海上勘探開發一體化鉆完井關鍵技術研究與實踐*

吳 怡 幸雪松 龐照宇 黃兆鑫

(1. 中海油研究總院有限責任公司 北京 100028； 2. 海洋石油高效開發國家重點實驗室 北京 100028)

從20世紀90年代開始，以埃克森美孚、殼牌為代表的國際大型油氣公司開始推動勘探開發一體化工作，經過30多年的發展，在3個方面取得了顯著的成效：①大幅提高探井成功率及勘探發現率，有利于持續發現調整，增儲上產優勢突出；②油氣田建產周期大幅縮短，先拿規模產量，再區域開發，實現油田快速建產和提產；③整體考慮，降低井場等工程建設投資，最大程度提高項目經濟性，實現油氣田勘探開發全過程經濟效益最大化[1-7]。

國內石油公司勘探開發一體化工作起步較晚[8-11]，中國石油在區域公司層面管理勘探開發一體化；中國石化成立油田勘探開發事業部全面負責國內油氣勘探開發業務的一體化管理；中國海油在2000年左右開始海上勘探開發一體化模式探索與實踐。海上油氣田開發相比陸上有顯著的差異，一是海上油氣田開發需先建立海上生產設施，不同于陸地先打探井發現產量后直接投產，海上探井轉開發井或者早期見產難度大；二是海上油氣管網密度低，不同于陸地快速新建分支管線，海上實現建產需要一定的周期，通常從勘探到建產需要3～5年；三是海上油氣田用海和海洋環境保護要求特殊，特殊海域更為敏感，建產周期長。

目前海上針對不同規模、不同海域的油氣田已經取得了一些卓有成效的探索與實踐。在海上勘探開發一體化技術探索中，也形成了針對不同海域的勘探開發一體化鉆完井專業技術體系，包括淺水探井井口再利用技術、一井多目標鉆完井技術、簡易移動式平臺井口穩定性技術、深水探井轉開發井井筒完整性評估技術、探井水下井口疲勞壽命評估技術等。海上勘探開發一體化鉆完井關鍵技術已在渤海海域曹妃甸X-1、旅大X-2、渤中X-3，南海海域潿洲Y-1、陵水Z-1等油氣田開發中成功應用(表1)，顯著降低了海上油氣田勘探作業風險，加快了開發進程，節約了開發成本。本文對海上勘探開發一體化鉆完井技術進行總結，以期為后續海上勘探開發一體化鉆完井工作提供借鑒。

表1 海上勘探開發一體化鉆完井技術應用情況

1 淺水海域勘探開發一體化鉆完井關鍵技術

淺水海域勘探開發一體化目標主要應用在邊際或新區塊油氣田開發中，邊際油氣田探井轉開發井主要應用的技術目標是早期建產和降低大規模開發投資風險，鉆完井應用較多的技術是井口再利用和簡易平臺鉆井關鍵技術等；新區塊油氣田開發主要目標是降低地質風險和開發投資，應用較多的是井口再利用和利用周邊生產實施已有井槽技術等。

1.1 探井井口再利用技術

1.1.1再利用井口鉆井技術

因探井井口后期需要再利用，并考慮后期在探井井位安裝導管架生產平臺，那么在探井作業初期需要使用水下鉆井基盤和泥線懸掛井口。

水下鉆井基盤是為了實現后期導管架回接安裝作業，能保證導管架等海洋工程結構物就位時井口與導管架可以居中對齊，保障井口回接作業安全順利實施。根據初期井數確定基盤可容納的井槽數量，考慮定位和安裝需要，通常需要至少2口井，初期在探井作業時安裝到位。在油藏對于后期開發井數預計較少，或者地質風險較大的情況下，推薦采用直角3孔水下基盤，如圖1所示，在渤海海域推薦2根φ838.2 mm隔水管，其中1根隔水管兼作定位樁，均采用鉆井船鉆入；考慮后期回接，基盤中心與整體開發的井口保護架中心一致。

圖1 直角3孔水下基盤示意圖

因探井實施落實好地質情況，后續可能需要回接或者直接棄置。渤海海域通常需要在海底泥線以下4 m切割井口，同時還需要考慮后期回接的需求，通常使用泥線懸掛器，如圖2所示。泥線懸掛器位置保證隔水導管拆除后，控制井口出露海底泥面高度，方便井口保護架安裝。待井口保護架安裝到位后，通過泥線懸掛器與遙控接頭實現各層套管的回接，將各層套管的回接接頭設計在泥面以下4 m，若開發無效益，永久棄井時按照相關要求各層套管只需從回接接頭拔出，只需對隔水導管在泥面以下4 m 進行切割，節省棄置工期和費用。

圖2 泥線懸掛井口示意圖

1.1.2工程應用及效果

渤海曹妃甸X-1油田為局部斷塊構造，是受巖性和構造雙重因素控制的巖性-構造油藏，存在較大地質風險，若前期先建立工程設施投資較大，且一旦油藏儲量不落實，損失較大。曹妃甸X-1油田探井井口再利用技術方案可以實現先落實油藏儲量，探井作業實施后再決定后續是否上工程設施。雖然在探井實施后證實受地層發育影響，儲層厚度只有2 m，不具備整體開發的經濟條件，探井通過側鉆至低部位快速開采，回收成本。

1.2 一井多目標鉆完井技術

1.2.1地質資料獲取可行性評估技術

探井作業核心是落實地下情況，目前根據地質資料獲取工具及作業經驗認為，電纜測井(SP+GR+DLL+AC)、核磁成像、聲-電成像及元素捕獲測井等項目認為井斜角30°內風險較小，井斜角大于30°風險變大，超過45°不推薦進行電纜測井作業；對于測壓、取樣和井壁取心通常在15°井斜以內進行；隨鉆測井對井斜的要求相對較小。對于測試項目，自噴井封隔器坐封、射孔、鋼絲作業通常在45°以內井斜定向井開展，非自噴井在井斜角30°以內。

基于地質資料獲取可行性評估分析，繪制了綜合圈閉覆蓋半徑、資料錄取能力，得出地質資料獲取可行性邊界樹，如圖3所示。

圖3 地質資料獲取可行性邊界樹

在確定技術邊界后，對于探井是否一井完成多目標作業，還需要綜合作業成本考慮，即通過經濟性比選結果確定采用定向井實施地質目標或單獨實施一口新探井。

1.2.2工程應用及效果

一井多目標鉆完井技術可以節約自升式鉆井平臺動復員、探井上部井段等作業程序及費用，但同時會增加下部定向井段進尺和費用。經過綜合評估，一井多目標鉆完井技術對于渤海地區有較好的適應性。該技術在渤海旅大X-2油田共28口井應用，取得顯著效果，作業時間節約611 d，節約勘探作業費用超過1.4億元。

1.3 簡易移動式平臺井口穩定性技術

1.3.1簡易移動式井口平臺隔水導管穩定性分析技術

國外海洋工程經驗表明，輕型固定式簡易平臺是開采近海邊際油田有效的手段之一，在墨西哥灣、北海、印尼和墨西哥等區域均有應用。因采用固定式平臺結構型式，油氣田工程設施投資依然較大，對于特別邊際的油氣田仍然不適用。因此，目前海上更為經濟的平臺型式為簡易移動式井口平臺(圖4)，特別適用于開發年限較短的邊際油氣田群滾動開發。因特殊平臺型式，給鉆井隔水導管帶來巨大挑戰。為保障隔水導管穩定性及順利下入，通常需要2層以上扶正裝置。考慮到自升式移動井口平臺型式，宜依托平臺結構對隔水導管形成保護。出于此出發點，設計了一個可升降式桁架結構立于井口區，作業時下放至水面以下10～15 m保護隔水導管，平臺拖航時回收保護架，主要結構形式如圖5所示。

圖4 簡易移動井口平臺示意圖

圖5 簡易移動井口平臺隔水導管支撐保護架

因移動井口平臺相比常規導管架平臺在海洋環境載荷作用下水平位移較大，在隔水導管分析中需考慮隔水導管支撐保護架位移對隔水導管強度及穩定性的影響。為了更準確地分析隔水導管，采用海洋工程結構分析軟件SACS對移動井口平臺、隔水導管支撐保護架、隔水導管建立整體分析模型，從而得到隔水導管位移和應力。整體分析完成后，仍需根據《海上開發井隔水導管設計和作業規范》標準規定進行隔水導管強度和穩定性分析，并以整體分析得出的位移作為邊界條件開展單根隔水導管強度和穩定性分析。

1.3.2工程應用及效果

簡易移動式平臺井口穩定性技術解決了簡易移動式平臺型式帶來的井口穩定難題，已經確定在南海潿洲Y-1和Y-2項目方案中，通過簡易工程設施+海底管線回接附近平臺實現快速見產，使得邊際油氣田可以有效動用開發，為50萬m3累產邊際油田開發提供了新的技術途徑。

2 深水海域勘探開發一體化鉆完井關鍵技術

因深水鉆井費用高昂，深水海域勘探開發一體化最為核心的問題是解決探井轉開發井。因深水海域棄置要求相比淺水要求較低，可以保留水下井口，是非常有利于探井轉開發井作業需求的。但因探井作業無法確定是否需要后期利用，對于套管層次設計、固井方案、防腐方案等帶來一定的決策難度，還需要從地質油藏認識上有充分的研究和認識，基本確定探井后期可考慮轉開發井方案后，盡可能設計既能實現探井鉆探目的，又能為后期轉開發井提供便利。

水下井口特殊的型式給深水井口利用帶來更大的技術挑戰，從技術層面上分析，深水探井轉開發井解決的兩大核心問題是井筒完整性和水下井口壽命。這兩大核心鉆完井技術保證了深水探井轉開發井的可實施性。

2.1 深水探井轉開發井井筒完整性評估技術

井筒完整性技術是通過技術和管理保證井筒處于安全可控的狀態，深水探井轉開發井應對井筒完整性風險開展評估，主要包括壓力測試、油套管防腐和環空圈閉壓力管理等，保證井筒在鉆完井和生產期間的安全。探井轉開發井主要有2種方式，一種是探井直接射孔轉開發井，另一種是側鉆轉開發井。這兩種形式側鉆對深水井筒完整性的影響更大，可能會因為探井先期固井質量和鉆進磨損帶來更大的風險，需要更加詳細地評估，在可以顯著節約投資和保障安全的前提下，通過詳實的資料和充分論證決策是否選擇探井側鉆開發井方案。

探井射孔轉開發井是深水井更多的利用方式，需要關注套管防腐和環空壓力聚集帶來的套管強度等問題。若在探井實施前，已做了充足的利用考慮，則在套管防腐選材方面需考慮生產套管全壽命周期防腐要求；在固井方案上考慮技術套管不返高至上層套管鞋，避免發生環空壓力聚集帶來的套管風險；另外需要進行全壽命周期套管強度分析校核工作，需滿足相應的規范要求，在保障安全的前提下實現探井轉開發井作業，從而節約開發成本。

2.2 深水探井水下井口疲勞壽命評估技術

水下井口疲勞壽命關系到深水鉆完井作業安全，因水下井口在探井作業中已導致一定的疲勞損傷。那么對于探井轉開發井，后續水下井口還需要承擔更長的開發井作業時間以及后期全壽命周期內可能的修井作業，因此準確地評估水下井口疲勞壽命十分關鍵。

深水探井水下井口疲勞壽命評估需要掌握探井作業過程中的海況、鉆井船運動、頂張力、鉆井液密度等基礎資料，通過更加真實的環境模擬確定探井作業時期造成的水下井口疲勞損傷。然后再通過預測的開發井作業條件和全壽命周期內預計的修井作業條件，建立水下井口疲勞分析模型，并開展相應的井口疲勞壽命評估工作。若疲勞壽命不能滿足全壽命周期作業需求，需調整作業時間(不同月份，海況差異較大)、作業船舶(船舶運動性能和水下防噴器重量對井口疲勞壽命影響較大)等基礎條件，從而保證全壽命周期內的井口安全。

2.3 工程應用及效果

南海陵水Z-1氣田，對可能轉開發井的6口探井做了探井轉開發井井筒完整性評估分析，綜合考慮開發井靶點布置、油藏要求、井筒完整性以及投資情況，有2口探井可以滿足轉開發井井筒完整性要求，陵水Z-1-1井井筒完整性評價結果如表2所示。

表2 陵水Z-1-1井井筒完整性評價結果

陵水Z-1-1井水下井口原采用“奮進號”平臺進行作業，在探井轉生產井作業時考慮使用“藍鯨號”或“海洋石油982”鉆井平臺，通過水下井口疲勞壽命分析，發現“藍鯨號”因為防噴器重量較大嚴重影響井口疲勞壽命，在不考慮作業時間優化方面，井口可用疲勞壽命僅17 d，通過優化作業窗口可提高至317 d；若采用“海洋石油982”平臺，因防噴器重量降低，可提高井口疲勞壽命至4年。

綜合分析認為，陵水Z-1-1井可實現探井轉開發井，井筒完整性及井口疲勞壽命滿足全壽命周期要求，并相比新鉆開發井可節約1.45億元投資，效果顯著。

3 結束語

海上勘探開發一體化必將是未來海上油氣勘探開發的主要方向，其中鉆完井專業也會更好地起到承接地質油藏和工程的橋梁作用，將會在海上勘探開發進程中起到至關重要的作用。目前已經初步形成了海上勘探開發一體化鉆完井技術，在淺水海域使用的探井井口再利用技術、一井多目標作業技術和簡易移動式平臺井口穩定性技術等，在深水海域主要是深水探井轉開發井井筒完整性評估技術和深水探井水下井口疲勞壽命評估技術。這些技術為海上勘探開發一體化進程提供了堅實的技術基礎。未來，還需要進一步深入地研究海上老井井筒檢測、側鉆和低成本棄置技術等，以期不斷推動海上油氣田勘探開發一體化進程。