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1、二一一年九月,川庆钻探工程有限公司,前 言,苏里格气田勘探面积4万平方公里，天然气总资源量3.8万亿立方米，累计探明5336.52亿立方米的地质储量，是 “西气东输” 战略的重要区块。但其属低压、低渗、低产的“三低”气田，单井产量低，开发成本回收周期长。为此确立了苏里格气田“面对现实，依靠科技，简化工艺，走低成本开发道路”的开发理念，以单井多产，降低开发成本为目的的水平井钻井技术得到了较大发展。,自2009年以来，水平井数量逐年增加，累计完成58口，平均钻井周期由156天缩短至56天。其中桃7-9-5AH最高单井试气无阻流量达到每天160.15104m3/d 。至此，苏里格气田已由“多井低产”
2、迈入“少井高产”新时期。,苏里格水平井开发历经三个阶段：,2001-2002年进行了水平井先导性试验，完成了苏平1井、苏平2井 ，未取得预期开发效果。,2009年优化了井身结构，完井6口，取得良好的开发效果；2010-2011年，进入全面开发阶段，并取消导眼，累计完井49口， 形成了以全井段PDC复合钻井为核心的十项配套技术，不断刷新多项技术指标，其中钻井周期最短26.96天，水平段最长2606米。,2008年，试验井苏平14-13-36进行了储层压裂改造，由于施工周期长，成本高，未能规模应用。,一、地 质 概 况,苏里格气田位于长庆靖边气田北侧，区域构造属于鄂尔多斯盆地中北部，系宽缓浅水三角
3、洲沉积环境，属于砂岩性气藏。主力气层为山西组山1、石盒子盒8，埋深3200-3800米，气藏压力系数平均0.70.98。,二、水平井井位优选技术,“储量丰度高、动用程度低”的区域；三维地震储层预测和目的层砂体对比结果相吻合；钻探目的层有效厚度较大（大于5m）、物性较好（孔隙度大于8）、储层分布较稳定、展布范围较大。位于区块天然气富集区带。,一是根据富集区块内对各单井进行小层划分与对比，对储层有效厚度、物性参数、展布空间范围变化情况追踪研究； 二是根据三维地震属性解释反演成果及定性描述，结合实际已钻井情况，与地质认识相结合，选出有利布井区域；,三是借用地质建模对砂体发育情况进行模拟，提供更加直观
4、合理的地质依据；四是分析各小层动用程度、潜力情况及有利富集区，确定单层砂体在剖面上的展布情况及含气性，精细描述各个小层在平面上的分布变化趋势、连通状况及发育程度，精细刻画砂体和储层空间展布，并结合邻近的生产动态对井位进行优选和确定。,桃7-9-5AH井位于苏里格气田桃7区块西北部，从三维地震解释以及地震偏移剖面和去泥质反演剖面来看，该区域盒7段储层平面及纵向发育较好，砂体在目标区域分布较为连续。周边完钻井资料表明该区域盒7段砂体普遍发育较好，有效储层厚度为6-9.3m。测井解释盒7段孔隙度为7.7-15.7%。适合部署水平井。,从周边邻井试气分析上看，绝大部分邻井均为无阻流量大于10104m3
5、/d的一类气井。该区域试气结果表明，盒7段产能贡献大，产能高。,实钻结果： 本井钻遇有效储层长519.4m，储层钻遇率61.1%，试气获无阻流量160.15104m3/d，配产15104m3/d，为同区块直井产量的三倍以上，极大的提高了单井的产量，取得了良好的效果。,三、水平井钻井技术,2008年在苏平14-13-36井试验了带导眼三开井身结构： 444.5mm钻头762m/339.7mm套管760m; 311.2mm钻头3707m/244.5mm套管3703m ； 215.9mm钻头5008m/139.7mm 筛管(3505-5005m); 施工过程311.2mm井眼造斜效率低，钻井周期长(
6、272天)，未能规模应用。,2009年上半年对井身结构进行优化：346mm钻头7m/273mm套管;241.3mm钻头/177.8mm套管入窗;152.4mm钻头/101.6mm 筛管。钻井速度明显提升，钻井周期缩短到了100天左右。随着对苏里格储层的展布进一步明晰，2009年9月率先在桃7区块试验了取消导眼的三开井身结构，钻井周期缩短至60天内，增产效果显著，并进行了规模推广。,通过不断认真总结苏里格水平井施工经验及借鉴壳牌公司长北水平井设计经验，形成了最短时间、最快速度、最低消耗、最大复合钻井比例入窗的剖面设计模式。 一是适当延长靶前距、采用中长半径水平井剖面，大幅增加了斜井段PDC钻头复
7、合钻进井段，充分发挥出PDC钻头优势，提高了机械钻速； 二是改变以往先设计剖面再选钻具组合的思路，根据钻具特性，模拟实钻情况设计剖面。2009年完成的3口无导眼水平井均采用此剖面，使复合钻井段比例达到70%以上，为全井段推广PDC钻头的应用提供了有利条件。,针对不施工导眼、储层不确定问题，坚持“模拟实钻、精确监控、缓慢纠偏、斜有余地、稳斜探顶、复合入窗”的轨迹控制原则，实时动态精确监控，分析计算工具造斜能力，合理预算，及时校正待钻井眼设计，确保中靶，并将待钻井眼曲率控制在PDC复合钻进造斜能力范围，提高了复合钻进的比例。桃7-9-5AH井斜井段1020米，其中复合钻进井段834米，占81.8%
8、，在靶点垂深提高4米的情况下，实现了准确入靶。,形成高抗扭、低压耗、防粘阻钻具组合，优化螺杆参数。,由钟摆、塔式逐步优化为四合一，机械钻速由2009年的15.22米/小时提高至18.24米/小时。,由定向、增斜、入窗三套组合优化为一套钻具组合。,直井段,斜井段,水平段,以“121”工程(直井段一趟钻；斜井段两趟钻；水平段一趟钻)为目标，持续进行PDC个性化设计攻关,实现了全井段应用PDC钻头。,直井段以防斜打快为主题，优化形成了强攻击、高耐磨、双级切削、混装布齿结构的PDC钻头，实现高钻速一趟钻。苏36-13-11H井直井段以3.96天一趟钻完成进尺2220米，同比缩短周期1/3。,斜井段采用
9、长保径、浅内锥耐磨导向个性化国产PDC钻头，实现全井段使用PDC钻头两趟钻。苏东57-09H1井实现斜井段使用两只PDC钻头两趟钻完成678米进尺，斜井段施工周期8.42天、平均机械钻速4.39米/小时。,六刀翼结构,并且带辅助切削齿。可换式喷嘴设计。抗回旋设计和力平衡布齿。井底流场仿真优化水力设计，分割独立式流道。较浅内锥和较短的外锥剖面结构，增强钻头的侧向攻击性及使用寿命。长保径设计，保证钻头工作平稳和井壁光滑，并布有倒划眼齿。,水平段钻头优选历经进口牙轮、进口PDC和PDC国产化三个阶段；现以高耐磨、强保径、浅内锥为特征的国产PDC钻头得到全面推广。苏5-15-7H井创造了单只国产PDC
10、钻头进尺863米的纪录。为实现水平段一趟钻奠定了基础。,针对水平段长度逐步延伸，形成了以降摩减阻为核心的长水平段技术。一是应用水平井摩阻扭矩分析软件，分析影响摩阻、扭矩的因素，建立三维井眼钻柱轴向力、扭矩的计算模型,现场根据实钻情况，反演校正摩阻、扭矩，为水平段延伸提供科学依据。,6. 超长水平段降摩减阻技术,二是平滑轨迹控制技术，优化形成稳斜性能好的钻具结构，采用滑动导向和复合钻进的方式，提高复合钻进比例，水平段复合钻进比例达到94.32%，实现井眼轨迹控制平滑。,三是优选LWD仪器，配套新型水力加压工具。为有效地克服长水平段钻进时的托压难题，应用了水力振荡器，并合理优选最佳安放位置，同时优
11、选与之配套的LWD仪器。水平段滑动机械钻速同比提高32.5%。复合机械钻速提高80.99%。,四是及时分析总结摩阻、扭矩控制方法, 采取控时钻进、短程起下钻等技术措施，确保井下安全。,目前已完成水平段1200米以上15口，其中,水平段长2606米 水平位移达到3162.84米 完钻井深6329米 机械钻速9.57米/小时 钻进周期57.69天,针对苏里格地区储层具有“薄、多、散、杂”的特点,储层不确定性极高，目的层砂岩发育较差，积极开展多台阶水平井技术攻关，施工技术日趋成熟（最高垂深落差达29.45米）。多台阶水平井已成为苏里格气田降低生产成本和有效提高采收率的重要手段。,7、多台阶水平井技术
12、,苏平1井由于目的层砂岩发育较差，结合实测GAMMA数据、气测值和岩性变化，不断调整井眼轨迹，水平段垂深落差变化大，整个井眼轨迹进行了稳斜-降斜-增斜-稳斜-增斜-强降斜六次调整，形成4个台阶；垂深落差29.45 米。,苏36-8-18H井水平段钻进时砂岩垂深落差8.3米，且泥岩段长272m。,苏36-8-18H井实钻井眼轨迹剖面图,2010年完成了桃7-14-18H双分支水平先导性试验井，采用贝克休斯分支技术，实现了国内第一口双分支水平井+分段压裂施工，在一个井眼内实现两层分段压裂，合层开采，盒8砂体钻遇率92.74%,储层钻遇率69.91%；盒7砂体钻遇率94.75%, 储层钻遇率89.6
13、3%。下分支（盒8段）无阻流量85 104m3/d，上分支（盒7段）无阻流量40104m3/d。产量是同区块常规水平井平均产量的3倍。,8.分支井技术,该井一开346.0mm钻头/273.0mm表套；二开241.3mm钻头+215.9mm钻头/177.8mm技套；三开152.4mm钻头（水平段长762m）；分段完井管柱；支井：152.4mm钻头（裸眼长度1238m，水平段长765m）,桃7-14-18H双分支水平井完井示意图,（1）直井段使用无固相强抑制聚合物钻井液体系。该体系有效预防了直罗、延长组底部坍塌。在确保井下安全的同时，极大地解放了机械钻速，实现了优质高速钻进。（2）斜井段使用无土相
14、强抑制复合盐钻井液体系。针对以往气井水平井斜井段使用三磺分散型钻井液体系，“双石”层易发生坍塌和PDC钻头泥包等问题，研究“双石层”特性及坍塌机理，2009年以来，在50口井创新试验和推广具有强抑制、填充封堵、力学稳定等多项功能的无土相强抑制复合盐钻井液体系，有效解决了地层坍塌和PDC钻头泥包。,9.钻井液优化技术,（3）水平段使用无土相低伤害酸溶暂堵钻井液体系。该体系具有密度可调、失水低、耐温高(150)、 流变性好、抑制强及酸溶率高等特点，能够有效保护储层，现场平均伤害率为9.59%,属于轻度伤害。在桃7-9-5AH井应用，获得无阻流量160.15104m3/d的高产气流。,针对钻遇泥岩频
15、繁的问题，采取悬空侧钻技术，避免了由于地质因素不确定性造成的填井损失。目前累计实施悬空侧钻5口，为提高储层钻遇率提供了技术支撑。,10.悬空侧钻技术,四、应用效果,苏里格气田水平井开发经过多年的技术攻关,取得了重大进展,在井位优选、提高储层钻遇率、钻井提速、储层改造等方面获得突破,现场实施效果良好, 较大幅度地提高了单井产量,已具备了水平井规模开发的条件。,由2008年的48%逐步提高到60%以上，截止2010年12月底，苏里格中区（自营区）共投产水平井23口，最高日产量12.4104m3/d,目前平均日产量5.4104m3/d，平均井口套压14.6MPa。水平井试气无阻流量基本为直井的3倍以上，而投产产量则达到直井的5倍左右。,平均钻井周期由156.26天缩短至56.43天,降幅达176.9%；平均机械钻速由4.14米/小时提高至8.04米/小时，提高幅度达94.2%。苏36-23-10H井以钻井周期26.96天，创造了苏里格气田水平井最短钻井周期记录。,已完成水平段1200米以上15口，其中苏5-3-16H1井水平段长2606米，水平位移达到3162.84米，完钻井深6329米，机械钻速9.57米/小时,钻进周期57.69天，创中石油陆地最长水平段记录。,水平段长度不断延伸,3,五、几点认识,谢谢大家！,
