海洋油田綜合調整鉆井技術

楊化東

上海旦藍海洋工程有限公司（上海 200120）

0 引言

綜合調整是提高開發中后期油田開發效果的重要手段之一[1-3]，隨著渤海油田近50 年的開發，部分油田進入開發的中后期，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[4-6]。渤海油田所處的海洋環境和所采取的海洋平臺集成化生產、叢式井鉆井、注水開發的模式，又使渤海中后期老油田綜合調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基地，且已持續穩產近10 年，綜合調整技術對于渤海油田持續穩產發揮了顯著作用，對國內外類似海上油田有借鑒意義。

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

井位部署的位置就是綜合調整的最大挑戰，初期井槽數量不再滿足調整井井位需求，需要增加新井位，一般采用內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雜，單個平臺井數往往超過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，再鉆調整井難度極大[7-8]；由于常年注水開發，地層壓力體系紊亂，調整井路過層位經常出現漏涌同存現象[9-10]。渤海多個油田綜合調整期間，通過技術研發和規律摸索，努力尋求辦法解決上述問題。

1 海洋油田開發中后期井槽擴展技術

調整井鉆井是確保油田穩產的重要措施，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、渤中等在綜合調整階段均遇到此類問題[11-12]，通過外掛井槽、內掛井槽、老井槽再利用等技術有效擴展了井槽，使調整井井位有效落實。

1.1 內、外掛井槽技術

受鉆井方式、修井方式及生產平臺空間限制，加掛井槽位置分為內掛和外掛兩種方式。外掛井槽是在平臺外側通過拓展甲板面積的方式增加井槽，內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對比如圖1所示。

圖1 內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量的方式，擴展井槽數通常為原平臺井槽規模的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。

擴展井槽還需要考慮增加井槽后，鉆井船就位對生產平臺吊裝、老井槽覆蓋及火炬、海管海纜干涉等影響[13]。外掛井槽設計還要考慮生產平臺導管架結構承重的影響，若承重不滿足設計要求，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

單筒雙井技術通過在一個井槽中同時布置兩口井位，成為解決井槽數量限制問題的有效技術。自2000 年起，該技術在渤海油田開始首次應用，隨著調整井條件越來越復雜，單筒雙井技術逐漸發展，表層預斜技術、表層軌跡分離的占位鉆具技術逐漸應用，豐富了單筒雙井技術，也逐步為調整井擴展井槽增加了手段[14-18]，如圖2所示。

圖2 表層預斜和占位鉆具兩種單筒雙井結構

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 的隔水導管可利用，且鄰井表層防碰問題突出，設計軌跡在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 隔水導管內同時下入兩組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，最后統一固井，實現了擴展井槽和防碰鄰井的效果[14]。

渤中34-1 油田F 平臺為實現在同一井槽內，靶點處于不同方向的兩口井鉆進，應用了單筒雙井占位鉆具技術。首先，在安裝Φ914.4 mm 隔水導管的單筒雙井套管頭中懸掛占位鉆具至隔水導管鞋，為F37H井預留套管下入的空間；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，在預留空間內定向鉆進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井及隔水導管空間，實現了在同一井槽完成兩口不同靶點方向鉆井的目的[11]。

1.3 隔水導管重入技術

對于生產能力不足，已無繼續開采價值的老井，采用開窗側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，施工復雜，作業周期長。隔水導管重入技術能夠大大提高老井槽利用的經濟性[19]，如圖3所示。

圖3 隔水導管重入示意圖

渤海油田E9 井為隔水導管重入技術的首次應用，采用高壓磨料射流設備由Φ177.8 mm 油層套管內下入，在泥面下5 m 一次性割斷Φ609.6 mm 隔水導管、Φ339.7 mm表層套管、Φ244.5 mm 技術套管和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，下入隔水導管，底部安裝帶有導向錐的預斜工具，實現調整井初始軌跡的確定，之后按照表層鉆井的常規方式鉆進。據統計，隔水導管重入技術較常規套銑開窗技術可提高作業時效32%。

2 海洋調整井防碰鄰井技術

海洋叢式井開發井軌跡密集、復雜，鉆井過程中若碰撞鄰井，將有兩口井報廢風險，甚至會導致海洋溢油事故的發生。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平臺槽口區至表層鉆進的井段，槽口區井間距通常不足2.0 m，為節省海洋平臺空間，兩井中心距甚至縮小至1.5 m。相鄰兩口井水泥環外壁距離不足1.0 m，尤其是新鉆調整井在兩井間穿過；深層防碰主要針對靶點深度區域，調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過小，井距較近[20-21]。除常規的鉆井參數控制之外，渤海油田還采取了多種技術措施應對碰撞鄰井的風險。

2.1 淺層防碰技術

設計之初，就需要對軌跡、井身結構進行優化，調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，平臺開發之初鉆井采用MWD導向的老井需要進行陀螺復測。調整井鉆井過程中，也需要對軌跡進行陀螺復測，保證參考坐標、測量工具的統一。

調整井鉆進時，在防碰風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時就可及時判斷已碰撞鄰井，并隨之對調整井軌跡進行校正，避免鉆穿鄰井套管。淺層防碰預警技術在綏中36-1油田綜合調整過程中發揮了重要作用，雖然防碰系數均小于1.5，甚至多口井小于1.0，在實際鉆井過程中未發生任何鉆穿鄰井事故[22]。

2.2 深層防碰技術

中短半徑造斜側鉆技術可以在狹小的空間內實現井斜、方位的大幅變化，有利于井軌跡調整，增加了深層防碰的技術措施。但若使用常規鉆具，剛性不滿足短距離內對井軌跡的大幅調整，且軌跡測量數據傳輸滯后，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井斜數據上傳，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

3.1 區域壓力預測分析

注水是老油田穩產、增產的重要措施，但注水導致地層壓力紊亂影響調整井鉆井安全，井涌、溢流經常發生。相鄰層位滲透率非均質程度越大，漏涌同存的復雜情況越突出。

根據地震、錄井、測井、鉆井等資料建立地質模型，并通過長期開發過程中的生產動態資料調整模型，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、區域三維沿程壓力分析方法，如圖4所示。并建立調整井區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測

3.2 海洋壓力控制鉆井技術

油氣田開發過程中非均衡注采引起的地層局部高壓及壓力虧空，使調整井地層壓力紊亂導致鉆井漏失、溢流、漏噴同存?？貕恒@井技術可改善油氣鉆井“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。

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

3.3 壓力控制固井技術

調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致的壓力波動，要解決壓力控制工藝難題，低排量頂替會發生水竄不利于井筒安全，高排量頂替又會發生漏失。

基于調整井固井環境，構建動態壓力下膠結界面防竄性能綜合評價方法，研發動態壓力下防竄性能評價試驗裝置，對水泥漿體系的抗動態水分散性、膨脹性能、增韌性能、防漏堵漏性能進行優選。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量。室內實驗對比顯示，優化后的水泥漿密度、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，在應用中起到了較好的效果。

4 調整井鉆井新技術展望

未來渤海需要進行綜合調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外類似油田相關技術，以解決調整井鉆井難題，例如精細壓力控制固井技術、T型井鉆井技術等應用潛力巨大，T型井鉆井示意圖，如圖5所示。

圖5 T型井鉆井示意圖

T型井鉆井技術可實現任意井型、任意傾角、任意方位的鉆井，開窗僅20 cm 左右，可實現1.8 m 超短半徑側鉆，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+柔性短節構成，柔性鉆具強度超過常規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構保方位，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]。對該技術進行了礦場試驗，未來可能會在渤海調整井大規模推廣。

精細壓力控制固井技術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壓力介于地層孔隙壓力與地層漏失壓力之間，實現壓力平衡法固井，從而提高固井質量[27-28]。精細壓力控制固井技術，在四川盆地已經有較好應用，在渤海應用需對鉆井裝備進行整體優化。

5 認識和建議

在全球能源轉型和數字化轉型的背景下，隨著勘探開發以及新技術的發展，渤海油田調整井鉆完井技術未來的發展將以解決現場實際問題為導向，以提高鉆井效率、質量，踐行綠色發展目標、提升數字化、信息化水平，達到提質增效為目標。還有以下幾方面建議：

1）針對油氣藏調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整井的建井安全性問題，基于“全局把控，重點防護，經濟有效”的思想，開展井筒屏障設計與優化方法，保障調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不可控“泄竄”。

2）加大對分布式井下微電子隨鉆測量系統、E-drilling 中心、遠程鉆井咨詢系統等國內外隨鉆測量導向系統的研究、引進，建立地面-井下一體化寬帶信息傳輸技術，實時測量和傳輸鉆井數據，提高隨鉆測量系統的可靠性、準確性和穩定性，避免加密井網防碰及高難度鉆井安全風險。

3）通過優化設計施工流程，提高自動化程度，減少非生產時間；優化設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，努力實現“一趟鉆”。

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

5）利用大數據、云計算、數字孿生等高新技術手段提高建井效率，通過將人工智能與鉆井自動化結合，實現建井數據自動采集、輸送、分析、決策、自動控制執行，降低人力資源以及人為不確定性，加快作業進度以及安全性。