主動找標志層綜合防碰控制技術 在油田二次開發中的運用

秦世利，張永濤，馬溢，張強

(中海石油中國有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518067)

0 引言

由于水平井數量的不斷增加，各水平井間的軌跡防碰風險愈來愈嚴重，針對水平井軌跡控制技術的研究逐步增多。蔣太平等[1]在蘇14-19-34 井組作業過程中針對叢式三維水平井存在防碰風險高，斜井段長導致摩阻和扭矩大，滑動鉆進困難，水平段長及產層不穩定導致鉆壓傳遞困難和井壁失穩、井壁清潔困難等技術難題，通過優化剖面設計和鉆具組合，采用鹽水鉆井液體系、螺桿優選形成了配套的技術對策，有效地實現了鉆井工程的安全高效。崔露等[2]針對華北阿爾油田定向叢式井開發面臨的互層多、傾角大、跑方位、軌跡控制難度大以及該區塊叢式井開發布井多、井網密、井間碰撞因素較多，鉆井施工過程中繞障難度大，鉆具摩阻、扭矩較大，對井眼軌跡控制和監測技術要求高的難題，實鉆過程中采用了定向剖面優化設計及MWD無線隨鉆定向與監測，及時調整井眼軌跡，保證了井眼軌跡規則，減少了后期采油桿管的偏磨效應。于磊等[3]通過對水平井井眼軌跡控制的關鍵組成技術的研究，從技術、工具和參數控制三方面入手，對進靶后直到鉆出全段水平井段整個過程，對于水平控制要采用實時動態監控的手段，水平控制采用的是穩斜鉆進的方式，同時要采用加強對復合鉆進工具的使用，保證鉆井速度的轉速，還要注意垂向控制的富余量，避免鉆頭在調整過程出現脫靶現象。但是通過分析，針對海上油田相同層位的水平井軌跡控制的研究及相關成果不多，研究深度也存在不足。

南海東部某油田開發初期共布置5口水下井口，油田開發末期又在老井基礎上實施了3口調整井，該油田經歷了棄置和二次開發兩個階段，棄置前已鉆9個井眼，在二次開發階段設計鉆4口生產井，由于油藏圈閉面積較小，且均為開發同一油層原因，二次開發階段設計A1H、A2H兩口井與已鉆老井軌跡存在不同程度防碰問題，尤其是水平段的防碰問題，除了分離系數小于1以外，井眼軌跡垂向距離也不滿足當前井眼防碰控制標準要求的“水平段作業中的最近點垂向距離宜大于20 m”，該數據引中國海油石油總公司“Q/HS 2016：自海洋叢式井防碰設計與作業要求”，井眼軌跡如圖1所示。

圖1 新井與老井井眼軌跡三位投影圖

為解決這一問題，筆者提出了水平段“主動找標志層”配套超深電阻率成像測井工具在水平段進行貼頂鉆井的綜合防碰控制技術措施，最終順利完成二次開發階段設計的4口生產作業，未發生井眼碰撞征兆，取得較好的運用效果。

1 海上油田叢式井的分類和防碰設計

1.1 海上油田叢式井的分類

叢式井是井口集中在一個有限范圍內的一組定向井，是海上油田開發鉆完井關鍵技術。海上油田叢式井主要分為兩類：第一類是在導管架平臺叢式井，預先在導管架上預制好一定數量的井槽，正方形或長方形網格分布，一般井槽間距2.286×2.286 m，主要用于開發淺水油田；第二類為水下井口叢式井，主要用于開發水下深水油田，井口間距一般為10～100 m左右，主要為正方形、長方形或環形分布。

該油田是典型的水下井口叢式井開發油田，初次開發為5口叢式井、二次開發為4口叢式井。

1.2 海上油田叢式井防碰設計要求

當前海上油田叢式井防碰設計主要參考如下要求執行[4]：

(1)常壓油田淺層防碰的設計分離系數應大于1.0。

(2)常壓油田斜深超過1 000 m 的深層防碰設計分離系數宜大于1.0。若分離系數小于1.0，應避免并行防碰風險，井筒最近點垂向距離應大于30 m；水平井著陸段(井斜大于85°)及水平段作業中的最近點垂向距離宜大于20 m。

(3)異常壓力油田、氣油比大于350 m3/m3的油田及氣田設計分離系數應大于1.5。

(4)井槽設計宜將井底位移小的井布置在內排井槽，井底位移大的井布置在外排井槽，并根據井眼方位依次布井，避免井與井立體交叉。

(5)軌跡設計應整體考慮防碰，鉆井順序宜先鉆外排井，后鉆內排井，最后鉆直井。

(6)每口井的防碰井段應在施工設計中明確提示，且有針對性防碰及應急處置預案。

(7)造斜點深度宜外排淺，內排深。相鄰井造斜點深度差宜大于30 m。

(8)外排井宜考慮預斜設計，不宜采用低于內排井的造斜率。

(9)單筒雙井原則上表層套管下深淺的井先進行作業，兩井眼初始分離井段應使用牙輪鉆頭鉆進。

(10)已投產平臺進行外掛井槽時，宜將井槽外掛在有利于防碰設計的方位。

2 主動找標志層及配套隨鉆測井技術

2.1 主動找標志層技術原理

叢式井鉆井過程中，若井筒間距較短，井眼軌跡存在防碰風險時，需要尋找參照物進行軌跡識別，降低測量誤差。現場作業過程中常以標志層為主要依據，對標志層可辨識的井，用標志層來劃分。標志層不易辨識的井則綜合采取鄰井對比法，并參照沉積旋回，巖性、測井曲線組合特征、地層厚度等進行對比，從而規避風險，實現安全鉆進。

主動找標志層，是在水平段鉆進過程中提出了一種規避防碰問題的技術措施，即在儲層附近主動找到一個標志層作為參考，控制水平段鉆進軌跡始終貼近該標志層或者軌跡偏差在可控深度范圍內，達到避免井眼碰撞目的。

主動找標志層技術，需要配套相應的隨鉆測井工具才能夠實現，常用的隨鉆測井工具包括電阻率成像測井、伽馬電阻率測井，中子密度孔隙度測井等，以準確識別地層內的標志層，筆者引入了超深電阻率成像測井工具。

2.2 配套超深電阻率成像測井工具

超深電阻率成像及測井工具是一種隨鉆油藏描述技術，該工具探測能力超過30 m，可實現自動實時多層反演，有助于增進對油藏的認識。

該工具由1個發射器和2～3個接收器組成，在井下工作如圖2所示。通常在使用過程中配套其他隨鉆測井工具使用，如孔隙度/密度隨鉆測井工具，工具串配合如圖3所示。

圖2 超深電阻率成像測井工具工作示意圖

圖3 超深電阻率成像測井工具工作示意圖

2.3 油田防碰段鉆井方案設計

根據油田地層特點，首次及二次開發均為同一個油層ZJ470，而ZJ470層內細分為頂鈣砂和孔隙砂兩套儲層，由于頂鈣砂物性較差，不具備開發價值，水平段井眼軌跡主要設計在孔隙砂內。

以本油田一口水平井A井為例，本井軌跡設計水平段從四口老井B、C、D、E共4條井眼軌跡上方穿過，分離系數小于1，垂向距離小于20 m，且老井曾下入了7"割縫管，棄置階段未進行了回收，不滿足現行標準要求，井眼碰撞風險極高，該井于鄰井防碰掃描結果如表1所示。

表1 A1H井與鄰近防碰掃描結果

通過對老井軌跡和新井軌跡位置的研究，以及對老井水平段隨鉆測井資料的研究，已棄置老井軌跡全部位于孔隙砂巖內，軌跡距離頂鈣砂5～20 m范圍內，本次作業將新井軌跡布置在距離頂鈣砂5 m以內的孔隙砂內，始終保持軌跡貼頂鈣砂鉆進是油井順利實施的關鍵。

常規電阻率成像測井工具對于識別頂鈣砂和孔隙砂不明顯，水平段儲層內無其他明顯可識別的標志層。通過向外拓展，可將頂蓋砂層以上的泥巖蓋層作為標志層，但由于該油田泥巖蓋層距離計劃開發的孔隙砂巖層達到12 m的原因，常規電阻率成像測井工具探測范圍有限，必須要引入超深電阻率成像測井工具，通過超深電阻率工具探測到的泥巖界面，扣除12 m左右的頂鈣砂巖垂厚，即可明確此時鉆具處在孔隙砂中的具體位置。同時通過分析已鉆井測井曲線和儲層分布特征，發現油田范圍內蓋層以下的儲層的橫向及縱向有較一致的規律。綜上所述，實鉆過程中配合測井曲線響應值的大小實現軌跡的實時調整。

以相鄰的探井(2井)進行鉆前預測。

(1)目的層ZJ470頂部存在約12 m垂厚的頂鈣砂巖，其下為物性較好的孔除砂巖(目的層)；

(2)基于2井電阻率特征的反演顯示，軌跡可在ZJ470頂之下最遠21 m的地方探測到比較準確的ZJ470頂的泥巖底界面，見節點(1)。扣除12 m的頂鈣砂巖厚度，可在空隙砂巖頂面之下約9 m范圍內探測到比較準確的ZJ470頂面；

(3)Z470孔隙砂巖下部存在低阻的水層，軌跡可提前約30 m探測到下方的水層，見節點 (2)。

水平段主動找標志層貼頂鉆井方案最終確定為：

(1)水平段著陸井斜盡量高，87°以上為宜；

(2)密切跟蹤隨鉆電阻率成像測井數據，控制軌跡始終位于距離頂鈣砂5 m以內；

(3)在進入軌跡防碰段之前提前3柱上探孔隙砂和頂鈣砂過渡帶，使用孔隙度/密度工具輔助識別過渡帶；

(4)配套常規定向井工具磁干擾監測、加密測斜、嚴密鉆井參數監測等手段降低風險。

3 主動找標志層貼頂鉆井實施情況

該油田二次開發階段，主動找標志層貼頂鉆井技術在該油田兩口存在嚴重問題的開發井井中進行了實施，在水平段鉆具組合中增加超深電阻率成像測井工具，鉆進過程中按照非防碰段適當放寬軌跡調整空間，防碰段嚴格按照主動找標志層貼頂鉆井措施的原則進行施工，兩口井順利實施，未發生井眼碰撞征兆，油藏鉆遇率100%，取得了較好的實施效果，實鉆情況如表2所示。

表2 A1H井與鄰近防碰掃描結果

4 結語

油田開發過程中，創新性提出了水平段主動找標志層貼頂鉆井的綜合防碰控制措施，通過2口井的實踐，通過在水平段主動拓寬標志層的范圍，使用超深電阻率成像測井工具，配套常規定向井工具磁干擾監測、加密測斜、嚴密鉆井參數監測等手段，最終順利完成油田開發作業，取得了較好的應用效果，超深電阻率成像測井工具的運用，同時也達到油藏完全貼頂鉆進要求，實現了最大限度地開發油藏剩余油，建議推廣運用。