渤海油田叢式井綜合調整加密防碰技術

林家昱，王曉鵬，張羽臣，張磊，李進

中海石油（中國）有限公司天津分公司 （天津 300459）

隨著油田的不斷開發，中海石油渤海油田（以下簡稱渤海油田） 部分油井年產量遞減已達到8%~10%，目前已進入綜合調整階段[1]。 海上叢式井組加密調整井需在原本密集的老井網基礎上插入一張新井網， 隨著海洋叢式鉆井與加密井工藝技術的日益成熟，尤其是小井距密集叢式定向井技術，井數多、井距小導致的海洋叢式平臺定向井淺層防碰和深層防碰問題也越來越突出[2-4]。 如何避免新井眼與老井眼空間上碰撞，是一項技術挑戰[5]。 調整井數量增多及外掛井槽、外加樁腿等使井間距越來越小，為節省平臺空間面積，井槽間距由2.0 m×2.0 m 縮小至1.5 m×1.7 m，防碰風險由淺層防碰演變為深淺層防碰，由單點風險擴展為多點風險。 軌跡交碰鉆穿鄰井套管事故風險增大，輕者會使井眼報廢，重者造成井噴損毀平臺， 甚至造成海洋環境的嚴重污染及人員傷亡[6]。 針對海上密集叢式井防碰問題，分析了目前渤海油田整體加密技術現狀，研究了陀螺復測、靶點優化調整及重點防碰井段牙輪鉆頭的使用， 重點研究了防碰風險高的單筒雙井所使用的占位技術、表層預斜技術及叢式井防碰預警技術， 給出了密集叢式井工程一體系統化防碰方案， 并以綏中36-1 油田Ⅱ期綜合調整方案為例進行說明， 現場應用效果良好。

1 渤海油田整體加密技術現狀

渤海油田規模實施調整井推動油氣上產， 提高油田開發效益，以綏中36-1 油田為起點，逐步拓展加密調整技術， 截至目前已有7 個油田實施加密調整，其中主力油田秦皇島32-6、綏中36-1 油田調整方案已經實施完畢（表1）。

綏中36-1 油田經歷了I 期開發、 Ⅱ期開發，2009 年開始實施加密調整。海上平臺井槽槽口間距為2.0 m×1.8 m，油井間距為350 m×175 m×90 m，隨I 期與Ⅱ期綜合加密調整的實施， 加密調整井的實施難度越來越大，尤其是Ⅱ期綜合加密調整。

隨著調整加密的進行，如圖1—圖3 所示，井眼軌跡三維大幅度變化，井間距越來越小，由淺層風險演變為深淺層風險，由單點風險擴展為多點風險。若鉆穿鄰井套管，輕者會使井眼報廢，重者造成井噴損毀平臺。

表1 渤海油田加密調整井情況

圖1 綏中36-1 油田A 平臺加密前井眼軌跡水平投影

圖2 綏中36-1 油田A 平臺加密后井眼軌跡水平投影

圖3 渤海X 平臺槽口區軌跡圖

目前調整井普遍存在“三多”問題：槽口多（槽口間距變小）、調整批次多、同一儲層布井多，這給現場防碰工作帶來很大困難， 另外老井軌跡數據不準確，直井段一般都是多點測斜數據，甚至有的井沒有數據，MWD 測量數據測點距離大。 如圖4 所示，很多井需要穿過誤差橢圓，由于調整井的局限性，靶點和軌跡的調整余地非常有限， 使得許多井在設計階段就已經穿過誤差橢圓， 實鉆過程中的碰撞風險非常大。

圖4 綏中36-1 油田A 平臺軌跡誤差橢圓投影圖

2 叢式井調整加密技術

2.1 觀察井眼相碰征兆

鉆進過程中對于重點防碰井段定向井工程師、錄井人員、井隊人員及現場監督多部門應密切配合，緊密觀察作業中可能發生的相碰征兆。 常見的相碰征兆如下：①鉆井參數異常。 扭矩波動明顯（旋轉鉆進時），鉆具蹩跳，鉆壓有增無減，鉆速變慢，泵壓升高（帶馬達旋轉鉆進時）等；②MWD 的Btotal 值和Dip 值異常，超出該地區正常值的±2%；③振動篩返出水泥（鄰井有水泥封固），甚至鐵屑；④鉆具短暫放空（鄰井無水泥封固）；⑤聆聽到被碰撞井套管存在敲擊聲音； ⑥互為單筒雙井或鄰井套管頭翼閥打開時有鉆井液返出（套管環空未擠水泥）；⑦發生井漏或井涌。

鉆遇或鉆穿套管后可能出現下列現象： 返出有水泥或鐵屑；返出流量異常；井涌；井漏；鄰井套壓變化或套管試壓不合格等。 一旦有鉆具憋跳以及井眼相碰預兆，立即將鉆具提離井底5 m 以上，同時將泵排量降至20 沖/min，并降低轉速，禁止在井底大排量循環，并通知鉆井監督，等候處理。

2.2 綜合調整加密技術

2.2.1 陀螺復測軌跡數據

海上叢式井槽口間距一般在1.8 m 內， 井深120 m 后開始造斜， 因此在井深小于120 m 的淺層井段相碰風險較高， 需要對待鉆井與已鉆井軌跡數據有較好的認識，常規隨鉆測量（MWD）抗套管等磁干擾能力較差，因此現場采用自動尋北速度快、抗磁干擾能力強的陀螺測斜儀進行測量[7]，其具體測試流程如圖5 所示。

圖5 陀螺復測流程圖

1）老井KEEPER 陀螺復測：平臺上老井淺層測量時為多點數據，測量誤差大。 平臺鉆新井前，提前進行陀螺復測，根據陀螺數據精確設計軌跡，建立老平臺軌跡數據庫，輸入新井測量的數據，降低碰撞風險。

2）新井KEEPER 陀螺復測：對于新鉆井，在陀螺定向、表層結束及完鉆后均需要復測軌跡。

2.2.2 合理安排槽口排布及優化造斜點

根據軌跡的初步設計， 應用Compass 軟件與鄰井、鄰平臺進行防碰掃描，從中心距離、分離系數、位置關系等多方面進行防碰綜合分析， 并據此進行防碰繞障優化。根據井眼方位依次布井，盡量避免井與井立體交叉；造斜點深度一般外排淺，內排深，同時造斜點錯開30 m 以上[8]；外排井采用不低于內排井造斜率，外排井表層預斜。

2.2.3 靶點優化調整

在油田前期研究設計中， 根據井槽坐標和靶點坐標進行整體優化設計[9]，對新井及老井均采用防碰掃描分析，防碰掃描的標準可采用分離系數結合理論井眼間距的方法， 通常新油氣田的井設計分離系數宜不小于1.5，加密調整井設計分離系數應大于1.0，將存在深層防碰風險及扭方位度數大、狗腿度大等存在施工難度的井， 通過調整靶點優化井眼軌跡。

2.2.4 牙輪鉆頭通過防碰井段

相對PDC 復合金剛石鉆頭而言，牙輪鉆頭齒比較鈍，破碎巖石以壓入沖擊為主，剪切力比較小，在鉆遇鄰井套管時不易將套管鉆穿。 表層井段和防碰繞障井段直接使用牙輪鉆頭鉆進，降低碰撞風險。

2.2.5 精確定向井軌跡控制

為使叢式井軌跡整體防碰， 需要綜合運用直井段防斜打直、初始定向時工具面的精準度、陀螺復測上部軌跡、防碰繞障、旋轉導向近鉆頭測斜等多種技術精確控制井眼軌跡[10]。

隔水導管初始打樁時不直會導致表層、 直井段偏斜， 容易使鉆頭在出導管鞋時沿著隔水導管偏斜方向鉆進，給軌跡控制帶來難度。

2.2.6 表層預斜及占位鉆具技術

為了節省甲板面積，充分利用槽口資源，通常海上在槽口布局優化中將平臺井槽區四角布置單筒雙井，這將會給軌道防碰設計、鉆井作業施工及后期棄置工作帶來較大難度。為避免軌跡交碰，單筒雙井在鉆井設計及施工時須采用表層預斜及占位鉆具等技術措施，具體體現在以下幾方面：①表層預斜技術將外排槽口在密集的槽口區進行有效的井眼分離，在軌道設計時預先進行扭方位設計，鉆至安全井段后，再按預定方向設計軌道；②由于表層預斜，表層下入較深，常規表層預斜技術無法滿足，需要使用占位鉆具，能有效實現表層閉路深鉆及軌跡精確控制。

2.2.7 叢式井防碰預警裝置

根據振動信號在不同介質中的傳播及衰減規律， 研究了鉆頭振動信號在地層及套管中距離識別方法，建立分析相對距離識別模型，實現了通過軟件對地下防碰情況的實時監測。 可以實現單平臺和多平臺的實時監測，同時監控井數可達4～8 口，該裝置操作程序簡單，防碰預警靈敏性高。

3 實例分析

綏中36-1 油田Ⅱ期綜合調整方案，利用N 平臺井槽實施F、H 區調整井作業，共24 口井，屬于老油田加密調整井，防碰風險高，因此根據上述的叢式井綜合調整加密技術進行了加密調整井的設計及實施。

3.1 加強觀察碰撞征兆

加密調整井的鉆井過程中， 應時刻注意相碰征兆，如注意扭矩、泵壓突然增高，鉆具短暫放空（鄰井無水泥封固），MWD 的Btotal 值異常，超出該地區正常值的±2%，則應分析是否發生了碰撞。

3.2 KEEPER 陀螺復測

由于綏中36-1 油田是20 世紀90 年代開發的老油田，井眼軌跡的測量結果精確度不高，為避免與老井發生碰撞， 對綏中36-1 油田Ⅱ期綜合調整的新井及相碰風險高的20 口老井進行了陀螺復測井斜數據，復測井段0～1 550 m。具體見表2。鉆新井過程中，在陀螺定向后、表層結束及完鉆后均進行了復測軌跡。

表2 陀螺復測井段

通過陀螺復測，老井的復測結果，井眼中心距偏差1～9 m。 而新井測量間距為10 m/點，測量深度儀器所能下達的最大深度，保證了井眼軌跡的準確性。

3.3 槽口靶點優化

N 平臺總計35 個井槽，呈5 m×7 m 分布，本次實施24 口井的調整。根據鉆井順序，造斜點外排淺，內排深，外排井造斜率3°/30 m 以上，以保證井眼空間分布無任何交叉現象。

部分調整井上部井段穿過F 平臺老井，深層要穿過H 平臺老井，相碰風險高。 經過調整靶點，全井段分離系數大于1，N6、N15H、N17H 等總計11 口井調整靶點，滿足地質油藏的前提下，大大減輕了防碰壓力，具體的槽口-靶點優化結果如圖6 所示。

圖6 槽口優化結果

3.4 牙輪鉆頭鉆過防碰井段

牙輪鉆頭鉆遇鄰井套管相碰征兆明顯， 因此對于相碰風險高的井，如表3 所示，需根據井眼軌跡數據準確性、防碰繞障、井眼中心距及分離系數綜合分析。

通過對調整井進行調整， 繞障前后同樣井深同樣垂深與老井最近距離增大20 m 以上、 分離系數全部大于1，滿足綜合調整井防碰要求。

表3 相碰風險高井牙輪鉆頭通過井段

3.5 精確軌跡控制

鉆具組合：406.4 mm(16")CONE-Bit+244.5 mm(")PDM（438 mm1.5°）+203.2 mm(8")F/V+311.2 mm(")STB+203.2 mm(8")NMDC+203.2 mm(8")HOS+203.2 mm(8")NMDC+203.2 mm(8")UBHO +203.2 mm(8")（F/J+JAR）+X/O+127 mm(5")HWDP×13。表層采用海水開路鉆進，滑動井段鉆壓1～3 t，排量2 200～3 600 L/min； 旋轉井段的鉆壓0.5～1 t，排量3 200～4 100 L/min，轉速30～60 r/min。 起始造斜井段不進行倒劃眼，同時掃稠膨潤土漿清潔井眼。

二開軌跡控制，鉆具組合采用馬達鉆具組合（上部井段）+旋轉導向（下部井段），防碰井段使用牙輪鉆頭。根據鄰井造斜率情況，優選扶正器尺寸。優化鉆井順序，減少相碰井數和風險。 加密撈砂取樣，分析所鉆遇地層情況， 防碰井段盡量保持鉆井參數恒定，便于分析判斷。

3.6 叢式井防碰預警裝置

根據鉆頭振動信號在地層及套管中傳播及衰減規律， 通過安裝在套管頭上的傳感器接受鉆頭振動信號，計算識別在鉆井鉆頭距該井套管的最近距離，實現了地下防碰情況的實時監測。 綏中361C3 平臺C45H、C61H、C52H、C55H 計4 口井，進行了該裝置的應用，工作性能穩定，軟件的識別能力強，現場應用效果良好。 綏中36-1 油田經過Ⅱ期加密井綜合調整方案后，僅N 平臺加密鉆井數多達24 口，最小井間距僅1.5 m×1.7 m，未發生一起鉆穿鄰井套管事故，為渤海油田安全高效開發提供了寶貴經驗。

4 結論

1）針對海上密集叢式井防碰問題，分析了目前渤海油田整體加密技術現狀，指出了井眼相碰征兆。

2）系統性介紹了現在海上調整加密的關鍵技術，研究了陀螺復測、靶點優化調整，重點防碰井段牙輪鉆頭的使用， 以及相碰風險高的單筒雙井所使用的占位技術及表層預斜技術。

3）隨著防碰技術的發展，更加智能、準確、簡便的技術應運而生， 叢式井防碰預警裝置作業程序簡單，能夠大大提高防碰預警靈敏性。

4）應用叢式井加密調整關鍵技術對綏中36-1油田經過Ⅱ期加密井綜合進行了實例應用分析，未發生一起鉆穿鄰井套管事故。