【摘要】新疆风城油田发现于1956年，因受到勘探工作间断和超稠油开采工艺难以突破的限制，开采难度较大，产量无法提高。至2011年，经历了早期试油、井组试采、规模试验、火驱、SAGD水平井等几个阶段，涉及试验井100多口。通过不断的试验，对风城超稠油开发取得了一定的认识，也探索出开采稠油油藏的技术途径。2008年对国外SAGD技术研究，以及国内已经成功尝试平行水平井的施工经验的基础上，尝试用SAGD技术开采风城油田的稠油油藏，以提高稠油油藏的开采效率。
【关键词】超稠油 SAGD技术 双水平井 轨迹控制
1 风城油田概述
1.1 地理简介
风城油田位于准噶尔盆地西北缘，位于克拉玛依市区东北约120km，该地区以北以哈拉哈拉特山为界，东与夏子街接壤，西邻乌尔禾镇。由于风化作用，地形起伏较大，地面海拔为296km～376km，平均350km。由于差异风化作用，地形起伏较大，残丘断壁四处可见，冲沟纵横，形成了有“风成城”之称的风蚀地貌。该地区属大地干旱气候，温差为-40℃～40℃，降雨量少，蒸发量大。1.2 地层概况
风城油田自上而下地层可划分为白恶系图古鲁群，侏罗系齐古组、三工河组、八道湾组，三叠系，二叠系及石炭系。稠油主要分布在侏罗系，与上覆白恶系图古鲁群和下覆三叠系（南部区域）、二叠系（中部区域）或基底石炭系（北部区域）均为不整合接触，发育了下统八道湾组、三工河组和上统齐古组地层，缺失中统西三窑组和头屯河组地层，上统和下统之间为角度不整合接触。
1.3 沉积特征
侏罗系齐古组超覆沉积于古生界侵蚀面之上，其上又被白垩系古鲁群超覆，齐古组为一套辫状河流相沉积，自下而上可划分为J3q3、J3q2、J3q1三个砂层组，J3q1仅发育在东部的部分区域厚度较薄，分布范围小岩性以泥岩为主；J3q2砂层组全区分布，可分为J3q21、J3q22；含油砂体主要发育在J3q3、J3q2两个层段，其中J3q2层厚度较大，可分为J3q22-1、J3q22-2和3q22-3三个砂层，其中J3q22-1+J3q22-2发育，层间泥岩隔层厚度薄、分布不稳定或被上覆地层冲刷减薄，分布不稳定。根据完钻井地质资料统计该区J3q22-1+J3q22-2层沉积厚度2.5-215.6m，平均54.5m，SAGD开发实验区J3q22-1+J3q22-2地层厚度在45.0-62.5m之间，可作为一套开发层系，适合采用SAGD技术开发。
1.4 储层特征
根据岩心分析资料统计，开发区齐古组J3q22-1+J3q22-2储层岩性为砂砾岩、粗砂岩、含砾砂岩、中砂岩、细砂岩和粉砂岩，以中砂岩和细砂岩为主，砂砾岩和含砾砂岩次之。齐古组J3q22-1+J3q22-2孔隙度在22.1%～35.0%，平均31.2%，测井解释油层孔隙度26.2% ～36.0%，平均31.3%；岩心分析渗透率161.7×10-3μm2～3610×10-3μm2，平均1780.8×10-3μm2，测井解释油层渗透率226.0×10-3μm2～9136.6×10-3μm2，平均2243.0×10-3μm2；岩心分析含油饱和度26.8%～86.6%，平均70.6%，其中含油饱和度大于50%的样品总数的94.2%，测井解释油层含油饱和度50.0%～79.8%，平均72.7%，属高孔、高渗、高含油饱和度储层。
SAGD设计的目的层油层厚度11.2～49.0m（当油层内泥层质砂岩夹层厚度小于1m且无钙质砂岩，对SAGD蒸汽腔发育影响小，可作为SAGD设计目的层）。SAGD开发试验区内J3q22-1+J3q22-2砂体厚度稳定，油层有效厚度平面分布稳定，连通性好油层有效厚度分布与砂体厚度分布规律基本一致，由中部向北逐渐变薄。
1.4 盖层分布特征
S A G D开发实验区目的层J 3 q 2 2 -1+J3q22-2与吐古鲁群之间存在一定的隔层，即J3q22-1+J3q22-2层的盖层，岩性为泥岩，具有良好的封闭性，该层在该区分布广泛，盖层厚度12.0m～21.9m，平均厚度为16.5m。
1.5 油藏性质
S A G D开发实验区目的层J 3 q 2 2 -1+J3q22-2油藏原油密度为0.956g/cm3～0.963 g/cm3，平均0.960 g/cm3，原油凝固点18.9℃，含腊量1.5%，初馏点256℃，酸值3.9mgKOH/g，原油粘度反应敏感，开发实验区附近50℃下脱气原油粘度14450mPa？s～28500mPa？s，平均18913mPa？s，原油粘温反应敏感，当温度升高至200℃时，粘度降至10mPa？s左右。
齐古组地层水水型为NaHCO3型，氯离子的含量1950mg/L，总矿化度为4970mg/ L.油藏中部深度200m（海拔150m）处，地层温度15℃，原始地层压力2.12MPa，压力系数0.987。
齐古组油藏主要受结构与岩性控制，四面被断层遮挡，中细砂岩厚度的变化直接影响油层厚度的变化。J3q22-1+J3q22-2油藏中部埋深200m，原油粘度高，地层条件下原油粘度超过100×mPa？s，因此，风城油田齐古组J3q22-1+J3q22-2层油藏类型为构造、岩性控制带边水的浅层断块超稠油油藏。
2 SAGD水平井采油简述2.1 SAGD采油原理简述
SAGD水平井实际就是钻探两口在垂直方向平行的水平井，其中一口水平井为注气井（I井），另一口水平井为采油井（P井）。对I井注入蒸汽，蒸汽在四周流动，形成一个连通的、完整的蒸汽腔，蒸汽冷凝时释放热量，也就是加热油藏中的原油，原油和冷凝水在重力的作用下向P井推进，从而使原油采集出。如图1所示：
图1？水平井井组示意图
2.2 SAGD工程要点
（1）双水平井组合的SAGD布井方式，注汽井位于生产井上方，生产井距油层底部2m，注采井间垂向距离为5m，水平井段长度为300m，水平井间的井距为100m，水平井平面排距：60～80m；
（2）SAGD启动阶段采用双水平井注蒸汽循环的预热方式，蒸汽循环速度：80～100m3/d之间；环空循环压力高于油藏压力0.5MPa（即2.2～2.5MPa）；井底蒸汽干度不低于70% ；循环预热施加压差时机20d左右，压差0.08MPa左右；预热60d时，注、采井中间区域油层温度可达130℃，原油粘度20～70MPa.s，可转入SAGD生产。
（3）SAGD操作阶段的注汽速度为200～210m3/d，蒸汽腔操作压力为0.9～1.2MPa，sub-cool控制在10～15℃，井底蒸汽干度需达到75%以上，SAGD阶段采注比要达到1.3～1.4，最大日产液量250～300m3，产出液井底温度160～200℃，井口温度120～180℃。
（4）上述条件下，预计单井组SAGD可生产11年，累积注汽45.5×104t，累积产油16.9×104m3，平均日产油49.7m3，累积采注比1.33，累积油汽比0.37，累积采收率可达到51.1%。
2.3 SAGD双水平井工程质量要求2.4 SAGD井身质量要求
（1）水平井段轨迹必须保证水平，轨迹距靶心垂向误差不超过±0.5m，平面上水平井段轨迹控制在5±0.5m以内。
（2）满足SAGD开采工艺，水平段垂深以上20～30m要求井斜小于60°；生产井斜井段要留有约20m的稳斜段和增斜段（曲率不大于3°/30m）。
（3）造斜点井斜要求≤0.5°，造斜点水平位移要求≤1m，靶前位移误差要求±10m，全角变化率≤16°/30。
（4）进入A点后的水平段轨迹必须控制在由A靶点、B靶靶窗所限定的靶体内。
（5）采水平井完井时，表套、技套固井水泥必须返至地面，并确保大斜度段固井合格。
（6）水平段采用直径177.8mm激光割缝防砂筛管完井，缝状为“锥形缝”，即割缝向外逐渐缩小，缝宽度为粒度中值1.5倍左右；
（7）水平段采用无固相有机盐钻井液体系，在满足井壁稳定的基础上，钻井液密度尽量保持在1.10～1.20g/cm3。2.5 SAGD井身特殊质量要求
根据该区水平的作业经验，技术套管下至A点固井后，出套管鞋井斜角会较原入靶井斜有所下降，三开水平段往往面临轨迹的调整，为确保SAGD水平井水平段轨迹平稳运行，为SAGD后续投产作业提供高精度的轨迹，特对SAGD水平井钻井提出以下要求：现场施工中钻至入靶点A点后，继续钻进10～15m，视情况将井斜较A点设计入靶井斜适当增加（一般2～3°），然后下入技术套管，总体原则为：确保中完下套管固井后，三开出套管鞋井斜与水平段设计井斜相一致。 同时，需要特别注意井组内上、下两井技术套管的下深要保证两井水平段入口水平位置的对应性。
2.6 井身结构
SAGD井身结构如图2所示。
（5）轨迹预测分析。
3.1.1？SAGD生产井P井定向作业
特殊工具
螺杆钻具 MWD仪器 无磁承压钻杆MWD短节 稳定器 随钻震击器 加重钻杆 斜坡钻杆 变扣接头等。
（1）一开直井段
钻具组合：Ф444.5mm钻头+Ф177.8mm钻铤+方钻杆
P水平井使用Φ444.50mm三牙轮钻头一开，钻至设计井深一开完钻，下入Φ339.7mm表套。
（2 ） 二开直井段
钻具组合：Ф3 1 1 . 1 5 m m钻头+Ф177.8mm钻铤+方钻杆
组合好钻具，使用Φ311.1mm钻头二开，钻至造斜点，调整泥浆性能，循环起钻，下入定向钻具组合，准备造斜段钻进。
（3 ） 二开造斜段施工描述
钻具组合：Ф311.15mmLE437G钻头+Ф197mm螺杆+Ф127mm无磁钻杆+MWD短节+Ф127mm无磁钻铤+Ф127mm 钻杆
钻井参数：
钻压：60～100 kN排量：30～35 L/s泵压：6～9 MPa
钻井液密度：1.10～1.14g/cm3
粘度：45～55 s
组合好二开造斜钻具开始造斜，造斜至预计井底井斜59°，起钻更换2°单弯螺杆。下钻到底开始复合钻进稳斜段，继续钻进，经井眼轨迹测量数据计算，实钻井眼轨迹进入靶窗A靶点中完，起钻至井口，取出仪器，之后组合通井钻具下钻洗井，开始下Ф244.5mm技术套管，固井，开始侯凝。
（4 ） 三开水平段施工描述
钻具组合：Ф2 1 5 m m牙轮钻头+Ф172mm螺杆（1.25°）+Ф127mm无磁钻杆+Ф165mmMWD短节+Ф165mm无磁钻铤+Ф127mm钻杆
钻井参数：
钻压：40～60 kN排量：26～28L/s转盘转速：30r/min泵压：9～12 MPa
钻井液密度：1.17-1.45 g/cm3
粘度：55-65 s
侯凝48小时后测声幅，钻灰塞，进行三开水平段钻进前的准备工作。组合钻具下钻到底，开始三开水平段钻进，以滑动和复合钻相结合的方式进行施工，经井眼轨迹测量数据计算，实钻井眼轨迹进入靶窗 B靶点完钻。
为保证下完井筛管顺畅，完钻后起钻取出仪器，甩掉螺杆，下入单稳定器钻具组合通井，下钻到底后单泵大排量充分洗井，下防砂尾管，完井。
3.1.2？SAGD注气井I井定向作业（1）钻机搬迁至I井井口特殊工具
螺杆钻具 MWD仪器 MGT仪器 RMRS仪器 无磁承压钻杆 MWD短节 稳定器 随钻震击器 加重钻杆 斜坡钻杆 变扣接头 磁定位系统 通讯电缆 修井机 φ73mm油管等。
一开直井段
钻具组合：Ф444.5mm钻头+Ф177.8mm钻铤+方钻杆。
I水平井使用Φ444.50m m三牙轮钻头一开，钻至设计井深一开完钻，下入Φ339.7mm表套。
（2）二开直井段
钻具组合：Ф3 1 1 . 1 5 m m钻头+Ф177.8mm钻铤+方钻杆；
组合好钻具，使用Φ311.1mm钻头二开，钻至造斜点，调整泥浆性能，循环起钻，下入定向钻具组合，准备造斜段钻进。
（3 ）二开造斜段施工描述
钻具组合：Ф311.15mmLE437G钻头+Ф197mm螺杆+Ф127mm无磁钻杆+MWD短节+Ф127mm无磁钻铤+Ф127mm 钻杆。
钻井参数：
钻压：60～100 kN
排量：30～35 L/s
泵压：6～9 MPa
钻井液密度：1.10～1.14g/cm3
粘度：45～55 s
组合好二开造斜钻具开始造斜，造斜至预计井底井斜59°，起钻更换2°单弯螺杆。下钻到底开始复合钻进稳斜段，继续钻进，经井眼轨迹测量数据计算，实钻井眼轨迹进入靶窗A靶点中完，起钻至井口，取出仪器，之后组合通井钻具下钻洗井，开始下Ф244.5mm技术套管，固井，开始侯凝。
（4）水平段施工描述
为了满足井身质量要求，两口水平井段轨迹必须保证水平，轨迹距靶心垂向误差不超过±0.5m，平面上水平井段轨迹控制在5±0.5m以内（图3所示），下面先介绍磁导向系统。
图3？P/I井组三维立体图
4 MGT磁导向系统工作原理
MGT磁导向系统是由三部分组成：MGT、计算机分析系统和MWD。其原理是位于P井的MGT产生一定强度磁场的磁源，通过位于I井的MWD传感器检测磁场并分析MGT工具与MWD之间的相对方位，将数据传输到地面的计算机系统中，经过计算机系统的处理能够精确地计算出MWD测得的磁场径向和轴向强度值，得到两者之间的相对位置，从而实现水平段井眼的轨迹控制（如图4）。其精确度为0.1m，测量有效范围一般在10～25m。
4.2 MGT磁导向施工水平段工序
第一趟钻：钻灰塞
钻具组合：Ф215.9mm钻头+ Ф127mm加重钻杆
钻井参数：
钻压：10～30 KN
排量：25～38L/s
泵压：5MPa
钻井液密度：1.20 g/cm3
粘度：65-75 s
采用小钻压快速钻灰塞、洗井，充分循环钻井液后提钻
第二趟钻：水平段钻进
钻具组合：Ф215.9mm钻头+Ф172mm螺杆（1.25°）+MWD短节+Ф127mm无磁钻杆+Ф165mmMWD短节+Ф127mm斜坡钻杆+Ф127mm加重钻杆+Ф158.8mm随钻震击器+Ф127mm钻杆
钻井参数：
钻压：50～120KN
排量：32～36 L/s
泵压：6～9 MPa
钻井液密度：1.15-1.20g/cm3
粘度：58-75 s
在P生产井中用修井车、电缆下入MGT磁导向仪器至A点，从MWD获取数据测量并及时引导I井钻进。同时利用MWD的工具面参数滑动调整I井井斜角及方位角，控制其井眼轨迹位于P井的正上方5.0m-5.5m左右。当向前钻进20m后，停止钻进，继续用电缆把P井中的MGT磁导向仪器向前推进20m，然后继续钻进I井，反复此过程，直至水平段钻完（如图6所示）。当井斜≥60°时，MGT磁导向用泵推送。
第三趟钻：通井
钻具组合：Φ215.9mm钻头+Φ212mm稳定器+Φ127mm钻杆+Φ127mm加重钻杆钻井液密度：1.35g/cm3粘度：68 s
下单稳定器钻具组合，下钻到底后单泵大排量充分洗井，保证井眼顺畅。下筛管，完井。
4.3 RMRS磁导向施工水平段工序
第一趟钻：钻灰塞（同前）
第二趟钻：水平段钻进
钻具组合：
Ф215.9mmBit+Ф172mmRMRS+
Ф172mmLZ+Ф127mm无磁钻杆+MWD短节+Ф165mm无磁钻铤+Ф127mm钻杆（40根）+ Ф127mm加重钻杆
钻井参数：
钻压：60～100 kN排量：30～36 L/s泵压：6～9 MPa
钻井液密度：1.15～1.52g/cm3
粘度：55～72s
将组合好的钻具及RMRS磁源、钻头连接好下入I井中，利用修井车、油管和电缆线将RMRS接受装置下入P井至A点，当位于I井的RMRS磁源发出一定强度的磁场后，此时RMRS接受装置测量相对于P井的具体方位，并将测量的数据传输到地面的计算机软件，通过计算机软件的分析处理数据后，从而确定I井的井眼轨迹，当钻进30m后，将P井井眼的RMRS接受装置向前送进30m，继续钻进，反复此过程，直至水平段钻完（如图7所示）。当井斜≥60°时，RMRS接受装置用泵推送。
图7？RMRS磁导向施工工艺图第三趟钻：通井（同前）
5 结论与认识
（1）SAGD水平井轨迹控制不同于常规水平井的井眼轨迹的技术要求。在完成生产井（P井）井水平井施工后，不考虑完成井的轨迹绝对误差，利用完成井的轨迹走向，控制注气井（I井）的轨迹沿完成井的轨迹趋势钻进，使两井眼轨迹的相对误差控制在一定的范围内。
（2）结合风城油田超稠油油藏储层的特点，SAGD井眼轨迹控制贯穿钻井的全过程。对于指导定向钻井施工、减少井下复杂情况、安全优质钻达目标、实现钻井目的有着重要的意义，优良的定向钻井工艺技术装备，特别是先进的导向钻井系统和计算机技术，已将井眼轨迹控制技术提高到了新的水平。
（3）为实现SAGD水平井水平段平行度，满足风城油田SAGD开采工艺，有丰富经验和高度责任感的技术人员主导项目是SAGD井成功的关键所在。
（4）SAGD水平井的实施不仅提高了风城油田的采收率，为新疆油田的挖潜增效、增产上产探索一条新的技术思路。还为风城超稠油经济有效开发的可行性，形成浅层超稠油开采配套工艺技术，为大规模工业化开发积累经验、储备技术。对提高新疆油田稠油开发技术水平，实现风城超稠油经济有效开发和油田持续发展具有十分重要的意义。
参考文献
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[2] 杨睿，关志刚，蒋 刚，郭建军，翟亚峰，新疆风城油田SAGD水平井技术[J].石油机械，第37卷 第3期
[3] 廖腾彦，超浅稠油水平井轨迹控制技术[J].新疆石油科技，第17卷 第2期
作者简介
张学德，男，生于1985年，定向井工程师，2009年毕业于中国石油大学，大学本科，现在西部钻探定向井技术服务公司工作，主要从事定向井技术服务工作。
岳小骐，男，生于1990年，定向井工程师，2011年毕业于克拉玛依职业技术学院，大专学历，现在西部钻探定向井技术服务公司工作，主要从事定向井技术服务工作。