渤海油田表層大尺寸井眼預(yù)斜技術(shù)探索與應(yīng)用

李治衡，庹海洋，王 文，劉海龍，朱 輝.

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，天津 300459；3.中海油田服務(wù)股份有限公司，廣東深圳 518054)

目前渤海油田針對叢式井防碰的常用手段是表層預(yù)斜加擴(kuò)眼技術(shù)，這種做法在一定程度上緩解了淺層防碰的緊張形勢，但是隨著渤海油田開發(fā)力度不斷加大，基礎(chǔ)井網(wǎng)逐漸加密，進(jìn)行調(diào)整井的施工作業(yè)，防碰形勢越來越嚴(yán)峻[1-2]。渤海某區(qū)塊大位移井A17井首次采用660.4 mm大井眼表層預(yù)斜一趟鉆技術(shù)，在渤海尚屬首次。

1 技術(shù)難點分析

針對防碰問題，渤海油田常用的做法是表層406.4 mm井眼預(yù)斜擴(kuò)眼的施工方案。由于表層地質(zhì)構(gòu)造松軟，且多為海水開路鉆進(jìn)，對井眼沖蝕作用較為嚴(yán)重，擴(kuò)眼后往往會造成井斜的下降，因此達(dá)不到預(yù)期的預(yù)斜效果。本文選取渤海某口表層側(cè)鉆井?dāng)U眼前后的軌跡數(shù)據(jù)進(jìn)行對比分析，對比數(shù)據(jù)見表1。通過對比該井?dāng)U眼前后軌跡數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，擴(kuò)眼后井底的井斜數(shù)據(jù)由12.50°降到了9.18°，降了近30%，所以擴(kuò)眼降斜的問題亟待解決。同時先預(yù)斜再擴(kuò)眼會增加作業(yè)工期，增加作業(yè)成本[3-6]。

表1 某井施工數(shù)據(jù)Table 1 Construction data for a well

采用660.4 mm大井眼一趟鉆表層開路預(yù)斜方案，能夠很好地解決擴(kuò)眼后掉井斜的問題，縮短施工工期，但也存在如下幾個技術(shù)難點：

(1)渤海尚無應(yīng)用實例，無參考對象；

(2)沒有應(yīng)用成熟的造斜工具及鉆具組合；

(3)渤海油田淺層地質(zhì)構(gòu)造松軟，工具無法獲得有力支撐進(jìn)行造斜；

(4)作業(yè)風(fēng)險大，一旦表層預(yù)斜失敗，留給周邊井槽的安全距離將大大縮減，后續(xù)調(diào)整井作業(yè)將面臨更加嚴(yán)峻的防碰形勢。

2 技術(shù)探索研究

2.1 槽口的優(yōu)選

針對叢式井防碰的技術(shù)難點，利用叢式井平臺槽口分配與優(yōu)選，可以在很大程度上降低軌跡交碰風(fēng)險，尤其是針對防碰風(fēng)險高的老油田，通常來說，老油田可利用的槽口資源有限，更需要進(jìn)行槽口的優(yōu)選。

槽口優(yōu)選的方法及步驟：

第一步，確定井槽位于內(nèi)側(cè)還是外側(cè)。通過圖1的靶點分布圖我們可知，渤海某油田WHPA平臺(圖中紅色三角形)周邊老井分布密集，叢式井防碰壓力大，且與計劃實施的4口井(圖中紅色大圓點)的水平位移較大，4口井均需利用大位移井實施。

根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)《叢式井防碰與碰后處理要求》(QH/S 2016—2010)規(guī)定，井槽分配時，位移大的井在外排。另外，根據(jù)該區(qū)塊的槽口示意圖(圖2)，南北兩側(cè)均為5×7的槽口布局，共計70個槽口，槽口間距為2.0 m×1.8 m。圖中黑色圈代表已鉆井，白色圈代表空槽口，紅色圈代表本次要實施的4口大位移井。以作業(yè)水深25 m、海拔補(bǔ)心25 m、隔水導(dǎo)管入泥深度50 m、表層套管下入深度250 m計算偏移位移，見表2。

表2 偏移位移Table 2 Offset displacement

通過計算，從泥線100 m開始算0°，則入泥后的150 m處，井斜為1°時，偏移位移為1.31 m，已經(jīng)大于除去井眼直徑的1.14 m，防碰形勢非常嚴(yán)峻，尤其是該區(qū)塊井?dāng)?shù)較多的叢式井。因此通過靶點分布及偏移位移計算，本次實施的大位移井必須選擇外排槽口[7-12]。

第二步，以軌跡平面投影互不交叉為原則，利用最小水平位移法分配槽口，即在可利用的槽口中選擇4個槽口，使得4口井總的水平位移最小，同時滿足4口井的靶點方位的水平投影互不交叉，分配結(jié)果如圖2所示，從而初步確定槽口分配方案。

第三步，進(jìn)行軌道設(shè)計和防碰掃描分析。利用Landmark軟件進(jìn)行定向井軌道設(shè)計并進(jìn)行防碰掃描，槽口得到合理分配以及成功解決了深層防碰問題，但淺層防碰依然存在較大風(fēng)險。為此，需要進(jìn)行井眼軌道的優(yōu)化設(shè)計。

2.2 軌道優(yōu)化設(shè)計

提高造斜點是解決淺層防碰的有效手段之一，但是本次實施的4口大位移井均需采用四開的井身結(jié)構(gòu)，且表層是660.4 mm井眼中下入508 mm套管，大井眼表層造斜難度大，且大位移井由于造斜點提高易導(dǎo)致鉆具組合的疲勞破壞。

通過曲率半徑法和擬懸鏈線法兩種方法設(shè)計井眼軌道，對比分析造斜難度、鉆具組合摩阻扭矩和受力狀況，優(yōu)選井眼軌道方案。

以A17井為例，軌道設(shè)計局部剖面如圖3所示，定向井?dāng)?shù)據(jù)見表3。曲率半徑法設(shè)計從160 m開始以3.0°/30 m的全角變化率開始造斜，造斜結(jié)束點為786.34 m，造斜段長626.34 m。擬懸鏈線法設(shè)計從160 m開始以1.0°/30 m的全角變化率開始造斜，最大全角變化率為3.0°/30 m，造斜結(jié)束點為1 490.52 m，造斜段長1 330.52 m。

表3 A17井定向井設(shè)計軌跡數(shù)據(jù)結(jié)果Table 3 Directional well data of well A17

通過對比分析，擬懸鏈線法較曲率半徑法剖面增加近130 m。曲線段長度與總井深之比：曲率半徑法為13.90%，擬懸鏈線法為28.69%。擬懸鏈線法的軌道設(shè)計全角變化率低，且造斜段長，使得造斜難度較曲率半徑法小[13-15]。

利用Landmark軟件對擬懸鏈線法和曲率半徑法設(shè)計的軌跡進(jìn)行摩阻扭矩的模擬分析，摩阻扭矩模擬結(jié)果數(shù)據(jù)見表4。

表4 A17井不同剖面類型的摩阻、扭矩比較Table 4 Comparison of friction and torque of different profile types of well A17

通過對比分析，采用擬懸鏈線法進(jìn)行軌道設(shè)計，使得在大鉤載荷、井口扭矩、最大側(cè)向力以及疲勞系數(shù)幾個方面較曲率半徑法有了明顯的降低，鉆具組合的受力情況明顯改善。

綜上分析，采用擬懸鏈線法設(shè)計的井眼軌道更優(yōu)，更有利于大位移井的實施。

2.3 優(yōu)選造斜工具

造斜工具是實現(xiàn)井眼軌跡控制的關(guān)鍵因素之一。由于表層造斜工具尺寸大、剛性強(qiáng)和淺部地層松軟、造斜困難的特點，容易造成工具支持困難，導(dǎo)致造斜困難，因此，優(yōu)選合適的造斜工具，是保證井眼方案實施的難點之一。

目前，常用的造斜工具主要有旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向和馬達(dá)兩種，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向能夠較精確地控制井眼軌跡，但國內(nèi)外罕有660.4 mm井段合適的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，查閱相關(guān)公司的馬達(dá)手冊，在660.4 mm井段造斜的馬達(dá)可選擇性或可改造類型較多，考慮使用馬達(dá)作為導(dǎo)向工具[16-18]。

滿足660.4 mm井眼作業(yè)的現(xiàn)成馬達(dá)多是1.5°，按照以往經(jīng)驗，難以滿足表層造斜需要，通過討論分析，并與生產(chǎn)廠家溝通，通過提高馬達(dá)彎角和增大扶正翼尺寸可以滿足施工要求，故定制特殊馬達(dá)，馬達(dá)彎角由常規(guī)1.5°彎角、403 mm直翼扶正器，優(yōu)化為1.75°彎角、扶正器套657 mm，以提高增斜能力和使用壽命，并同時解決了井眼擴(kuò)大造成井間竄漏的問題。具體馬達(dá)現(xiàn)場應(yīng)用照片如圖4所示。

2.4 制定鉆具組合

渤海常用406.4 mm鉆具組合如下：

406.4 mm井眼：16"PDC-Bit+9-5/8"PDM(1.5°/403 mm)+8"F/V+12-1/4"STB+8"NMDC+8"MWD+8"SNMDC+8"UBHO+8"(F/J+JAR)+X/O+5-1/2"HWDP×14。

參考渤海表層406.4 mm井眼的馬達(dá)造斜鉆具，結(jié)合南海大尺寸660.4 mm井眼作業(yè)使用鉆具組合與406.4 mm井眼相似的作業(yè)經(jīng)驗，設(shè)計鉆具組合如下：

660.4 mm井眼：26"Cone-Bit+9-5/8"PDM(1.75°/657 mm)+8"F/V+14-1/2"STB+8"NMDC+8"MWD+8"NMDC+8"UBHO+8"(F/J+JAR)+X/O+5-1/2"HWDP×14。

設(shè)計的660.4 mm井眼鉆具組合是以406.4 mm井眼鉆具組合為基礎(chǔ)，將鉆頭由PDC鉆頭優(yōu)化為牙輪鉆頭，優(yōu)點是采購方便，且效果相當(dāng)?shù)那闆r下成本更低。另外使用特制的9-5/8"馬達(dá)，以保證表層造斜能力和避免井眼過度擴(kuò)大。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 作業(yè)參數(shù)控制

大尺寸鉆具剛性較強(qiáng)，工具無法獲得有效支撐進(jìn)行造斜，而所鉆區(qū)塊淺部地層松軟，為減緩對地層的沖刷，采用稠膨潤土漿小排量進(jìn)行定向鉆進(jìn)；同時使用5 t以上鉆壓均勻送鉆，保持鉆具增斜趨勢。針對上述情況，現(xiàn)場采取以下作業(yè)參數(shù)。

(1)排量：2 000～2 800 L/min，初始排量使用2 000 L/min來確保第一柱的滑動效果；

(2)鉆壓：5～10 t，很可能受到周邊水泥的影響，保證鉆壓的持續(xù)跟進(jìn)；

(3)每鉆完一柱掃稠漿10 m3，保證井眼清潔度；

(4)開路鉆進(jìn)期間向海水循環(huán)池內(nèi)均勻補(bǔ)稠漿，降低海水的沖刷能力，利于增斜；

(5)采取連續(xù)滑動造斜方式，打完一柱不劃眼，防止掉井斜；

(6)中完后倒劃眼短起下一次，確保井眼通暢、套管順利到位。

3.2 實鉆軌跡

為檢驗該技術(shù)應(yīng)用的效果，定向井施工過程中獲取A28井、A17井實鉆軌跡，參數(shù)分別見表5和表6。

表5 A28井實鉆軌跡Table 5 A28 solid trajectory

表6 A17井實鉆軌跡Table 6 A17 solid trajectory

通過以上兩口井的實鉆軌跡參數(shù)分析，兩口井在表層660.4 mm井眼均成功完成預(yù)斜，且井底井斜最大達(dá)到9.5°，井眼軌跡達(dá)到設(shè)計要求[19-20]。

通過鉆后工期分析，660.4 mm井眼一趟鉆與406.4 mm領(lǐng)眼+擴(kuò)眼兩趟鉆在平均造斜率相似的情況下，中完到250 m井深的工期分別為1.21 d和1.63 d，使用表層大尺寸井眼開路預(yù)斜技術(shù)工期縮短25.8%，單井節(jié)約費用50萬元以上。

4 結(jié)論

660.4 mm表層大尺寸井眼預(yù)斜技術(shù)的成功實施，滿足了現(xiàn)場施工需求，填補(bǔ)了渤海油田表層大尺寸井眼預(yù)斜技術(shù)的空白，為老油田的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)奠定了堅實的基礎(chǔ)。

(1)“量身定做”馬達(dá)工具，采用馬達(dá)彎角1.75°，馬達(dá)扶正器套657 mm，保證了造斜率，最高可達(dá)4°/30 m。

(2)擬懸鏈線法的軌道設(shè)計更有利于大位移井的實施。

(3)通過兩種施工方式對比，660.4 mm井眼表層預(yù)斜工藝比406.4 mm井眼兩趟鉆的工期平均單井節(jié)省0.43 d，約26%，每口井可實現(xiàn)50萬元左右的費用降低。