海洋油田綜合調(diào)整鉆井技術(shù)

楊化東

上海旦藍海洋工程有限公司（上海 200120）

0 引言

綜合調(diào)整是提高開發(fā)中后期油田開發(fā)效果的重要手段之一[1-3]，隨著渤海油田近50 年的開發(fā)，部分油田進入開發(fā)的中后期，采出程度高、自然遞減率高、綜合含水率高等陸地老油田面臨的通病，在渤海油田同樣逐漸顯現(xiàn)[4-6]。渤海油田所處的海洋環(huán)境和所采取的海洋平臺集成化生產(chǎn)、叢式井鉆井、注水開發(fā)的模式，又使渤海中后期老油田綜合調(diào)整難度遠高于陸地油田。自2010年起，渤海油田已逐步成為我國第二大原油生產(chǎn)基地，且已持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)近10 年，綜合調(diào)整技術(shù)對于渤海油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)發(fā)揮了顯著作用，對國內(nèi)外類似海上油田有借鑒意義。

隨著油田開發(fā)，對砂體、流體性質(zhì)、地層連通性認(rèn)識逐步加深，海洋生產(chǎn)平臺結(jié)構(gòu)、海管海纜部署等都經(jīng)過一定改變，海洋油田綜合調(diào)整所面臨的情況與開發(fā)初期有了較大變化。渤海油田綏中、秦皇島、蓬萊、金縣等區(qū)塊均采取綜合調(diào)整的方式穩(wěn)定采收率，但調(diào)整井鉆井過程中遇到了預(yù)留井槽不足、防碰風(fēng)險高、地層壓力紊亂等難題。

井位部署的位置就是綜合調(diào)整的最大挑戰(zhàn)，初期井槽數(shù)量不再滿足調(diào)整井井位需求，需要增加新井位，一般采用內(nèi)掛或者外掛井槽的方式進行擴展；其次，海洋叢式井鉆井軌跡復(fù)雜，單個平臺井?dāng)?shù)往往超過40口，井口間距不足2.0 m，所鉆井水平位移覆蓋3～5 km 直徑的范圍，在如此密集布井條件下，再鉆調(diào)整井難度極大[7-8]；由于常年注水開發(fā)，地層壓力體系紊亂，調(diào)整井路過層位經(jīng)常出現(xiàn)漏涌同存現(xiàn)象[9-10]。渤海多個油田綜合調(diào)整期間，通過技術(shù)研發(fā)和規(guī)律摸索，努力尋求辦法解決上述問題。

1 海洋油田開發(fā)中后期井槽擴展技術(shù)

調(diào)整井鉆井是確保油田穩(wěn)產(chǎn)的重要措施，但是無井槽可用成為制約儲量動用的重要問題，渤海秦皇島、渤中等在綜合調(diào)整階段均遇到此類問題[11-12]，通過外掛井槽、內(nèi)掛井槽、老井槽再利用等技術(shù)有效擴展了井槽，使調(diào)整井井位有效落實。

1.1 內(nèi)、外掛井槽技術(shù)

受鉆井方式、修井方式及生產(chǎn)平臺空間限制，加掛井槽位置分為內(nèi)掛和外掛兩種方式。外掛井槽是在平臺外側(cè)通過拓展甲板面積的方式增加井槽，內(nèi)掛是在不擴展原平臺面積前提下增加井槽，兩種加掛井槽方式和原始狀態(tài)對比如圖1所示。

圖1 內(nèi)掛井槽和外掛井槽對比

兩種擴展井槽的方式都屬于大批增加井槽數(shù)量的方式，擴展井槽數(shù)通常為原平臺井槽規(guī)模的10%～50%。無論哪種方式，加掛井槽的位置需考慮鉆井和修井的可行性，若原平臺有修井機，盡量使井槽位于修井機軌道可控范圍內(nèi)。

擴展井槽還需要考慮增加井槽后，鉆井船就位對生產(chǎn)平臺吊裝、老井槽覆蓋及火炬、海管海纜干涉等影響[13]。外掛井槽設(shè)計還要考慮生產(chǎn)平臺導(dǎo)管架結(jié)構(gòu)承重的影響，若承重不滿足設(shè)計要求，還需要以增加樁腿的形式對井槽進行加固支撐。

1.2 單筒雙井技術(shù)

單筒雙井技術(shù)通過在一個井槽中同時布置兩口井位，成為解決井槽數(shù)量限制問題的有效技術(shù)。自2000 年起，該技術(shù)在渤海油田開始首次應(yīng)用，隨著調(diào)整井條件越來越復(fù)雜，單筒雙井技術(shù)逐漸發(fā)展，表層預(yù)斜技術(shù)、表層軌跡分離的占位鉆具技術(shù)逐漸應(yīng)用，豐富了單筒雙井技術(shù)，也逐步為調(diào)整井?dāng)U展井槽增加了手段[14-18]，如圖2所示。

圖2 表層預(yù)斜和占位鉆具兩種單筒雙井結(jié)構(gòu)

2014 年，金縣1-1 油田，待部署的A14 和A37H兩口井僅有一口Φ914.4 mm 的隔水導(dǎo)管可利用，且鄰井表層防碰問題突出，設(shè)計軌跡在200 m 處就需要進行造斜，以避免碰撞鄰井，在表層鉆井過程中采用牙輪鉆頭鉆進，180 m 處開始造斜，鉆進至399 m 達到19.8°井斜，并用Φ914.4 mm 擴眼器進行擴眼，后在Φ914.4 mm 隔水導(dǎo)管內(nèi)同時下入兩組Φ339.7 mm 表層套管，長套管下入至396.6 m，短套管下入至380.5 m，最后統(tǒng)一固井，實現(xiàn)了擴展井槽和防碰鄰井的效果[14]。

渤中34-1 油田F 平臺為實現(xiàn)在同一井槽內(nèi)，靶點處于不同方向的兩口井鉆進，應(yīng)用了單筒雙井占位鉆具技術(shù)。首先，在安裝Φ914.4 mm 隔水導(dǎo)管的單筒雙井套管頭中懸掛占位鉆具至隔水導(dǎo)管鞋，為F37H井預(yù)留套管下入的空間；隨后定向鉆進F35井的Φ406.4 mm 井眼，下入薄接箍Φ339.7 mm 套管并固井，期間從占位鉆具中泵入海水沖洗水泥漿；之后起出占位鉆具，在預(yù)留空間內(nèi)定向鉆進F37H 井Φ 406.4 mm 井段并下入薄接箍Φ339.7 mm 套管，最后整體注水泥封固F37H井及隔水導(dǎo)管空間，實現(xiàn)了在同一井槽完成兩口不同靶點方向鉆井的目的[11]。

1.3 隔水導(dǎo)管重入技術(shù)

對于生產(chǎn)能力不足，已無繼續(xù)開采價值的老井，采用開窗側(cè)鉆方式再利用老井槽需要對多層套管進行套銑打撈，并磨銑開窗，施工復(fù)雜，作業(yè)周期長。隔水導(dǎo)管重入技術(shù)能夠大大提高老井槽利用的經(jīng)濟性[19]，如圖3所示。

圖3 隔水導(dǎo)管重入示意圖

渤海油田E9 井為隔水導(dǎo)管重入技術(shù)的首次應(yīng)用，采用高壓磨料射流設(shè)備由Φ177.8 mm 油層套管內(nèi)下入，在泥面下5 m 一次性割斷Φ609.6 mm 隔水導(dǎo)管、Φ339.7 mm表層套管、Φ244.5 mm 技術(shù)套管和Φ177.8 mm 油層套管4層管柱。依靠Φ177.8 mm 油層套管作為定位孔，下入隔水導(dǎo)管，底部安裝帶有導(dǎo)向錐的預(yù)斜工具，實現(xiàn)調(diào)整井初始軌跡的確定，之后按照表層鉆井的常規(guī)方式鉆進。據(jù)統(tǒng)計，隔水導(dǎo)管重入技術(shù)較常規(guī)套銑開窗技術(shù)可提高作業(yè)時效32%。

2 海洋調(diào)整井防碰鄰井技術(shù)

海洋叢式井開發(fā)井軌跡密集、復(fù)雜，鉆井過程中若碰撞鄰井，將有兩口井報廢風(fēng)險，甚至?xí)?dǎo)致海洋溢油事故的發(fā)生。按照與鄰井防碰位置的垂深不同，防碰鄰井分為淺層防碰和深層防碰。淺層防碰主要針對從生產(chǎn)平臺槽口區(qū)至表層鉆進的井段，槽口區(qū)井間距通常不足2.0 m，為節(jié)省海洋平臺空間，兩井中心距甚至縮小至1.5 m。相鄰兩口井水泥環(huán)外壁距離不足1.0 m，尤其是新鉆調(diào)整井在兩井間穿過；深層防碰主要針對靶點深度區(qū)域，調(diào)整井動用兩口老井間的剩余儲量，著陸點位置與老井安全系數(shù)過小，井距較近[20-21]。除常規(guī)的鉆井參數(shù)控制之外，渤海油田還采取了多種技術(shù)措施應(yīng)對碰撞鄰井的風(fēng)險。

2.1 淺層防碰技術(shù)

設(shè)計之初，就需要對軌跡、井身結(jié)構(gòu)進行優(yōu)化，調(diào)整井造斜點與鄰井錯位部署，放射性分布，避免空間上的交叉，綜合所有井的軌跡進行分析，使所有井滿足防碰需要。

海洋叢式井井距過近，MWD 等軌跡測量方式受鄰井磁干擾影響且精度不高，平臺開發(fā)之初鉆井采用MWD導(dǎo)向的老井需要進行陀螺復(fù)測。調(diào)整井鉆井過程中，也需要對軌跡進行陀螺復(fù)測，保證參考坐標(biāo)、測量工具的統(tǒng)一。

調(diào)整井鉆進時，在防碰風(fēng)險大的老井套管頭安裝可以感受振動的傳感器，在鉆頭碰撞老井水泥環(huán)時就可及時判斷已碰撞鄰井，并隨之對調(diào)整井軌跡進行校正，避免鉆穿鄰井套管。淺層防碰預(yù)警技術(shù)在綏中36-1油田綜合調(diào)整過程中發(fā)揮了重要作用，雖然防碰系數(shù)均小于1.5，甚至多口井小于1.0，在實際鉆井過程中未發(fā)生任何鉆穿鄰井事故[22]。

2.2 深層防碰技術(shù)

中短半徑造斜側(cè)鉆技術(shù)可以在狹小的空間內(nèi)實現(xiàn)井斜、方位的大幅變化，有利于井軌跡調(diào)整，增加了深層防碰的技術(shù)措施。但若使用常規(guī)鉆具，剛性不滿足短距離內(nèi)對井軌跡的大幅調(diào)整，且軌跡測量數(shù)據(jù)傳輸滯后，軌跡控制有延遲，且無法達到造斜率要求。

渤海某井采用1.35°高彎角馬達，配合NBIG-D隨鉆測量工具，該工具近鉆頭安裝，可以在滑動定向鉆井過程中實現(xiàn)井斜數(shù)據(jù)上傳，該井最大造斜率達到11°/30 m，造斜段平均5.5°/30 m。高角度馬達帶來井徑擴大、井眼不規(guī)則的問題，鉆完進尺后，通過多次倒劃眼修整井壁改善井眼質(zhì)量；采用高抗扭Φ177.8 mm 尾管帶可劃眼浮鞋下入到位，保證了井眼封固[23]。

3 壓力紊亂地層壓力控制技術(shù)

3.1 區(qū)域壓力預(yù)測分析

注水是老油田穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)的重要措施，但注水導(dǎo)致地層壓力紊亂影響調(diào)整井鉆井安全，井涌、溢流經(jīng)常發(fā)生。相鄰層位滲透率非均質(zhì)程度越大，漏涌同存的復(fù)雜情況越突出。

根據(jù)地震、錄井、測井、鉆井等資料建立地質(zhì)模型，并通過長期開發(fā)過程中的生產(chǎn)動態(tài)資料調(diào)整模型，分析注水井注水、停注對地層壓力的影響，分析停注后壓力變化情況[24]。

將原有的沿井眼軸線的三壓力剖面分析方法擴展為立體的、區(qū)域三維沿程壓力分析方法，如圖4所示。并建立調(diào)整井區(qū)域壓力隨時間變化曲線，使壓力差消散至壓力窗口滿足安全鉆井需求再鉆井。

圖4 地層壓力平面分布預(yù)測

3.2 海洋壓力控制鉆井技術(shù)

油氣田開發(fā)過程中非均衡注采引起的地層局部高壓及壓力虧空，使調(diào)整井地層壓力紊亂導(dǎo)致鉆井漏失、溢流、漏噴同存?？貕恒@井技術(shù)可改善油氣鉆井“窄安全密度窗口”難題，控制井底壓力在小范圍波動，有效保障鉆井流動安全。

海洋平臺的作業(yè)空間極其有限，對壓力控制裝備的體積和質(zhì)量有明確要求，在保障井筒壓力控制精度要求的基礎(chǔ)上，通過研發(fā)緊湊型的自動節(jié)流管匯、回壓補償撬，滿足了海洋平臺的對井筒壓力控制設(shè)備尺寸及質(zhì)量的限制，解決了井筒壓力控制設(shè)備上平臺的難題[25]。

3.3 壓力控制固井技術(shù)

調(diào)整井固井一方面要解決水泥材料難題，減少水泥漿凝固體積收縮；另一方面鄰井注水導(dǎo)致的壓力波動，要解決壓力控制工藝難題，低排量頂替會發(fā)生水竄不利于井筒安全，高排量頂替又會發(fā)生漏失。

基于調(diào)整井固井環(huán)境，構(gòu)建動態(tài)壓力下膠結(jié)界面防竄性能綜合評價方法，研發(fā)動態(tài)壓力下防竄性能評價試驗裝置，對水泥漿體系的抗動態(tài)水分散性、膨脹性能、增韌性能、防漏堵漏性能進行優(yōu)選。通過自由基膠束聚合法制備一種水溶性疏水締合聚合物增強固井水泥漿的抗水侵能力，改善水泥漿的防竄能力，提高該類井的固井質(zhì)量。室內(nèi)實驗對比顯示，優(yōu)化后的水泥漿密度、流變性能、失水相近，抗壓強度提高18.6%，抗折強度提高34.0%，膠結(jié)強度提高28.7%，抗水竄壓力提高60.8%[26]。

在候凝過程中，采用封閉防噴器憋壓候凝的方式，降低水泥石失重對壓力控制的影響，在應(yīng)用中起到了較好的效果。

4 調(diào)整井鉆井新技術(shù)展望

未來渤海需要進行綜合調(diào)整的油田會逐年增加，所面臨的難點也會逐步暴露，渤海油田也在引入國內(nèi)外類似油田相關(guān)技術(shù)，以解決調(diào)整井鉆井難題，例如精細(xì)壓力控制固井技術(shù)、T型井鉆井技術(shù)等應(yīng)用潛力巨大，T型井鉆井示意圖，如圖5所示。

圖5 T型井鉆井示意圖

T型井鉆井技術(shù)可實現(xiàn)任意井型、任意傾角、任意方位的鉆井，開窗僅20 cm 左右，可實現(xiàn)1.8 m 超短半徑側(cè)鉆，對套管損壞小，所采用的鉆具組合由單根長度0.15 m 的鉆桿+柔性短節(jié)構(gòu)成，柔性鉆具強度超過常規(guī)73.02 mm（2?″）鉆桿的2倍以上。開窗過程中由陀螺儀定方位，確定開窗方位，造斜階段靠機械單彎結(jié)構(gòu)保方位，采用過盈保徑鉆頭保證鉆進過程的方位，可鉆水平段長度200 m 以上[29]。對該技術(shù)進行了礦場試驗，未來可能會在渤海調(diào)整井大規(guī)模推廣。

精細(xì)壓力控制固井技術(shù)是基于控壓鉆井工藝，通過主動降低水泥漿靜液柱壓力，使靜液柱壓力處于欠平衡，然后利用控壓鉆井裝備，借助井口回壓和環(huán)空摩阻提供壓力補償，實施井口控壓，確保固井過程中的井筒動態(tài)壓力介于地層孔隙壓力與地層漏失壓力之間，實現(xiàn)壓力平衡法固井，從而提高固井質(zhì)量[27-28]。精細(xì)壓力控制固井技術(shù)，在四川盆地已經(jīng)有較好應(yīng)用，在渤海應(yīng)用需對鉆井裝備進行整體優(yōu)化。

5 認(rèn)識和建議

在全球能源轉(zhuǎn)型和數(shù)字化轉(zhuǎn)型的背景下，隨著勘探開發(fā)以及新技術(shù)的發(fā)展，渤海油田調(diào)整井鉆完井技術(shù)未來的發(fā)展將以解決現(xiàn)場實際問題為導(dǎo)向，以提高鉆井效率、質(zhì)量，踐行綠色發(fā)展目標(biāo)、提升數(shù)字化、信息化水平，達到提質(zhì)增效為目標(biāo)。還有以下幾方面建議：

1）針對油氣藏調(diào)整井面臨的井筒完整性難題，特別是以三高油氣井及稠油熱采井等為代表的特殊調(diào)整井的建井安全性問題，基于“全局把控，重點防護，經(jīng)濟有效”的思想，開展井筒屏障設(shè)計與優(yōu)化方法，保障調(diào)整井物理上和功能上的完整性，防止地層流體全生命周期內(nèi)不可控“泄竄”。

2）加大對分布式井下微電子隨鉆測量系統(tǒng)、Edrilling 中心、遠程鉆井咨詢系統(tǒng)等國內(nèi)外隨鉆測量導(dǎo)向系統(tǒng)的研究、引進，建立地面-井下一體化寬帶信息傳輸技術(shù)，實時測量和傳輸鉆井?dāng)?shù)據(jù)，提高隨鉆測量系統(tǒng)的可靠性、準(zhǔn)確性和穩(wěn)定性，避免加密井網(wǎng)防碰及高難度鉆井安全風(fēng)險。

3）通過優(yōu)化設(shè)計施工流程，提高自動化程度，減少非生產(chǎn)時間；優(yōu)化設(shè)計井身和軌跡方案加快鉆進速度，減少鉆頭用量和起下鉆次數(shù)，努力實現(xiàn)“一趟鉆”。

4）降低開發(fā)成本，海洋施工費用高，容錯率低，調(diào)整井鉆井技術(shù)還需廣泛借鑒已經(jīng)過實際應(yīng)用技術(shù)，并加改進進以解決油田面臨的實際問題。

5）利用大數(shù)據(jù)、云計算、數(shù)字孿生等高新技術(shù)手段提高建井效率，通過將人工智能與鉆井自動化結(jié)合，實現(xiàn)建井?dāng)?shù)據(jù)自動采集、輸送、分析、決策、自動控制執(zhí)行，降低人力資源以及人為不確定性，加快作業(yè)進度以及安全性。