大慶油田有限責任公司采油二廠，黑龍江大慶163357；3．大慶油田有限責任公司采油一廠，黑龍江大慶163001

摘要：為提高大慶油田葡淺12區塊淺層稠油油藏的開發效益，降低鉆井成本，開展了淺層稠油水平井鉆井技術研究。在分析主要鉆井技術難點的基礎上，根據地層特點優選了地質靶點，采用了7段制井眼軌道設計，并根據管柱下入能力分析結果，考慮必封點確定了井身結構和各開次的鉆具組合，并制定了鉆進技術措施，形成適合葡淺12區塊的淺層稠油水平井鉆井技術。該技術在3口淺層稠油水平井進行了成功應用，與國內其他淺層稠油水平井相比，鉆井周期縮短5 d以上。這表明，超淺稠油水平井鉆井技術能解決葡淺12區塊淺層稠油水平井造斜點淺、流沙層不易造斜、管柱下入難度大等問題，為利用水平井開發淺層稠油油藏、提高采收率和開發效益提供了技術支持。

關鍵詞：淺層 稠油油藏 水平井 鉆井設計 井身結構 鉆具組合 大慶油田

黑帝廟油田葡淺12區塊是大慶油田稠油熱采的重點區塊，井網密度大，3．0 km²范圍內現有生產井193口，且區塊內發育2條大斷層及一些小斷層。由于該區塊油藏埋藏淺，原油在成巖作用前進入地層，從而導致地層膠結疏松，基本未成巖。原油平均密度9．203 kg／L，凝固點平均19℃ 。其黏度對溫度具有很強的敏感性，當溫度為50和100℃ 時，黏度分別為282．7和31．6 mPa·s(地下原油黏度為3 306．2 mPa·s)。常規直井或斜井儲層泄油面積相對較小，在原油黏度高的條件下，無法有效驅替。根據國內其他淺層水平井施工經驗，為了保證有足夠的鉆壓和造斜率，需要采用井口加壓裝置、雙彎螺桿等特殊工具，這樣既增加了鉆井成本，又影響了該技術的推廣。因此，需要開展密井網淺層稠油水平井鉆井配套技術研究，以減少特殊工具的應用、降低鉆井成本，為大慶油田淺層稠油熱采提供技術保障。

1 ．地層特點

葡淺12區塊HI組油層發育于嫩4段地層。嫩4段地層的沉積時期屬于松遼盆地抬升、大規模湖退前期，葡萄花地區由于處于湖盆沉積中心東側，因此沉積相對穩定。嫩4段與下伏嫩3段地層呈整合接觸，總體劃分為6個旋回，各個旋回具有以下特點：

1)旋回厚度分布較為穩定，可對比性強。HI組地層厚度平均248．2 m，厚度變化23．5 m，其中HI2層厚度變化3．5 m，HI6層厚度變化5．5 m，沉積單元地層厚度發育穩定。

2)各沉積單元反旋回特征明顯。旋回底部穩定分布泥巖，向上為粉泥巖、泥粉巖、粉砂巖和細砂巖，有時可見中砂巖，而且底部深色泥巖段自下而上逐步變薄。

3)地層成巖性差，膠結松散，55～120 m井段是流沙層。

2 主要技術難點

1)井網密度大(64．33口／km²)，靶點、井口選擇難度大，井眼需要進行防碰掃描。

2)目的層垂深270 m，比較淺，松散流沙層大尺寸井眼不易造斜，存在進入目的層而井斜角未能達到設計井要求的風險。

3)斷層較發育，且鄰井為高壓注熱蒸汽井，施工過程中存在漏、涌同時發生的可能。

4)直井段淺，鉆具加壓及套管下入難度大。

3 鉆井關鍵技術

3．1 鉆井設計優化

3．1．1 地質靶點優選

葡淺12區塊內已鉆直井中7-6井、7一更6井、7—61井、7—62井、7—63井、6—62井、7—7井等產量相對較高，而一般淺層水平井水平段長設計為200m，從而基本確定葡淺12一平X井的靶區位于圖1中ABB"A"區間之內。同時，根據該區地面設施情況(聯合站、高壓線、公路及油井等)，并按照“大慶油田鉆井井控實施細則”中油氣井井口之間距離不小于7 m以及距高壓線不小于75 m等相關要求開展井眼防碰掃瞄，最終確定水平段為A'B'，方位角為214．61°。

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