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丛式井组施工顺序的确定原则作者：高存满来源：《科学与技术》2015年第02期摘要：应用丛式井钻井技术开发浅层油气藏可以加快油田勘探开发速度，降低钻井综合成本，提高原油产量和采收率，满足区块油藏的开采要求；同时便于完井后采油站的集中建设，油井的集中管理，减少集输流程，节省人、财、物的投资。
本文通过施工滨4丛式井组实例探讨了丛式井组钻井技术的难点和重点：丛式井组钻井顺序的确定。
关键字：丛式井；钻井；施工顺序1.丛式井的概念及意义丛式井是指在一个井场或平台上，钻出若干口甚至上百口井，各井的井口相距不到数米，各井井底则伸向不同方位[1]。
丛式井技术主要有以下优点：可以降低开发成本，提高经济效益。
如节省大量搬家、安装的费用；便于开发管理部门集中管理和自动化控制，便于采油作业和修井作业；可以节约大量的钻井用地和地面配套用地，有利于环境保护。
近年来，利用丛式井钻井技术开发的许多区块效果非常好，许多受地面条件限制的区块使用丛式井钻井技术开发油气藏，不仅提高了油藏的采收率，而且节约了大量的成本，同时节省了大量的耕地，最大限度降低了石油钻井对环境的污染，对于保护生态环境，促进油田可持续发展具有十分深远的意义，因此丛式井钻井技术值得我们大力推广。
2.丛式井井眼施工顺序的确定丛式井设计的根本原则是：保证在钻井作业过程中，整个井组的井与井之间不发生碰撞，在保证开发要求的前提下，选用井身最短、井斜角适当的最简单剖面，并且合理地安排钻井作业顺序，尽量避免邻井套管对磁性测量仪器产生干扰。
通过合理地选择井身剖面、井身结构、造斜点、造斜率、井口分配和钻井顺序等以完成丛式井的设计[2]。
2.1 钻井井口布局优化。
考虑到地面条件限制，为了整体搬移钻机方便，增加钻机的施工效率，丛式井井口一般采用“一”字形排列方式。
2.2 钻井顺序优化。
1）根据平台部署井相对位置关系部署钻井顺序和划分控制区。
单平台开发控制数十口甚至以上时，需要考虑平台与部署井之间的相对位置关系。
收稿日期：2011－10－27；修回日期：2012－03－08基金项目：中国石油天然气集团公司重大钻井技术集成配套与现场试验项目之“页岩气丛式水平井开发钻完井配套技术”课题成果，项目编号：2011D －4403。
作者简介：韩烈祥（1963－），教授级高级工程师，1986年7月毕业于华东石油学院钻井工程专业，现任川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院副院长，《钻采工艺》杂志主编。
地址：（618300）四川广汉市中山大道南二段88号，电话：0838－5151302，E －mail ：hlxiang@vip．sina．com 钻井工艺丛式井低成本批量钻井技术韩烈祥1，向兴华1，鄢荣1，杜威2，熊寿辉3，杜济明1（1川庆钻探公司钻采工程技术研究院2中国海洋石油湛江分公司3川庆钻探公司生产运行处）韩烈祥等．丛式井低成本批量钻井技术．钻采工艺，2012，35（2）：5－8，11摘要：在油气资源日益紧张，移动式钻机作业费用不断上涨的今天，丛式井批量钻井技术的合理运用对于降低钻井成本，开发页岩气、致密气、致密油等低效油气田具有重要意义。
批量钻井通过充分利用离线设备，大大降低了钻机非进尺占用时间。
使用可纵横两向自由移动覆盖全井场的移动模块钻机，以方便快速搬安，实现高效钻加密丛式井网。
同时，批量钻井由于井眼间距较小，在钻井及固井工艺都有一系列特殊工艺技术。
关键词：批量钻井；离线；学习曲线；移动钻机；模块化钻机；丛式井；低成本；页岩气中图分类号：TE 243文献标识码：ADOI ：10．3969/J．ISSN．1006－768X．2012．02．02为了增加利润空间，在上世纪80年代末、90年代初批量钻井技术在石油工业用得越来越多，大小投资商都希望通过成批地进行钻井和完井作业，降低油气田的开发成本。
丛式井批量钻井技术就是采用移动钻机依次钻多口不同井的相似层段，固井后，再顺次钻下一层段［1］。
通过重复作业的学习曲线管理提高作业效率，通过类似作业提高钻具组合利用率、钻井液利用率，通过批量专业工程技术服务节约动复原费、实现工厂化作业，通过大量的不占用井口操作（离线作业）及无钻机测固井方式实现交叉作业、提高钻机进尺工作时效，由于要满足多口井重复使用，地面基础设施建设质量高、废弃物排放减少。
HQ区块主要有2套开发的储油层，一套为三叠系延长组，储层埋深在2000～2500m；一套为侏罗系延安组，储层埋深在1900～2150m。
地层从上而下依次为第四系、白垩系、侏罗系、三叠系。
随着HQ区块勘探开发的深入，通过开展三叠系、侏罗系含油面积叠合区建产潜力和经济效益评价，在HQ65井区利用侏罗系开发井加深，后发现HQ802建产区长8油藏，落实叠合建产面积3.6m2。
为提高区块开发效率，实现低成本开发，以前期HQ区块丛式井钻井设计优化研究和国内丛式井先进经验为基础，逐步由单一层系开发向叠合多层立体开发转变，本文以HQ802建产区为例，开展大井丛多层系立体开发钻井一体化设计技术现场试验[1]。
1 HQ802建产区侏罗系油藏钻井概况HQ802建产区自2019年9月开始实施侏罗系井以来，历时近2年时间陆续利用7个丛式井平台完成99口侏罗系油藏定向井，包括3口探评井，96口开发井，单平台平均布井达到14口，表层平均深度540m，平均井深2431m，定向段设计造斜率3.5°/30m，绕障扭方位段设计造斜率1.5°/30m，设计最大井斜33.96°（HQ65-28J），设计最大水平位移1010m/垂深2311m[2]。
表1 HQ802建产区上部侏罗系油藏已钻井统计序号平台井数1HQ652平台212HQ65-23J平台153HQ65-4J平台134HQ65平台135HQ63平台186HQ63-18J平台97HQ68-1J平台10合计7个平台99口侏罗系井2 多层系立体开发技术难点HQ区块尚处于勘探阶段，多层系立体开发技术还处于起步攻关阶段。
通过4年的技术攻关和积极探索，钻井模式实现了由直井、定向井到丛式定向井（大斜度井/水平井）、混合井型大井丛钻井的不断转变。
但随着勘探开发的不断深入，为提高单井产量，减少环境扰动，实现少征平台多钻井，最大限度提高平台利用率和储量动用程度，致密砂岩油藏多层系高效立体开发钻井难度显著增加，具体表现在：（1）平台位置优选、槽口规划布局难度增大；（2）井眼剖面类型复杂化；（3）丛式井组的井眼轨道整体设计及施工难度大；（4）井网密大井丛多层系立体开发钻井一体化设计技术在HQ802建产区的研究与应用曹刚 白璐 马洪亮 张新臣玉门油田分公司工程技术研究院 甘肃 酒泉 735000摘要：针对叠合建产区钻井一体化设计中遇到的技术难点问题，以优选的HQ802井区为例，从平台位置优选、地面槽口优化及钻井排序研究、井身剖面优选及轨道优化、防碰扫描及绕障设计四方面开展研究，顺利保障了多层系立体建产区17口三叠系定向井的安全快速施工，为油田钻采提效，高效建产提供了可靠的技术保障。
小井距浅表层大井眼定向钻井技术小井距浅表层大井眼定向井存在诸多难度，造斜点浅，地层松软，井眼尺寸大，造斜率低，造斜点间距小，定向需要一次成功。
在一定条件下岩屑床会发生滑移、堆积，特别是停止循环钻井液时，岩屑会在下井壁处快速聚集，形成岩屑床，从而对施工造成威胁。
在满足钻井工艺的条件下，钻具结构越简单越好。
特殊设计的塔式动力钻具和有效的导向钻进技术措施确保了浅表层大井眼定向的一次成功。
标签：井眼净化丛式井;小井距;浅表层;大井眼;定向钻井1工程概况及技术难点KD481C井组大型丛式井组浅表层大井眼定向钻井面临以下技术难点：1.1造斜点浅，地层松软，井眼尺寸大，造斜率低大斜度定向井是指井斜角在55～85°范围内的定向井，当定向井井斜超过55°时，井身轨迹受地层倾角和地层可钻性差异影响较大，从而给钻井施工带来种种问题;长水平位移定向井是在定向井、水平井技术之后又出现的一种特殊工艺井，顾名思义，长水平位移定向井具有较长的水平位移和高井斜稳斜井段。
正是由于这一特征，即大井斜、长井段下的突出的重力效应，带来了长位移井的一系列技术难点和特点，具体表现在钻井工艺、固井工艺、井下工具和仪器等诸多方面。
KD481C井组设计的定向井中，井斜角超过50°的有5口、超过55°的有3口、超过60°的有2口，水平位移超过1000 m的有7口、接近或超过1500 m的有5口。
这类井施工难度很大，起下钻和电测都会遇到困难，所以设计中将造斜点尽量上提，在浅表层定向造斜，尽可能减小最大井斜角。
9口定向井中有全部设计在444.5 mm 大井眼定向，造斜点最深的仅290m，最浅的仅为97.81m。
造斜点所处的第四系平原组地层非常松软，且井眼尺寸大，造斜率低，常规钻具组合很难实现有效造斜。
1.2井间距小，井眼轨迹交叉分布，防碰和绕障问题突出KD481C井组中各井纵横中心距离只有1.524 m ×1.829 m，在隔水管、表层直井段钻进时井眼极易相碰和串槽。
收稿日期:2003-08-12作者简介:李培佳(1968-),1990年毕业于石油大学(华东)钻井专业,长期从事定向井、水平井的钻井技术管理工作,现任大港油田集团定向井技术服务公司经理助理、高级工程师。
地址:(300280)天津大港。
生产线上浅层丛式井钻井工艺李培佳,冯志明,李 红,刘国渝(大港油田集团定向井技术服务公司) 摘 要:应用丛式井钻井技术开发浅层油气藏是降低钻井综合成本,提高原油产量的途径之一。
平台优化和井眼轨迹控制技术是丛式井施工的核心技术,经过重点科技攻关,该技术日趋完善,并在国内各大油田推广应用。
但是,应用丛式井钻井技术开采浅层油藏技术和低产油藏技术还需做进一步的完善。
文中结合近年来在内蒙古科尔沁、陕西安塞、延安等地区承钻浅层丛式井钻井实践,讨论浅层丛式井井眼轨迹控制的技术问题和施工难点、重点。
关键词:丛式井;平台;浅层油气藏;井眼轨迹;测量中图分类号:TE 24313 文献标识码:A 文章编号:1006-768X (2004)02-0090-02 井眼轨迹控制技术是丛式井钻井施工的核心,经过“七五”、“八五”、“九五”期间国家重点科技攻关,该技术正日趋完善,并在国内各大油田推广应用。
但是,应用丛式井钻井技术开采浅层油藏技术和低产油藏技术还需进一步的完善,本文结合在内蒙古科尔沁、陕西安塞、延安等地区承钻浅层丛式井的实践,讨论浅层丛式井井眼轨迹控制技术问题。
浅层丛式井钻井特点应用丛式井技术开发浅层油气藏,首先要建立一个既能满足经济、优质、安全、快速钻进,又能精确地控制井眼轨迹的钻井模式。
浅层丛式井钻井的特点:(1)地层胶结疏松,造斜困难。
(2)油层埋藏浅,井段短,井眼轨迹控制调节余量小,精度要求高。
(3)下部井段短,给钻具结合的优选造成困难。
通过对地层特性,钻具性能分析,建立了造斜井段以动力钻具为主,下部稳斜井段采用微增钻具结合的井眼轨迹控制模式。
在安塞油田、延安油田、科尔沁油田的实践,基本能实现定向一次成功,微增钻具顺利钻达靶区,达到优质快速钻井的目的。
同时,通过调整钻井参数,有效地控制了井斜和方位的变化,提高了实钻轨迹与设计轨迹的吻合度。
井眼轨迹控制技术11平台设计和施工方案优选丛式井的设计必须满足油气田开发要求并执行丛式井设计的基本原则,选用最简单的井身剖面,合理安排钻井顺序。
应用“直—增—稳”三段制剖面设计浅层丛式井,可以减少钻井工序,缩短井眼长度,降低摩阻,减少钻井事故,基本上满足采油工艺的要求。
充分考虑井位、地质、油层的特点,采用造斜点在50～200m ;相邻的井造斜点上下错开30～50m 布井方案,根据目标方位、目标位移,合理均匀布置井口位置,优选造斜率,使井口与井底连线在水平面上的投影尽量不相交,各井方位成放射性分布。
先钻造斜点深的井,后钻造斜点浅的井;先钻位移小的井,后钻位移大的井。
21井眼轨迹控制同一种钻具结合,相同的钻井参数,在不同的地区,不同的地层使用,会显示出不同的特性,因此,合理的选用钻具组合能有效地提高井眼轨迹的控制精度,减少更换钻具所造成的无故浪费。
定向造斜:在疏松地层,定向造斜困难,造斜井段选用比设计造斜率高一级的钻具组合,即大角度的弯接头配合短螺杆钻具组合。
在上述地区大约完成了220口同类型的井,井斜和方位基本一次到达了理想状态,减少了转盘钻增斜的不稳定性,提高了造斜段井眼轨迹控制精度,为下部井段顺利施工提供了保证。
常用的钻具组合如下:21519钻头+ 165短螺杆+(115°～215°)弯接头+ 165无磁钻铤+ 158钻铤(1～2柱)+ 127钻杆。
钻井参数:钻压20～80kN ;排量25～30L/s 。
造斜前,调整好钻井液性能,严格控制含砂量,使用较大的钻头喷嘴或不用喷嘴,降低喷嘴冲蚀能力,尽可能一次定向至最大井斜,解决松软地层增斜困难的技术难题,减少了增斜井段的方位漂移。
211 转盘钻增斜井段常用的浅层丛式井转盘增斜钻组合有如下几种。
组合A : 21519钻头+ 214稳定器+ 127无磁抗压缩钻杆+ 214稳定器+ 158钻铤×(4～5柱)+ 127钻杆。
组合B : 21519钻头+ 214稳定器+ 165无磁钻铤+ 158钻铤×(4～5柱)+ 127钻杆。
・09・ 钻 采 工 艺2004年组合C: 21519钻头+ 214稳定器+ 165无磁钻铤+ 214稳定器+ 158钻铤×(4～5柱)+ 127钻杆。
钻井参数:钻压120～160kN;排量25～30L/s。
以上钻具组合都有不足之处,钻具组合A增斜效果好,方位稳定性差;钻具组合B,增斜效果和稳定方位效果都不理想;钻具组合C,稳方位效果好,但在疏松地层中,增斜效果很不理想。
使用上述三种钻具组合都会给下部井眼轨迹控制带来很大的困难,因此使用动力钻具将井斜调整到最大,方位调整到合理位置是这类型井施工的最理想选择。
212 转盘稳斜井段常用的稳斜钻具组合为三稳定器稳斜钻具组合,但是对于浅层丛式井的施工,效果不理想,单稳定器微增钻具组合,配合理想的钻压和转速,利用造斜井段的井眼曲率效应,能够保持井眼井斜,方位稳定,有效地控制井眼轨迹的变化趋势,顺利地钻达设计靶区。
单稳定器钻具组合:组合D: 21519钻头+ 165短钻铤+ 214稳定器+ 165无磁钻铤+ 158钻铤×(4～5柱)+ 127钻杆。
钻井参数:钻压120～160kN;排量25～30L/s。
使用这套钻具的注意事项:(1)如果定向结束,井斜角足够大时,上述钻具下钻到距井底两到三个单根,需多次划眼减少增斜趋势的影响。
(2)测斜结果出现井斜不稳定变化时,原则上考虑调整钻井参数,特别是改变钻压,否则改变钻具结合。
吊打虽然延长了钻井时间,但可节省起下钻时间,并保持井眼稳定,有利于减少井下复杂事故发生,降低劳动强度。
(3)进入地层变化互层面的井段,扭矩大时,多划眼,缩短起下井段,保证井眼平滑。
(4)通过对不同井段施工分析,确定合理的短钻铤长度,改变稳定器位置,或者改变稳定器外径,实现理想的稳斜和微增斜效果。
影响井眼轨迹控制的因素对于常规定向井和丛式井,通常设定平面圆形靶,施工中,为了使靶心距尽可能小,应正确分析影响井眼轨迹控制的诸多因素,比如地质条件、钻具性能结构、井眼曲率、钻井参数等,采用相应的控制,使实际钻井轨迹吻合设计轨迹,有利于固井、采油等施工作业。
11地质因素对井眼轨迹的影响浅层丛式井组,由于油层埋藏浅,上部地层胶结疏松,可钻性好,且地层应力对钻具组合能力影响不大,利于方位控制。
但是,可钻性好影响钻具组合的造斜力,对于浅层丛式井井斜控制非常不利。
因此,保证造斜率是实现丛式井井眼轨迹控制成功的关键。
具体施工中,造斜井段采用较大角度的弯接头与较短的螺杆钻具配合,提高造斜率,下部井段采用微增斜钻具组合,合理调整钻井参数,基本上能消除地层因素对钻具组合造斜性能不利的影响,控制精度较高。
根据实际施工经验,对于同样的钻具组合钻井参数和不同地层、岩性,造斜率的变化也很大。
因此,浅层丛式井需特别重视地层因素对井眼轨迹的影响。
21钻具组合性能对井眼轨迹的影响钻具组合性能是影响定向井、丛式井井眼轨迹的主要因素之一,因而合理的设计与使用钻具组合是定向井、丛式井井眼轨迹控制的核心,根据浅层丛式井钻井施工的特点,着重对钻具组合的造斜能力进行预测和筛选。
211 钻具刚度的影响对于动力钻具弯接头组合,增大弯接头上部钻铤的刚度,能相应地增加钻头侧向力,从而增加钻具的造斜率;对转盘钻具组合,减少第一稳定器以后钻铤的刚度,可增大钻头外的侧向力和倾角,有效地提高了钻具的造斜能力。
212 稳定器位置的影响(1)根据钻具组合力学性能分析,假定在稳定器间的钻铤不接触井壁,第一稳定器距钻头越近,第二稳定器离钻头越远,钻具的造斜能力越强;(2)近钻头单稳定器钻具组合的造斜率强于双稳定器组合;(3)近钻头稳定器与钻头的距离增大后,稳定器以下部分形成一个小小钟摆,抵消部分钻具弯曲产生的钻具侧向力,钻具造斜能力减弱。
利用该原理,通过调整钻头与稳定器之间钻铤的长度,实现稳斜和微增斜钻进;(4)强增斜钻具组合有较强的方向右漂趋势,稳斜钻具组合有较好的稳方向效果,多稳定器组合比单稳定器稳方向效果更好。
31钻井参数对井眼轨迹的影响选定钻具组合后,通过合理的参数调节,可有效地发挥和利用钻具的本身特性,使实际井眼轨迹与设计井眼轨迹更吻合。
实践表明,改变钻压和转速,可适当改变钻具的增斜、稳斜或降斜功能。
对增斜钻具组合来讲,其影响效果较显著,增大钻压,降低转速,可提高钻具组合的造斜能力,但方位的变化率也相应增加。
减小钻压,提高转速,可降低钻具的造斜能力,但方位的变化率相应地减小。
对动力钻具配弯接头组合,适当减小钻压降低转速,可以提高钻具的造斜能力。
41井眼曲率的影响上部曲率对下部新井眼的曲率影响,俗称曲率效应。
曲率效应的影响最终归结为钻头方位侧向力和井斜侧向力两方面作用。
对于刚性钻具组合,需要经过相当长的井段才能逐渐消除,从而显示钻具的自身特征。
实践证明,实际钻井过程中,可通过对钻具组合的优选,利用和达到这种效应。
结论和建议(1)常规单点定向井施工技术施工浅层丛式井技术可行,经济实惠。
(2)浅层丛式井油藏地层,提高造斜井段造斜率是井眼轨迹控制的关键。
在井斜不太大的情况下,采用动力钻具造斜一次到最大井斜的施工方式,对于提高造斜率和中靶率及钻井时效有很大的意义。
(3)合理科学的微增钻具结构,能实现一套钻具钻至完钻,避免了频繁地更换钻具,能有效实现快速钻进。
(4)丛式井施工,计算软件能有效、及时地掌握井眼轨迹的变化趋势,及时进行实钻轨迹计算和作出设计方案。
(编辑:黄晓川)・19・ 第27卷 第2期钻 采 工 艺 。
