长北合作项目攻克大位移双分支水平井技术探秘

2009/7/28　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

　　[中国石油报2009年7月24日] 7月10日，缘于大位移双分支水平井的成功钻井经验，长庆油田长北项目经理部迎来了3年来第79个调研学习考察团队。一个生在低渗透“苦海”，曾被认为是一块食之无味、弃之可惜的“鸡肋”——“长北”，由于在钻井技术上的重大突破连夺高产，进而成为国内外低渗透气藏成功开采的典范。7月18日，记者前往地处陕西榆林市的长庆油田采气二厂，探寻中国石油与壳牌公司长北天然气合作开发项目勇闯中国陆上钻井“盲区”的秘诀。

　　破“盲区”，要有敢为人先的勇气

　　“长北”之名，源自长庆油田对靖边大气田以北区域的称谓。众所周知，2005年以前，尽管国内相当一部分油田在水平井钻井工艺技术上积极展开研发与攻关，但水平段的长度，大都在500米至700米之间，长庆等少数几个油田能够达到的水平段也只有1000米左右，而2000米以上长距离大位移分支水平井，在中国钻井系统一直是个“盲区”，从未有人涉足过。特别是要在中国成功进行大位移双分支水平井施工，国内外业内人士，都认为这是天方夜谭。

　　有权威人士算了这样一笔账，施工水平井段长度在500米以内气井，只是大幅度增加施工成本和增加施工难度而已，实际产量变化并不是很大，只有完成2000米以上长距离水平段的气井，才能在提高钻井效益和提高单井产量上见到效果。

　　没有敢为人先的胆识，就不能突破传统观念上的禁区，就不能从根本上解决低渗透气田高效开发的难题。从2005年年初开始，长北项目在众多人怀疑、观望、迷惑的眼神中，大胆借鉴壳牌公司海洋大位移钻井经验，最终确定了“丛式水平井组开发、稀井高产、井间接替、分区开发”的气田开发总体方案和“每个丛式井组部署双分支水平井或单分支水平井1至3口、双分支水平井段单支长度达到2000米、总长度不少于4000米，最大限度控制储量面积”的钻井施工设计理念，从而拉开了长北项目高难度钻井攻关的序幕。

　　气田开发思路和钻井施工理念的创新，使长北项目一步步走上了出奇制胜之路。从2005年8月3日第一口双分支水平井——CB1-1井开钻施工，到3年后的2008年年底，长北项目就钻完15口双分支水平井，其中日产量达到100万立方米以上的高产井就有11口。可以说，水平井钻井成为长北项目低渗透气田高效开发的重要支撑。

　　破“盲区”，必须先过“软肋”之关 　　实际上，长北项目攻克大位移双分支水平井技术难关的过程，并不是一帆风顺的。就在长北项目部嫁接壳牌公司海洋天然气气藏开发大位移钻井经验，实施以大位移双分支水平井技术为主的气田钻井时，由于长庆油田特殊的地质构造，立即出现“水土不服”的反应：井下事故频发、钻速奇慢、周期延长、费用大增，最初所打的3口双分支水平井，钻井周期最长的达1年零7天，是计划的200%，费用超支达80%以上，平均钻速仅2米/小时。　　“大位移双分支水平井要在长北区块有大的突破，必须大量吸收、应用中国石油及长庆油田在鄂尔多斯盆地30多年来的钻井施工经验，并进行新的技术攻关。”这是长北项目双方合作技术人员痛定思痛后，达成的共识。　　从2006年年底开始，在壳牌石油公司的支持下，长北项目投入上千万美元，引进里伯顿、史密斯、贝壳休斯等国际知名专业技术服务商在海洋水平井钻井的成功技术，并积极结合应用长庆油田公司及川庆钻探、长城钻探等专业技术服务公司先进、成熟、适用的工艺技术，全力展开技术研发与攻关。到2008年8月之后，“大位移双分支水平井”系列钻井工艺技术终于在长北项目果熟蒂落，取得重大进展。　　特别是在制服长北区块特殊的煤层段大斜度钻进、煤层段防坍塌和水平段快速钻进这三大“拦路虎”过程中，通过应用3套设计软件对井眼轨迹进行反复模拟设计与优化、在水平段围绕储层运用“蛇形”钻进技术及优选钻井参数和优选钻头等，取得了水平段裸眼侧钻、套管开窗侧钻、水平井段裸眼下切侧钻等技术的大突破，在最大限度地控制储层、提高储层钻遇率的基础上，还使钻头使用寿命和钻井速度大幅度提高。以新研发的金刚石保径齿钻头为例，其在水平段钻井能力由原来的平均200米提高到了480米，每口井的钻头消耗总数也由原来的平均20只减少到了13只。特别是与川庆钻探工程技术研究院联合攻关研制的新型钻井液体系，成为推进长北项目快速钻井的推进剂，在井斜达75度以上的煤层段的钻井周期，由原来的平均100天缩短到了目前的37天，水平段的钻井速度提高了1/3以上。　　长北项目在中国陆上油气田首创大位移双分支水平井开发低渗透气田的新理念，短短几年时间就先后创造了81/2″井眼水平段最长2251米、6″井眼水平段最长2000米、单井分支水平段总长4969米、双分支水平井单井井身总长12577米等10多项中国陆上水平井钻井技术新纪录。更为自豪的是，为长北项目服务的川庆钻探长庆钻井总公司、长城钻探公司的3台70D钻机的施工业绩，已连续多年居壳牌全球80多部钻机的前4名，2008年度还共同荣获了壳牌公司授予的“全球最佳进步奖”等称号。　　“至今，长北项目创造的这些水平井钻井记录，只有我们自己在不断地‘否定’。”每当说起大位移双分支水平井钻井技术取得的辉煌战果，长北项目钻井组中方组长、高级工程师陈志勇总是这样自豪地说。　　大位移双分支水平井钻井技术在长庆气田的成功突破，表明中国石油与壳牌公司长北天然气合作开发项目，不仅成为中国石油、长庆油田国际合作项目中的一个样板，而且成为突破中国钻井“盲区”、实施高难度钻井技术攻关的先行军。　　相关链接 　　从井身结构上，石油钻井分为直井、斜井、水平井及大位移双分支水平井。水平井钻井是钻具在钻进过程中由垂直向水平转向推进的曲线钻进。大位移双分支水平井是指测深等于或大于垂深2倍的水平井，双分支水平井是指在同一主井眼内钻出两条水平分支的水平井。大位移双分支水平井的优势在于利用最少的井数控制最大的含气面积，同时占用最少的地面设备及地表面积而获得最大的产量。特别是对于低渗透油气田，不连续油气层及存在阻流带的储层，大位移双分支水平井通过较长的水平段克服上述问题获得最大的泻流面积，从而提高单井开发效率，最大限度地获得高产。　　长北项目大位移双分支水平井最大水平位移为3000米，水平段长度为2x2000米，总井深至少为7400米，垂深2900米。单井控制含气面积为9.42平方公里，单井产量为直井的5～10倍。