渤海油田井筒及井槽優(yōu)化利用技術研究進展及展望*

王曉鵬 許 杰 張彬奇 劉海龍 謝 濤

(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)

渤海油田于1964年開始建設，經(jīng)過多年海上油田高效開發(fā)及優(yōu)快鉆井技術發(fā)展[1-2]，2010年進入了油氣產(chǎn)量3 000萬噸的歷史新階段，至今已持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)10年，2021年底發(fā)展成為中國第一大原油生產(chǎn)基地。然而，歷經(jīng)五十多年的開發(fā)，渤海部分油田逐漸進入開發(fā)中后期，面臨采出程度低、綜合含水率高、自然遞減率高的主要矛盾。為進一步挖潛剩余油，緩解上述矛盾，每年實施約200口調整井，其中使用原井筒和井槽的井占比70%～80%，并且逐年增加[3-5]。調整井的實施助力了渤海油田穩(wěn)產(chǎn)3 000萬噸，而井筒和槽口資源在海洋平臺上具有無法替代的稀缺性和重要性。因此，井筒和槽口資源的重復利用技術勢必成為能否高效實施調整井的資源保障和關鍵環(huán)節(jié)。

渤海油田圍繞井筒和井槽資源高效利用開展了相關技術研究與應用[6-11]。2010年，黃毓祥 等[11]在渤中25-1E3 井應用φ244.475 mm套管開窗側鉆技術取得較好效果；2016年，付建民 等[7]利用槽口擴展和水下基盤等技術，在平臺原有結構允許前提下，通過內(nèi)掛井槽、外掛井槽、新增樁腿加掛井槽等3種擴展形式增加槽口數(shù)量，使槽口資源得以增加。對無隔水導管的槽口采取非浮吊法隔水導管打樁或非標復合導管下入的方法，盤活現(xiàn)有空井槽資源；利用單筒雙井技術，提高現(xiàn)有槽口資源利用率。2017年，韓耀圖 等[8]以渤中34油田 F 平臺為例，對加掛井槽、單筒雙井技術、以及特殊尺寸φ838.2 mm+φ914.4 mm復合隔水導管鉆井下入技術進行了應用分析，使已有技術在適用條件方面更加明晰。后續(xù)幾年渤海油田在老井側鉆方面取得了持續(xù)性的成功應用[12-13]。上述技術研究，一定程度上提高了井筒和井槽資源利用率。但是，井筒內(nèi)仍是以φ244.5 mm和φ177.8 mm單層套管內(nèi)開窗側鉆為主，且均基于(3°～5°)/30 m全角變化率的井眼軌跡要求，導致了原井筒未能充分利用，新鉆井段長、開發(fā)投資成本高；井槽資源方面仍是以增加新井槽數(shù)量方式為主，未能實現(xiàn)原有井槽重復使用，且增加數(shù)量和方位受到限制?；谏鲜鰡栴}，從2012年開始，渤海油田開始針對中短半徑側鉆技術[4,13]、同層側鉆技術[14-17]、雙層套管開窗技術[18]、分支井重入技術和井槽重利用技術等進行科技攻關。逐步實現(xiàn)了中短半徑側鉆全角變化率最高達18.97°/30 m，大大縮短了側鉆點和靶點之間距離，減少了新鉆井段長度；針對同層位儲層再次開發(fā)的同層側鉆高效復產(chǎn)技術；φ339.7 mm和φ609.6 mm大尺寸雙層套管一趟鉆開窗；并且突破3層套管同時切割、大尺寸預開窗斜向器設計[19-20]、原井眼重入方向控制等技術瓶頸，首創(chuàng)了利用已有低產(chǎn)低效或停產(chǎn)井的井槽，切割回收原隔水導管，重建新隔水導管的系列技術；同時首次創(chuàng)新研發(fā)應用了分支井重入技術，即在保持原井動用儲層砂體不變的條件下，再新增側鉆一個分支井眼以挖潛原井筒周邊剩余油，建立了1個井筒2個分支的復雜結構井，并且2個分支井眼可以實現(xiàn)完井和生產(chǎn)階段重入，以及單獨分支井眼分采或兩個分支井眼合采。通過上述技術創(chuàng)新，渤海油田逐步構建完成了從井筒深部到淺部，再到地面井槽的重樹技術體系。本文是對上述技術研究的梳理總結，以期為渤海油田高效可持續(xù)發(fā)展提供借鑒。

1 井筒及井槽優(yōu)化利用技術新進展

1.1 中短半徑側鉆技術

海上油田側鉆作業(yè)一直以長半徑側鉆為主，側鉆點一般較淺，不能充分利用原有井筒資源，為了最大限度地利用老井眼套管減少鉆井進尺，必須將側鉆點加深下移，這就要求必須有較高的造斜率。渤海油田地層疏松、造斜困難，并且常規(guī)螺桿鉆具彎點距較大，鉆頭偏移量大，鉆具組合通過套管和窗口較困難。

基于上述問題，針對φ215.9 mm井眼研制了一種高造斜率近鉆頭測斜鉆具組合(圖1)，通過在近鉆頭上部設置近鉆頭測斜短節(jié)，使用無線搖傳技術將鉆頭實時井斜數(shù)據(jù)傳輸至MWD(隨鉆測量工具)，并通過鉆井液脈沖信號傳輸至地面分析系統(tǒng)。測斜盲區(qū)由原來23 m左右縮減至0.6 m，提高了井軌跡控制精度。優(yōu)化設計螺桿鉆具，彎點設置較常規(guī)鉆具組合低，馬達彎點至馬達驅動頭底端面距離由1.567 m減少至0.865 m，由于彎點距的減少，該螺桿鉆具具備旋轉功能，滿足高造斜率井眼軌跡控制及井眼凈化的需要，并且鉆頭產(chǎn)生的偏移量小，可實現(xiàn)鉆井工具在原井筒及窗口的順利下入。設計了非對稱扶正器，包括一只寬邊扶正翼，寬度范圍14.5±1 cm與2只窄邊扶正翼，寬度范圍6.5±1 cm，有效地保證了螺桿鉆具造斜作業(yè)中工具面的穩(wěn)定性。一般選擇螺桿鉆具彎角為1.5°或1.75°，新型螺桿鉆具理論造斜率見表1。

圖1 高造斜率近鉆頭測斜鉆具組合

表1 30 m理論造斜率對比表

渤海油田儲層巖石膠結疏松,屬于中高孔滲，且稠油拖拽力強，需要進行防砂，而之前防砂工具的開發(fā)都針對長半徑井眼軌跡。此次針對中短半徑井眼軌跡進行了特殊的優(yōu)化設計，防砂的外層管柱在原充填滑套總成上部與頂部封隔器之間增加φ101.6 mm密封筒和10 m長的φ127 mm盲管，其他工具不變。在服務工具方面，在液壓脫手和平衡總成之間增加10 m長的φ73 mm沖管和旋轉接頭，其他工具不變。優(yōu)化后管柱對頂部封隔器具有一定的保護作用，可減小頂部封隔器附近的彎曲剛度，能夠有效降低封隔器位置處摩阻力35%，對整個管柱減小約28%總摩阻。

2017年6月26日，渤海油田成功鉆出中國海上首口中短半徑側鉆水平井SZ36-1-E19H1。截至目前，該技術已逐步推廣應用至綏中36-1、渤中26-2、南堡35-2等6個油田12口井，節(jié)約進尺6 985 m，充分利用原有井槽，創(chuàng)造經(jīng)濟效益2.55億元，取得了極大的經(jīng)濟效益。中短半徑鉆完井技術研究與應用對降低海上鉆井成本、提高油氣田采收率和經(jīng)濟效益，克服低油價對投資和生產(chǎn)的制約等具有重大意義。

1.2 同層側鉆技術

同層側鉆是指在水平井中新靶點分布在老井眼的同一開采層位，在老井眼水平段回收頂部封隔器和部分篩管，然后在裸眼段注水泥塞側鉆至新靶點的一種深層側鉆方式。具有側鉆工藝操作簡單，能保持原井筒尺寸，原有井筒的套管段全部重利用，距離目標靶點近等優(yōu)點。但棄井作業(yè)需要打撈封隔器和防砂管柱，一般老井歷經(jīng)多年生產(chǎn)，井下工況復雜，水平井摩阻大，井口的上提力及扭矩傳遞效率低，為高效打撈造成困難；同時在水平段注水泥漿階段，由于重力影響，水泥漿會沿著下井壁一邊前進，形成底邊指進現(xiàn)象，影響頂替效率，水泥強度達不到側鉆要求。上述原因極易造成棄井工期較長和側鉆成功率偏低。

針對技術難點，結合海上油田開發(fā)特點，不斷進行技術攻關和實踐，逐步形成了渤海同層側鉆的技術工藝。

1) 側鉆窗口設計。一般側鉆點設計在φ244.5 mm套管鞋以下。因此，根據(jù)造斜工具能力和井筒內(nèi)原有管柱結構，需要回收φ244.5 mm套管鞋以下30～50 m的篩盲管，以便為側鉆留足空間。如遇原井筒管柱棄置困難等特殊條件，優(yōu)選造斜能力強的鉆具組合和優(yōu)化施工參數(shù)，渤海油田已成功實施在φ244.5 mm套管鞋以下17 m的范圍內(nèi)窄側鉆窗口條件下的作業(yè)案例。

2) 切割回收工藝。一般設計為2刀切割，遵循從下至上的切割順序，要求避開接箍和打孔位置，第1刀位置設計考慮為側鉆窗口留足空間，第2刀位置設計考慮頂部封隔器的順利回收。以切割φ139.7 mm篩盲管為例：φ114.3 mm水力割刀(配47 mm刀片)+φ73 mm鉆桿若干+變扣211×310+變扣311×410+φ165 mm震擊器+φ127 mm鉆桿。其中鉆桿部分，應使用專業(yè)軟件設計加重鉆桿數(shù)量和加放位置。

3) 水平裸眼段注塞技術。一般老井儲層段經(jīng)多年開采，壓力虧空嚴重，需要采取合理的棄置方法，避免對同層位的新井造成影響。渤海油田使用SEAL BOND PLUS堵漏隔離液來防止儲層虧空漏失。采取控制水泥漿失水、提髙沉降穩(wěn)定性、提高觸變性、保證 “直角”稠化，提髙水泥石早期強度等措施，防止水泥漿漏失和竄流。施工工藝上加大頂替排量，循環(huán)及注替水泥漿期間活動鉆具，提高頂替效率，避免水泥漿的指進現(xiàn)象。同時結合海上平臺空間受限，部分修井機棄井作業(yè)的平臺無固井設備，渤海油田因地制宜，創(chuàng)新采用新型化學材料LHD作為裸眼段塞材料，該材料具有占地小、操作簡便、有效駐留、膠結強度高、有效期長等特點，滿足了水平井同層側鉆作業(yè)要求。

水平井同層側鉆技術是在原有儲層認識的基礎上開展再認識，油藏風險低。工程方面，設備能力要求低，部分修井機可滿足要求。與常規(guī)側鉆相比，費用降低40%左右。該技術于2016年首次成功示范以來，實施30多口井，成為在生產(chǎn)油田井周同層挖潛的首選技術。

1.3 大尺寸雙層套管開窗技術

雙層套管開窗是在開窗處存在2層套管時進行的開窗側鉆工藝。由于雙層套管的尺寸、壁厚、鋼級強度，以及兩層套管間的間距等因素的影響，使得雙層套管開窗窗口長度增長，窗口形成難度增大，鉆具難以和老井眼分叉，側鉆不出技術套管的事故頻發(fā)，雙層套管開窗的可靠性和效率很低，目前雙層套管開窗一般為φ177.8 mm和φ244.5 mm雙層套管為主。渤海油田首次嘗試大尺寸φ339.7 mm和φ609.6 mm雙層套管一趟鉆開窗取得成功，積累了一定的經(jīng)驗。

首先采用了高硬度的多斜面斜向器，開窗后有效窗口長度長、通過性好，解決了雙層套管開窗過程中穿越死點的技術難題。研制形成了高抗拉、壓和高抗扭的錨定器和可免投球坐封錨定器的循環(huán)短節(jié)和坐封服務工具，大幅提高了雙層套管開窗過程中斜向器的穩(wěn)定。其次在銑錐、鉆柱銑敷焊抗研磨型好、強度高的合金，提高銑錐工作壽命；銑錐采用微偏心設計，適當提高窗口直徑，保證后續(xù)鉆具通過性；并且合理確定座掛井深，避開內(nèi)外兩層套管接箍位置；采用合理磨銑參數(shù)，開窗過程根據(jù)實際磨銑情況實施調整。

2017年，大尺寸雙層套管開窗技術在SZ1井φ339.7 mm和φ609.6 mm雙層套管開窗中應用，其中斜向器座掛鉆具組合為SZ-300斜向器+定向接頭+φ127 mm鉆桿。開窗鉆具組合：φ311.5 mm 復合銑錐+φ311.5 mm鉆柱銑+φ203.2 mmDC×3+變扣短接+φ127 mm加重鉆桿若干。開窗和修窗作業(yè)后測量銑錐、鉆柱銑外徑為308 mm。窗口深度：89.4～96.0 m。磨銑時間21.5 h，修窗時間4 h。與常規(guī)作業(yè)相比，單井節(jié)省工期約5.5 d，節(jié)省成本約300余萬元。

1.4 分支井輪采技術

渤海油田為了有效治理低效井，進一步挖潛油田剩余油，應用分支井輪采技術，在保留原井眼基礎上，側鉆多底分支井開發(fā)鄰近儲層，實現(xiàn)了2個分支井筒相對獨立，既可以實現(xiàn)“合采”，又可以根據(jù)需要選擇性“輪采”，還能夠實現(xiàn)各自井眼的修井作業(yè)。在原井眼(主井眼)φ244.48 mm套管側鉆φ215.9 mm井眼，著陸段與水平段一趟完鉆，采用φ177.8 mm尾管完井作業(yè)方式，井身結構如圖2所示。分支井輪采技術增加了單井的泄油面積，可有效挖掘井周鄰近儲層剩余油潛力，實現(xiàn)一井多層開采，提高采收率，改善油田開發(fā)效果，已經(jīng)成為油氣田開發(fā)的一項關鍵技術。

圖2 分支輪采井井身結構圖

分支輪采技術應用之初還存在諸多限制。例如如何保障分支井眼和主井眼的機械連接性能、密封性能和選擇性重入可靠性。針對上述難點，渤海油田采用HOOK壁掛式懸掛器，懸掛技術套管或者生產(chǎn)套管坐掛于主井筒內(nèi)，通過不同的導向器配合，實現(xiàn)不同井筒的密封、連通與重入。其次目標油田儲層疏松，稠油拖拽力強，要求礫石充填防砂，而分支井眼導向器內(nèi)徑小，對完井防砂、生產(chǎn)管柱最大外徑、剛性設計帶來諸多限制，且國內(nèi)外尚無分支井礫石充填防砂經(jīng)驗。渤海油田采用的分支井眼導向器和壁掛式懸掛器最小內(nèi)徑為154.15 mm，一般礫石充填作業(yè)的防砂封隔器外徑為152.40 mm，管柱下入間隙小1.75 mm、剛性過強，存在管柱下入風險。針對上述難點，采取了3項優(yōu)化措施：①重新設計頂部封隔器，將外徑由152.40 mm減少至147.32 mm；②將卡瓦和封隔器本體設計為一體，降低下入阻力和預防提前坐封風險；③使用“旋轉刮管器+多個強磁刮管器+多功能井筒清潔器”的刮管管柱組合，保證了井筒清潔，確保防砂管柱順利下入。

分支輪采技術在渤海油田完成了首批次3口井的應用，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油252 m3/d，是老井產(chǎn)量的4.7倍。實現(xiàn)了槽口高效利用，大幅節(jié)省工程投資，實現(xiàn)了“一井多用”，成功解決了井周鄰近儲層挖潛問題，具有廣闊的應用前景。

1.5 井槽重利用技術

海上油田的開發(fā)，從工程建設到鉆完井再到采油工程都圍繞槽口資源進行。作為平臺現(xiàn)有設施的核心，槽口資源具有無法替代的稀缺性和重要性，高效利用井槽資源能夠大幅度提高油田的經(jīng)濟效益。之前平臺井槽資源的高效利用技術一直圍繞如何利用已有平臺空間多增加井槽個數(shù)的方向開展工作，例如單筒雙井、外/內(nèi)掛槽口等，而井槽個數(shù)的增加數(shù)量受到平臺空間的嚴格限制，無法滿足調整井對井槽資源的需求。渤海油田創(chuàng)新技術思路，從隔水導管重建技術著手，經(jīng)過8年科技攻關，建立了井槽重利用技術(圖3)，即從泥線以下4～5 m位置切割回收原井筒套管串，利用平臺原井槽，通過導向錐引導將預開窗斜向器和隔水導管串座掛在原剩余套管串上，重新建立隔水導管并經(jīng)過斜向器導向，按照預定方位側鉆新井眼的技術。實現(xiàn)了井槽資源從有限到無限的質的轉變，實現(xiàn)了單個井槽資源循環(huán)利用的目標。

圖3 隔水導管重建示意圖

井槽重建仍面臨諸多難題。首先是需要實現(xiàn)原井筒高效棄置，關鍵是帶水泥環(huán)多層套管一次性精準切割。渤海油田研究250 MPa超高壓水射流磨料切割技術，對比研究了前混合和后混合磨料射流系統(tǒng)，設計了前混合磨料射流切割系統(tǒng)，主要包括高壓泵站、磨料混合裝置、切割控制裝置、空氣撬、臍帶纜絞車和水下切割工具，具備渤海泥面以下4～5 m切割作業(yè)能力，且具備φ177.8至φ762.0 mm多層套管且?guī)喹h(huán)條件的一趟切割能力，現(xiàn)場已成功實施了φ339.7 mm、φ508.0 mm、φ762.0 mm等3層套管帶水泥環(huán)一次切割，分段回收作業(yè)。該工藝切割口平整，滿足了隔水導管重入座掛要求，切割效果如圖4所示。

圖4 3層套管同時切割效果圖

其次，老槽口的套管管柱在泥面以下4～5 m位置被整體切割并拔出棄置后，如何利用平臺原井槽重建隔水導管，是一個空白的技術領域，需要解決重入導管下入后的定位問題，并要滿足后期可側鉆功能。因此，研發(fā)了導向錐+預開窗斜向工具，如圖5所示。其中導向錐可實現(xiàn)軸向和徑向調節(jié)，同時根據(jù)現(xiàn)場回收的套管偏向情況，下入前調整好導向錐方位，保證了導向錐準確進入切割后的原井筒內(nèi)坐掛，即解決了重入導管定方位問題。另外設計了預開窗斜向器，其窗口為弧面漸進式開口，防止起鉆時鉆頭掛臺階面，增加了通過性。斜向器加長設計為10.43 m，斜面角度為3.5°，降低了后續(xù)套管下入的彎曲度，減小磨損量。同時在斜向器結構面設計凹槽，控制側鉆鉆柱方向，保證了新井眼按照預定方向鉆進。

圖5 可調節(jié)導向錐+預開窗斜向器

針對重入隔水導管穩(wěn)定性問題，以X52鋼材料φ609.6 mm、壁厚25.4 mm隔水導管為例，井口載荷取500 kN、1 000 kN，強風、浪流耦合沿同一平面作用，應用有限元ANSYS軟件分析，最大水平位移、最大應力均滿足海況重現(xiàn)期為100 a的作業(yè)要求，計算結果見表2。

表2 隔水導管穩(wěn)定性有限元計算結果

2 技術展望

渤海油田在井筒和井槽優(yōu)化利用技術方面已取得一定的成果，但是隨著渤海油田開發(fā)不斷深入，層間矛盾越發(fā)復雜，剩余油挖潛的經(jīng)濟門檻需要持續(xù)降低，亟需進一步縮短棄井工期，提升原井筒利用程度，豐富技術手段。因此，渤海油田應著重開展好以下方向攻關：

1) 高效棄井技術開發(fā)。針對原有井筒棄置仍是以傳統(tǒng)的套銑、磨銑、水力切割方式為主，作業(yè)時效低，工期不確定性大，棄置費用較高。針對海洋油氣井永久性棄置泥線下多層帶水泥環(huán)套管的特殊工況，發(fā)展機械、水射流及化學的精準切割以及探索激光、電弧等切割方式，并進一步提升帶水泥環(huán)套管切割后地面分段處理時效。

2) 超短半徑鉆井及完井技術。為了實現(xiàn)小井眼薄層動用，提高原井筒利用程度，需要在中短半徑鉆井技術基礎上進一步發(fā)展超短半徑鉆井技術，并結合渤海油田以疏松砂巖稠油儲層為主的特點，攻關研發(fā)超短半徑井眼軌跡配套的防砂完井工具及工藝。同時，進一步發(fā)展應用多分支井和五級完井等增產(chǎn)技術工藝，高效率利用井筒，節(jié)省平臺槽口和投資成本。

3) 持續(xù)發(fā)展提升隔水導管重建技術水平。井槽重樹技術在“十三五”期間經(jīng)歷了從無到有的發(fā)展階段，下一步應從深切割回收及重入能力，精準的方位定向，大尺寸及內(nèi)排井槽重建等方面開展攻關，并持續(xù)提升作業(yè)效率，實現(xiàn)海洋平臺井槽區(qū)全覆蓋高效重建。

4) 勘探井筒再利用技術。目前海洋鉆井中永久棄置的探井無法再轉為生產(chǎn)井，上億元的井筒資源成為了一次性產(chǎn)品，利用效率低。應進一步優(yōu)化創(chuàng)新平臺位置優(yōu)選方法，攻關井口保留和回接技術，實現(xiàn)堪探井轉開發(fā)井，促進渤海油田勘探開發(fā)一體化進程，有效應對低油價，降低油田開發(fā)投資成本。

3 結束語

渤海油田經(jīng)過不斷科研攻關與創(chuàng)新實踐，形成了以中短半徑側鉆技術、同層側鉆技術、大尺寸雙層套管開窗技術、分支井輪采技術和井槽重利用技術為代表的從井筒深部到淺部，再到地面井槽的重樹技術體系，很大程度上解決了井筒與井槽的利用率問題，具有較好的推廣應用價值。

隨著渤海油田開發(fā)逐步深入，未來將面臨更加嚴峻的挑戰(zhàn)，需要從棄井、重建、及勘探開發(fā)一體化方向不斷豐富、升級和完善現(xiàn)有的技術體系。引進或攻關適應渤海實際工況的新技術、新工藝和新工具，實現(xiàn)渤海在生產(chǎn)油田的高效開發(fā)。