水平井钻井一直是国外各大油气田促进油气勘探开发的主要手段之一。1996年,全球钻水平井约3000口(包括分枝井和大位移井),占当年总钻井数的5%左右。截止1996年底,全世界所钻水平井数已超过15000口,绝大部分集中在北美和欧洲。水平井钻井技术在这两个地区的应用情况基本反映了当今国际水平井技术的应用现状。美国每年钻水平井约1000口左右。大部分水平井都在下面3种地层中钻成:德克萨斯州的奥斯丁白垩岩(79%),北达特荷州的贝肯页岩(15%),和科罗拉多州和怀俄明州的尼奥布拉拉地层(2%)。本文所介绍的Ｂｒｙａｎｔ-Ｇ-Ｄｅｖｏｎｉａｎ气田(ＢＧＤＦ)正是位于德克萨斯州,Ｍｉｄｌａｎｄ县中部的Ｍｉｄｌａｎｄ盆地地区。ＢＧＤＦ气田最近的开发对德士古公司来说,无疑是一次巨大的成功。该气田的产量原为5 7×104ｍ3/ｄ,并且每日的伴生凝析油产量只有15 9ｍ3。通过应用增强型储藏成像和水平钻井技术,产量已增至约1 68×106ｍ3/ｄ和413.4ｍ3/ｄ,而可采储量也增加了300%。
ＢＧＤＦ在20世纪80年代中期开始勘探和开发,在8个区块内钻了19口井。这些井都在Ｐｅｎｎｓｙｌｖａ ｎｉａｎ,Ｗｏｌｆｃａｍｐ以及Ｄｅｖｏｎｉａｎ地层进行了多层完井。油气比的迅速下降表明该储藏为反凝析气藏。虽然在天然气回注作业后凝析油产量从47 7ｍ3温和地增加到63 6ｍ3,但是不久后产量继续下降,直到稳定在约5 7×104ｍ3/ｄ和15 9ｍ3。产量剖面图又再次因为对低渗储藏进行不正确的排水而变得断断续续。为了增加产量,1994～1995年间进行了一次注入钻井项目。在该气田上又额外钻了11口井,获得了较好的初产量,但还是很快就下降了,其单井产量最后稳定在1 4×104ｍ3左右。在这期间,Ｍｏｂｉｌ公司在邻近的Ｐａｒｋｓ(Ｐｅｎｎ)气田钻出第一口水平井,传出佳讯。于是Ｔｅｘａｃｏ公司决定将水平钻井技术运用于合适的储藏和油田中,他们选择在ＢＧＤＦ用水平钻井技术进行老井重钻。将成功运用在犹他州东南部Ａｎｅｔｈ区块以及德克萨斯州Ｌｅｖｅｌｌａｎｄ附近的Ｓｕｎ ｄｏｗｎＳｌａｕｇｈｔｅｒ区块的技术“嫁接”到此后,1996年3月间重新进入ＢＧＤＵ23-Ｈ井,钻出了水平位移为477 6ｍ的分枝井段。酸化后,该井的初产量经测试为1 12×105ｍ3和15 9ｍ3。这一成功推动了1996～1997年间的一项钻井项目,它包括了本区块内的11口老井重钻和19口新井。另外,有13口新井钻在了本区块外沿的构造侧面上。
ＢＧＤＦ的第一次水平试验是进行老井重钻,这样才能利用老井测井资料,并且可以避免钻新井眼所产生的成本。新井中的 139 7套管将井眼尺寸限制为 101 6,而Ｗｏｏｄｆｏｒｄ页岩底部和目标孔隙度间的差距使钻井时需使用当时称为“短半径”的钻井技术。在第一次试验中,抗压强度为298ｇ/ｃｍ的 139.7套管上的套管出口是通过在3582～3594ｍ间井段的分段磨铣作业获得的。在下入造斜水泥塞之前,该井段进行了管下扩眼作业,使井眼尺寸扩大为 215 9。在将水泥塞修整到3583 8ｍ处的造斜点后,钻出一个101 6ｍｍ的曲线,造斜48°/30.5ｍ。钻曲线井段的井底钻具组合包括一个 101 6的ＩＡＤＣ537型钻头,钻头短节,76 2ｍｍ,带3°弯头的井下动力钻具和两个连接,浮箍/定向短节,两个柔性无磁钻铤,以及带688 8ｍＰＨ-6接头(足够达到所钻水平位移),Ｌ-80油管。余下的钻柱为带美式裸眼接头的50 8ｍｍ的钻杆。在用陀螺测斜钻出起斜部分后,使用了带绳索式导向工具的磁针式测斜工具。在测量深度为3628 9ｍ,总深为3614 9ｍ位置钻出了曲线井段,其倾斜达到80 5°。起出井底钻具组合,换为水平组合,也就是将马达换为带1 5°弯接头和单铰接头的 76 2马达。这一类型的钻具组合钻出了整个水平井段直至到达最后总深4061.4ｍ。在这项工程中,水平井段一直是全裸眼。10口于1994～1995年钻成的井在该阶段的后8个月中又进行了重新作业。使用这些技术可钻出11590ｍ的水平井段。随着工程的推进,作业商在减少整体钻井成本方面做出了一些改进和发展。1 造斜器由于使用造斜器进行了套管磨铣开窗,就放弃了分段磨铣作业。在这样的井深条件下,造斜器比分段磨铣和造斜堵塞器更能提供安全经济的套管。2 随钻测量ＭＷＤ工具替代了导向工具以应用于小井眼、短半径设备中。这样就减少了井斜测量中起下绳索耗费的时间。3 马达在工程开始时,常规智能系统就显示在这样大小的井眼中有必要使用铰接马达以达到所需的造斜率。作业过程中再次显示马达需要造斜的程度比操作手册所写的要多。最后,使用不带铰接接头的固定弯头马达成功地钻出了曲线井段,造斜率达到48°/30.5ｍ。这一变化降低了曲线井段钻具组合的复杂程度,同时又提高了它的可靠性。
与重新进入工程一起进行的还有注入井的钻井作业,其目的在于发展油田的协调性并测试出是否还存在有经济价值的储藏。新的分枝井至少应有 152 4的井眼尺寸,生产套管应为 177 8,以及 244 5的技术套管和 339 7的表层套管。表层套管座放在106 8ｍ上,而水泥浆应循环至地表以保护清水砂。然后在1525ｍ处下入技术套管以覆盖ＳａｎＡｎｄｒｅｓ地层的多孔层段。它的固井也应固至地表。为了确认和评价产层,生产井眼通常都钻过了Ｄｅｖｏ ｎｉａｎ地层,这样才能进行产层的测井和取心作业。开始钻水平井分枝段时采用了不同的方法。1 下了套管的曲线井段第一口井设计为水平生产井,并计划在中曲率半径(±152 5ｍ)的曲线井段座放套管。选择中曲率半径是为了保证能钻出1220ｍ的水平井段。ＢＧＤＶ31-Ｈ井在开始进行定向控制前已竖直钻至3488ｍ处的造斜点(ＫＯＰ)。造斜是以12°/30.5ｍ进行的。直至在3760ｍ(总深3637ｍ)处形成曲线井段。为了后面的井中能更好地定义所需的曲线井段形成点,在Ｄｅｖｏｎｉａｎ层中钻出了定位孔,并钻至3721ｍ深度。在井眼回填至3477ｍ前,进行了裸眼测井和井壁取心。在该点上,钻出如上面所述的中曲率曲线井段和水平井段。2 顶部坐放在ＢＧＤＶ34井中, 222 25的生产井眼钻到了3583 8ｍ处,并在Ｄｅｖｏｎｉａｎ石灰岩上坐放了 177 8的套管。钻水泥塞后,进行了全直径取心,并在3721ｍ处钻出定位孔。在总深处进行裸眼测井,然后回填至3650 9ｍ处(总深3634 7ｍ)完成。最后,钻出了测量深度为4830ｍ的水平井段。这种方法的一种变化是用 222 25井眼钻穿Ｄｅｖｏｎｉａｎ层,并对整个井眼进行测井。然后进行回填并将套管坐放在Ｄｅｖｏｎｉａｎ顶部。在钻穿浮动设备后,开始进行定向作业。3 全部下套管/造斜尽管在Ｄｅｖｏｎｉａｎ层顶部进行套管坐放成功地减少了钻竖直井段和钻水平井段的周转时间和成本,但仍然因为坐放造斜水泥塞而耽误了时间。同时在选择目标深度和造斜点之前也需要全面评价测井资料。对于后面的井,就采用了测井后将套管下到总深,再利用造斜器进行曲线井段的钻井作业。有套管存在的造斜方法的另一个优势在于,如果选择了正确的造斜点,可从单井眼中钻出多层分枝井。第一批为数不多的几口井的持续高产量促使这个项目成为一项为期两年的计划。该项目使用了4台钻机,其中两台在竖直井眼上钻井及下套管,而另外两台则开窗并钻水平井段。在这种方法中可使用车载修井机钻穿水泥并可使用分级工具,并且在让水平井段钻机上井之前坐放造斜器。成本较低的车载修井机的使用补偿了在全井下套管完井中因需要额外套管和造斜器而产生的费用。
钻井液程序ＢＧＤＦ水平工程初期的钻井液系统与竖直钻穿Ｄｅｖｏｎｉａｎ层所用系统相同。该系统由密度为1 02～1 044ｇ/ｃｍ3,漏斗粘度为35～50ｓ,失水在5ｍｌ左右的凝胶构成。常规思路是必须使用粘稠液体以便把水平井段的钻屑运出井外,而低失水则能有效降低滤液的侵入。但是,这里的平均储藏压力相当于0 72ｇ/ｃｍ3,这样一套系统的直接结果是需要加入大量滤失材料以处理频繁的下钻以及相应的打捞工作。从1996年末开始,绝大部分水平井段是用清水作为循环介质,循环通过泥浆池进行固控。虽然仍能看到较小的渗漏损失,但卡钻问题已全部解决。系统添加剂也仅限于使用ｐＨ值控制和钻柱润滑剂,以及少量的聚合物清扫剂进行井眼清洁。加入固态塑料球可促进滑动式的作业状态,并减少扭矩和拉力。既然循环要通过泥浆池,那么就要安装振动筛型的塑料球回收系统将球的损耗降到最低。完井和增产如前面所述,该项目中所有的水平阶段都采取的裸眼完井作业。早期对储层实施的模拟已显示这些井无需增产作业就能产出大量有经济价值的气流。在模型显示已无经济产量之前,水平井段表面的表皮系数已是200。然而,该油田所钻第一批水平井段都无法自喷产出,而需要实施增产作业。早期的增产措施要在水平井段尾部附近下入油管,在水平井段中以每米0 75ｍ3的量分4至12个阶段泵入20%的盐酸。并且交替泵入等量稠化水以促进或分散酸的注入。同时,向油管中泵入液体并进入油套管环空中。放射性示踪探测显示水平井段的底部和根部接受了大部分的酸而中间部分却几乎没有酸存在。为了促进水平井段中酸的覆盖量,斯伦贝谢(道威尔)和德士古公司合作开发出一种专利方法,将酸通过处理管柱上的一系列小孔注入井中。这些小孔的尺寸让酸在有压降状态下也能流过。示踪探测显示这种办法可大大促进水平井段的酸分布。为了达到优化增产处理,酸的多少在0 44～0.81ｍ3/ｍ变化。酸浓度也从28%～15%变化不等,注入量也在0 32～1.59ｍ3/ｍ之间变化。也尝试使用过乳化酸,如ＳＸＥ酸系统等。这些变化,无论是水平长度,还是水平直径都没有对最初产量和最后期望开采率产生合理的影响。能对产量产生影响的唯一变化是选择油井的位置。在继续对增产方法进行研究的同时,现在一般是注重平衡处理时的注入量、酸浓度和液体总量。
