渤海油田側鉆井槽口優(yōu)選設計方法

王占領，陳立強

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300459）

海上油氣田平臺空間有限，為實現穩(wěn)產增產，新增調整井逐年增多。新建平臺成本過高，無法滿足經濟效益，因此，充分利用老井槽口資源進行側鉆成為了海上油氣田穩(wěn)產增產的重要措施之一[1-3]。統(tǒng)計表明，渤海油田近幾年來利用老井進行側鉆的井數逐年增加，已成為了渤海油田調整井增產的重要手段[4-6]。

通常情況下，地質油藏專業(yè)通過模擬分析剩余油分布情況，根據平臺釋放的低效井槽口情況提出相應數量的側鉆井位[7-10]。但如何將低效井槽口與側鉆井位實現合理匹配、最大程度降低作業(yè)難度、節(jié)約成本，需要鉆井設計進行分析[11-13]。

鉆井設計的重要一部分是進行槽口優(yōu)選。在設計過程中可以全面考慮各種因素，將側鉆槽口與側鉆井位進行匹配，進行軌道設計，模擬分析其作業(yè)難度，估算工期費用，從而制定出最優(yōu)的設計方案。

1 渤海某油田側鉆井實施背景

1.1 老井基本數據

渤海油田地層探索相對成熟，主要含油層系位于明化鎮(zhèn)組及館陶組。渤海某油田三口井（E1H、E5H、E7H）為館陶組某砂體油井，經過十余年的生產，表現為低產低效（日產油量均低于5.0 m3/d），特高含水（含水率高達98%以上），剩余油可采儲量低（均少于0.5×104m3），常規(guī)措施增油效果有限，經分析認為可利用該三口老井實施側鉆。結合砂體單井動態(tài)資料，基于水平井水淹波及范圍研究，認為該砂體單井水淹波及范圍主要集中在水平井軌跡300 m以內，因此在井間仍然存在剩余油富集區(qū)?；诖耍媱澙肊1H、E5H、E7H三口低效井挖掘井間剩余油，改善砂體開發(fā)效果。

三口老井井身結構均為：表層套管13-3/8″，技術套管9-5/8″，水平段8-1/2″為裸眼（圖1、表1）。裸眼段的完井方式為優(yōu)質篩管防砂。投產初期為自噴生產，兩年后啟泵生產，生產十年左右，進入特高含水階段，日產油量不足5.0 m3/d。

圖 1 井身結構示意圖Fig. 1 Schematic diagram of wellbore structure

表 1 井身結構數據Table 1 Well structure data

1.2 油藏實施方案

綜合考慮構造、儲層、隔夾層、井網、水淹分析、鄰井生產現狀及剩余油分布等因素，對3口低效井井位進行優(yōu)化，總體優(yōu)化至構造較高、厚度大、剩余油富集區(qū)的位置。地質油藏專業(yè)針對3口井提出了各自的側鉆井位，考慮E1H、E5H目前高含水、累產液較高，存在局部水淹強可能，制定了E1H預案井位。針對老井E1H提出了側鉆井位為A井位，針對老井E5H提出了側鉆井位為B井位，針對老井E7H提出了側鉆井位為C井位，一旦E1H老井側鉆A井位失敗，則側鉆D井位，即預案井位。具體側鉆井位與老井位置關系見圖2、圖3。

2 側鉆井槽口優(yōu)選設計方法

地質油藏專業(yè)通過綜合考慮，針對三口低效井提出了3個側鉆井位，并考慮到水淹風險，提出了預案井位。即3口低效井，4個側鉆井位。從圖2、圖3中可以明顯看出E7H老井與側鉆C井位匹配度最高，利用該井側鉆其他任何井位都較遠，因此，首先確定E7H側鉆C井位。但是E1H距離A井位較近，E5H距離B井位較近，但E1H與E5H距離預案井位D都較近，無法直觀確定匹配方案，因此需要鉆井設計優(yōu)化槽口，尋找最優(yōu)匹配方案。

2.1 側鉆井槽口優(yōu)選設計流程

根據以上分析，可以確定的是E7H側鉆至C井位，難以確定的是預案井位D由哪個老井眼側鉆，因此制定了圖4中的側鉆方案。E7H側鉆距離其最近的C井位，E1H側鉆距離其最近的A井位，如果側鉆成功，E5H側鉆距離其最近的B井位。如果E1H側鉆A井位失敗，則需回填重新側鉆，方案一為：E1H回填側鉆預案井位D，E5H側鉆B井位；方案二為：E1H回填側鉆B井位，E5H側鉆預案井位D。需要從作業(yè)難度及經濟性的角度對比分析方案一和方案二，選擇最優(yōu)方案。

2.2 側鉆方案優(yōu)選

圖 2 老井軌跡垂直投影圖與側鉆井位關系Fig. 2 Relationship between vertical projection and sidetracking well location

圖 3 老井軌跡水平投影圖與側鉆井位關系Fig. 3 Relationship between horizontal projection and sidetracking well location

通過以上分析，需對比分析E1H與E5H側鉆預案靶點的技術難度與經濟性，為此，從全角變化率變化、井斜角變化、方位角變化、造斜段長度、井深、進尺等幾方面展開研究，具體對比結果見表2、表3。

從表2、表3可以看出，方案一中E1H老井側鉆至D井位，全角變化率為4.335°/30 m，井斜由51.08°降斜至38.56°，再增斜至90°，為典型的“板凳型”軌跡；方位角由264.1°增至337.17°，再降至291.6°，共計變化118.64°，共計進尺1 134 m。而如果利用E1H老井側鉆至B井位，全角變化率為4.0°/30 m，井斜由60.71°增斜至63.00°，再增斜至90°；方位角由292.44°增至345.98°，再降至311.47°，共計變化88.05°，共計進尺1 211 m。

從表2、表3可以看出，方案一中E5H老井側鉆至B井位，全角變化率為4.0°/30 m，井斜由59.77°降斜至78.52°，再增斜至90°；方位角由271.44°增至337.47°，再降至311.47°，共計變化92.03°，共計進尺1 314 m。而如果利用E5H老井側鉆至D井位，全角變化率為4.0°/30 m，井斜由59.77°增斜至62.45°，再增斜至90°；方位角由271.44°增至317.47°，再降至291.66°，共計變化71.84°，共計進尺1 007 m。

圖 4 側鉆槽口優(yōu)選策略圖Fig. 4 Slot optimization strategy map

綜上所述，從施工作業(yè)難度的角度考慮，方案二是優(yōu)于方案一的。從進尺的角度可以看出，方案一的總進尺為2 448 m，方案二的總進尺為2 218 m，方案二相對方案一節(jié)約進尺230 m。因此，綜合對比預案井實施難度及進尺，推薦方案二，即E1H回填側鉆B井位，E5H側鉆預案D井位。目前，該油田三口側鉆井已順利實施。

據統(tǒng)計，自2013年至2019年，渤海油田的側鉆井數逐年增多，平均每個平臺每年側鉆井多達4～5口，需要統(tǒng)籌考慮低效井槽口與側鉆井位之間的關系，對側鉆槽口與井位進行合理匹配，選擇最優(yōu)方案，最大程度降低作業(yè)難度及成本。

表 2 方案一側鉆技術難度及經濟性對比結果Table 2 Sidetracking technical difficulty and economic comparison results of Option One

表 3 方案二側鉆技術難度及經濟性對比結果Table 3 Sidetracking technical difficulty and economic comparison results of Option Two

3 結論

老井側鉆是渤海油田調整井增產的重要手段，本文通過將渤海某油田三口低效井與側鉆井位進行合理匹配，選擇難度較小的方案，同時節(jié)約成本兩百余萬元，建立了一種側鉆槽口優(yōu)選設計方法流程。針對渤海油田越來越多的側鉆井，建議鉆井專業(yè)與地質油藏專業(yè)在確定井位階段提前聯(lián)合研究，整體把握低效井槽口與側鉆井位之間的關系，對側鉆槽口與井位進行合理匹配，選擇最優(yōu)方案，最大程度降低作業(yè)難度及成本。