海上低成本側鉆調整井的可行性研究與實施

和鵬飛

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452)

海上低成本側鉆調整井的可行性研究與實施

和鵬飛

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452)

海上油氣開發一直以高成本、高風險著稱，做好成本控制是低原油價格時代對渤海鉆完井提出的極大挑戰，尤其是小項目零散調整井作業。為此，在充分認識調整井作業難點、深入分析鉆井成本組成的基礎上，渤海油田提出利用停產井側鉆新井位，最大化利用老井眼井段，通過油藏工程的可行性論證，優化設計靶點、充分探邊、釋放剩余產能，鉆完井工程一路優化定向井軌跡與井身結構，采用鉆修機設備、引入國產旋轉導向及隨鉆測井系統，在保證能夠實現作業的前提下，充分降低作業成本。最終圓滿完成軌跡導向和測井任務，有效實現側鉆水平井著陸。側鉆井整體降本14.7%，產量達到鉆前配產的2.2倍，效果顯著。

海上油田；旋轉導向;隨鉆測井;側鉆;調整井

0 引 言

成本控制是油氣勘探開發的主要工作和長期戰略目標，國內外各石油公司均依托于技術和工藝的發展進行成本控制[1-2]。對于調整井來說，作為油田開發過程中為改善井網注采關系或加密井網進行的新鉆井，一般具有零散、不集中等特點，無法形成規模效應而導致單井成本較高。國內外各大油田針對此問題開展了長期的技術研究，主要包括以PDC鉆頭和旋轉導向系統為代表的提高鉆井效率工具的應用，和以小井眼井身結構技術、水平井和大位移井技術、側鉆井技術和海上叢式井批鉆技術為代表的工藝革新[3-5]。

目前渤海大部分油田已經處于開發后期，因此調整井作業成為近幾年渤海鉆完井的主要作業方向。自2015年以來，國際原油價格一路走低，對渤海油田調整井的影響尤為嚴重。在對渤海油田調整井發展的趨勢和作業難點做深入分析的基礎上，以目前的單井作業成本組成為解析目標，得出降低成本的關鍵所在，并以此為基礎提出對應的技術措施，最終成功實現大幅度降低成本的目的。

1 渤海調整井發展趨勢與作業難點

首先，井網調整與兼探同步，向構造低部位以及外圍探邊發展。由此調整井的油藏不確定性不斷增加，潛在地層風險逐步升高。由表1可以看出渤海某項目的調整井中兼探井所占比例一直較高。如圖1所示，在A平臺作業中，兼探性質的調整井實則是“探井”。

表1 渤海某項目兼探井比例統計

圖1 A平臺調整井油藏工程計劃Fig.1 Reservoir planning for A platform

其次，部分槽口平臺、鉆井平臺無法實施就位覆蓋。海上平臺壽命有限，老油田穩產壓力大(年遞減率8%～10%)[6-7]，需不斷鉆調整井或者治理低效井提高采收率。如圖2所示，一方面槽口平臺附近之前鉆井平臺頻繁就位導致樁靴“老腳印”極多，這給后續的就位作業帶來極大的困難，滑移風險極高[8-10]，極端情況下可能導致鉆井平臺與槽口平臺相撞；另一方面，受部分槽口平臺自身附屬設施(飛機甲板、海管海纜等)以及鄰近槽口平臺影響，鉆井平臺無法拋錨、就位進行作業。

圖2 Y槽口平臺旁的就位“老腳印”Fig.2 Footmark near Y platform

第三，槽口平臺自帶鉆修機設備，鉆機能力有限。渤海大部分槽口平臺為滿足平臺不定期的修井作業，自帶鉆修機設備，一般提升噸位為135.0 t、180.0 t和225.0 t，一些調整井在鉆井平臺無法就位時，自身鉆修機設備能力不足以滿足作業要求。

最后，國際原油價格低迷，單井成本較高。此文成文時大慶原油價格跌至30.0美元/桶，而淺海鉆井米成本是陸地作業模式的10倍左右[5]，高昂的成本對于鉆完井作業是致命的。

2 技術思路

降低或者控制成本的關鍵在于對目前單井成本的綜合分析，通過分析可以得出各項費用所占比例以及哪些可以控制、降低，同時以此為基礎做技術策略的選擇。

2.1 成本分析

圖3為渤海代表性的水平井成本費用組成，從圖中可以看出占用比例最大的是鉆井平臺費用，近30%，其次是定向井工具費用(包括測井工具)，約占1/6，其他主要是各項材料費用以及供應船費用[11]。

圖3 渤海X井的成本組成Fig.3 Cost analysis for well X

2.2 降本技術措施

優先考慮利用鉆修機模式進行調整井作業，降低鉆機費用，同時避免鉆井平臺就位的潛在問題。

優化油藏工程靶點設計，充分利用槽口平臺停產井進行深層側鉆，一方面減小鉆修機作業的下套管噸位壓力，避免固井作業，省去固井泵、干水泥罐等大型設備的安裝；另一方面，提高老井筒的利用率，減少作業費用。

引入國產工具，降低費用，尤其是定向井工具和隨鉆測井工具。渤海油田每年有90.0%以上的水平井、隨鉆測井作業采用斯倫貝謝、貝克休斯的旋轉導向系統及配套測井工具完成，此類工具租賃費用極高，嚴重影響成本控制。

3 低成本側鉆調整井的關鍵技術分析

以B油田為例，該油田開發近30年，進入高采出程度、高含水階段。針對油田開發后期的調整措施，除了與補孔、有機解堵相結合進行大泵提液之外，在剩余油富集區以及井網不完善區域部署調整井進一步挖潛。其中海8井為1987年投產的定向井，至2010年含水達到84.2%，停泵關停。根據周邊海7井、海5井生產情況分析，認為井網外圍仍有探邊、挖潛潛質。

3.1 油藏工程

基于剩余油分布認識，認為剩余油在縱向上主要分布在儲層上部，下部已經形成次底水，因此側鉆井型選擇水平井方式，水平段靠近油層頂部，如圖4所示。

在平面上，受構造、邊水驅替及井網不完善的影響，油田構造高部位的井間剩余油富集，含水率小于80.0%的剩余油厚度在7.0 m以上，側鉆目的層位于東營組。

圖4 海8H1井的油藏工程設計Fig.4 Target spot for Hai 8H1

3.2 鉆井工程

3.2.1側鉆點的選擇與定向井軌跡設計

側鉆點的選擇考慮兩個方面：一是要盡量提高老井眼的利用率，減小進尺浪費；二是貼合定向井軌跡設計，軌跡盡量簡單，利于實施[12]。通過Landmark軟件的模擬計算，選擇在1400.0m左右的位置進行側鉆。表2為側鉆點的優選對比，整個側鉆軌跡井斜角變化近70.0°，累計扭方位近60.0°，側鉆點位于館陶組地層。

表2 側鉆點的對比

3.2.2井身結構設計

表3 海8H1井身結構數據

3.2.3鉆修機能力的校核

但是如果采用螺桿馬達滑動模式，計算滑動時下放懸重僅有35.0t左右，考慮深層側鉆滑動困難，且主要是扭方位設計，因此決定采用旋轉導向及隨鉆測井(LWD)儀器。一方面利于提高鉆進效率，另一方面采用螺桿馬達后隨鉆測量(MWD)測點以及隨鉆測井儀器的測點距離鉆頭較遠，在20.0m以上，不利于軌跡的控制以及地層物性的把握[13-17]。考慮到成本問題，對國產旋轉導向及測井儀器做適應性分析。

3.2.4國產旋轉導向和隨鉆測井系統的應用

渤海所用國產旋轉導向和隨鉆測井系統是中海油服公司自主研發的Welleader和Drilog。Welleader是以渦輪發電機供電、推靠式工作原理的旋轉導向系統，可實現精度近鉆頭井斜連續測量，通過地面程控分流指令下傳，狗腿度控制能力為6.0°/30.0m。隨鉆測井儀器是具備定向測量能力、可測量電阻率/自然伽馬的隨鉆測井系統。

在結構組成方面，Drilog和Welleader系統構架主要包括嵌入式地面系統、地面系統軟件、地面儀器工作間、MWD子系統、井下儀器控制器短節、電阻率伽馬測井儀、渦輪發電機、有線柔性短節和導向力控制單元，如圖5所示。

圖5 國產旋轉導向及隨鉆測井系統組成示意圖Fig.5 Component of Welleader and Drilog

工作原理上，Welleader是推靠式導向，三個獨立推靠翼肋，產生合成導向力矢量，通過井下渦輪發電機供電，非接觸滑環傳輸，電機-液壓泵-缸壓閉環驅動控制。Drilog內部的MWD系統由液壓推動式脈沖器和控制器組成：脈沖器通過蘑菇頭和限流環配合，產生泥漿脈沖，實現隨鉆測井數據接收、編碼和脈沖器驅動等功能；其定向測量的定向探管通過3軸磁通門+3軸加速度計測量，解算獲得井斜、方位、工具面；隨鉆測伽馬及電阻率是一體化的雙參數隨鉆測井儀，可進行電磁波電阻率和自然伽馬測量。

系統特征方面，采用泥漿正脈沖遙傳速率；有井斜角(量程0°～180.0°，精度±0.2°)、方位角(量程0°～360.0°，精度±0.50°)、工具面角(量程0°～360.0°，精度±2.0°)測量功能；四發雙收和雙頻對稱補償電阻率；NaI閃爍晶體探測器自然伽馬測量；1.5m近鉆頭井斜測量。

4 現場應用與經濟效益評價

4.1 現場應用

4.1.1實際軌跡控制情況

在海8H1井實際作業中，采用國產旋轉導向及隨鉆測井系統累計進尺850.0m，Welleader在明化鎮、館陶地層使用30.0%～40.0%導向力，在東營組使用30.0%～60.0%導向力，即達到了設計造斜率3.0°～3.5°/30m的要求，工具造斜率表現穩定。近鉆頭測斜數據與MWD測斜數據基本一致，能準確反映實時造斜率的情況，如圖6所示。使用0.5bit/s傳輸速率，信號良好，解碼成功率95.0%以上，一次測斜成功率100.0%，側鉆點測斜數據與老井眼一致性較高，銜接良好。

4.1.2測井資料質量

Drilog測井曲線對不同巖性的響應準確，通過與臨井斯倫貝謝Neoscop測井曲線對比，一致性高，如圖7所示為實時傳輸電阻率的對比。

圖6 近鉆頭測斜與MWD測斜的對比Fig.6 Inclination comparison of Welleader and MWD

圖7 電阻率曲線對比Fig.7 Resistivity comparison of Drilog and Neoscope

4.2 經濟效益評價

海8H1井投產后，實際穩產產量110.0m3/d，超過設計配產2.2倍，作業后計算每立方米成本降低達到14.7%，取得明顯的降本成果和產量成績。

5 結 語

國內油氣開發成本中鉆井所占比例較大，而鉆井降本的主要途徑是充分利用老井眼、引入國產工具降低租賃費用等措施。國產旋轉導向和隨鉆測井系統在渤海深層側鉆調整井的應用，提出了低油價行情下的降本新舉措，在實現全旋轉鉆進的同時，降低定向井工具費用，具有較大的應用前景。目前國產旋轉導向和隨鉆測井系統仍處于初步應用階段，雖然總體完成作業任務，但是尚有通信以及配套設備等需要改進的地方，持續改進所產生的提效空間仍然充足。

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TechnologyofSideTrackAdjustmentWellwithLowCostinBohai

HE Peng-fei

(CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin300452,China)

International crude oil prices continued to decline in 2015, approaching MYM30.0 per barrel. This seriously impacts the domestic oil and gas development upstream industry. Offshore oil and gas development known for high cost, high risk, low oil prices in the doldrums makes a great challenge to Bohai drilling and completion, especially for small projects with scattered adjustment wells. On the basis of studying the difficulties and analyzing the cost, through the side drilling and using of domestic rotary steering and longing tools, Bohai oil field has achieved the horizontal well. The overall cost is reduced by 14.7%, and the production reaches 2.2 times the proration before drilling. The effect is significant.

offshore oil field； rotary steering system； logging while drilling tool； side track； adjustment well

2016-07-13

和鵬飛(1987—)，男，工程師，主要從事海洋石油鉆井技術監督工作。

TE54

A

2095-7297(2016)04-0212-05