海上低成本側(cè)鉆調(diào)整井的可行性研究與實施

和鵬飛

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

海上低成本側(cè)鉆調(diào)整井的可行性研究與實施

和鵬飛

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

海上油氣開發(fā)一直以高成本、高風(fēng)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(zhàn)，尤其是小項目零散調(diào)整井作業(yè)。為此，在充分認(rèn)識調(diào)整井作業(yè)難點、深入分析鉆井成本組成的基礎(chǔ)上，渤海油田提出利用停產(chǎn)井側(cè)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(yōu)化設(shè)計靶點、充分探邊、釋放剩余產(chǎn)能，鉆完井工程一路優(yōu)化定向井軌跡與井身結(jié)構(gòu)，采用鉆修機(jī)設(shè)備、引入國產(chǎn)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向及隨鉆測井系統(tǒng)，在保證能夠?qū)崿F(xiàn)作業(yè)的前提下，充分降低作業(yè)成本。最終圓滿完成軌跡導(dǎo)向和測井任務(wù)，有效實現(xiàn)側(cè)鉆水平井著陸。側(cè)鉆井整體降本14.7%，產(chǎn)量達(dá)到鉆前配產(chǎn)的2.2倍，效果顯著。

海上油田；旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向;隨鉆測井;側(cè)鉆;調(diào)整井

0 引 言

成本控制是油氣勘探開發(fā)的主要工作和長期戰(zhàn)略目標(biāo)，國內(nèi)外各石油公司均依托于技術(shù)和工藝的發(fā)展進(jìn)行成本控制[1-2]。對于調(diào)整井來說，作為油田開發(fā)過程中為改善井網(wǎng)注采關(guān)系或加密井網(wǎng)進(jìn)行的新鉆井，一般具有零散、不集中等特點，無法形成規(guī)模效應(yīng)而導(dǎo)致單井成本較高。國內(nèi)外各大油田針對此問題開展了長期的技術(shù)研究，主要包括以PDC鉆頭和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)為代表的提高鉆井效率工具的應(yīng)用，和以小井眼井身結(jié)構(gòu)技術(shù)、水平井和大位移井技術(shù)、側(cè)鉆井技術(shù)和海上叢式井批鉆技術(shù)為代表的工藝革新[3-5]。

目前渤海大部分油田已經(jīng)處于開發(fā)后期，因此調(diào)整井作業(yè)成為近幾年渤海鉆完井的主要作業(yè)方向。自2015年以來，國際原油價格一路走低，對渤海油田調(diào)整井的影響尤為嚴(yán)重。在對渤海油田調(diào)整井發(fā)展的趨勢和作業(yè)難點做深入分析的基礎(chǔ)上，以目前的單井作業(yè)成本組成為解析目標(biāo)，得出降低成本的關(guān)鍵所在，并以此為基礎(chǔ)提出對應(yīng)的技術(shù)措施，最終成功實現(xiàn)大幅度降低成本的目的。

1 渤海調(diào)整井發(fā)展趨勢與作業(yè)難點

首先，井網(wǎng)調(diào)整與兼探同步，向構(gòu)造低部位以及外圍探邊發(fā)展。由此調(diào)整井的油藏不確定性不斷增加，潛在地層風(fēng)險逐步升高。由表1可以看出渤海某項目的調(diào)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(yè)中，兼探性質(zhì)的調(diào)整井實則是“探井”。

表1 渤海某項目兼探井比例統(tǒng)計

圖1 A平臺調(diào)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(wěn)產(chǎn)壓力大(年遞減率8%～10%)[6-7]，需不斷鉆調(diào)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(dǎo)致樁靴“老腳印”極多，這給后續(xù)的就位作業(yè)帶來極大的困難，滑移風(fēng)險極高[8-10]，極端情況下可能導(dǎo)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(shè)施(飛機(jī)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(jìn)行作業(yè)。

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(jī)設(shè)備，鉆機(jī)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(yè)，自帶鉆修機(jī)設(shè)備，一般提升噸位為135.0 t、180.0 t和225.0 t，一些調(diào)整井在鉆井平臺無法就位時，自身鉆修機(jī)設(shè)備能力不足以滿足作業(yè)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(yè)模式的10倍左右[5]，高昂的成本對于鉆完井作業(yè)是致命的。

2 技術(shù)思路

降低或者控制成本的關(guān)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(chǔ)做技術(shù)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(yīng)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(shù)措施

優(yōu)先考慮利用鉆修機(jī)模式進(jìn)行調(diào)整井作業(yè)，降低鉆機(jī)費用，同時避免鉆井平臺就位的潛在問題。

優(yōu)化油藏工程靶點設(shè)計，充分利用槽口平臺停產(chǎn)井進(jìn)行深層側(cè)鉆，一方面減小鉆修機(jī)作業(yè)的下套管噸位壓力，避免固井作業(yè)，省去固井泵、干水泥罐等大型設(shè)備的安裝；另一方面，提高老井筒的利用率，減少作業(yè)費用。

引入國產(chǎn)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(yè)采用斯倫貝謝、貝克休斯的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)及配套測井工具完成，此類工具租賃費用極高，嚴(yán)重影響成本控制。

3 低成本側(cè)鉆調(diào)整井的關(guān)鍵技術(shù)分析

以B油田為例，該油田開發(fā)近30年，進(jìn)入高采出程度、高含水階段。針對油田開發(fā)后期的調(diào)整措施，除了與補(bǔ)孔、有機(jī)解堵相結(jié)合進(jìn)行大泵提液之外，在剩余油富集區(qū)以及井網(wǎng)不完善區(qū)域部署調(diào)整井進(jìn)一步挖潛。其中海8井為1987年投產(chǎn)的定向井，至2010年含水達(dá)到84.2%，停泵關(guān)停。根據(jù)周邊海7井、海5井生產(chǎn)情況分析，認(rèn)為井網(wǎng)外圍仍有探邊、挖潛潛質(zhì)。

3.1 油藏工程

基于剩余油分布認(rèn)識，認(rèn)為剩余油在縱向上主要分布在儲層上部，下部已經(jīng)形成次底水，因此側(cè)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(gòu)造、邊水驅(qū)替及井網(wǎng)不完善的影響，油田構(gòu)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(cè)鉆目的層位于東營組。

圖4 海8H1井的油藏工程設(shè)計Fig.4 Target spot for Hai 8H1

3.2 鉆井工程

3.2.1側(cè)鉆點的選擇與定向井軌跡設(shè)計

側(cè)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(jìn)尺浪費；二是貼合定向井軌跡設(shè)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(jìn)行側(cè)鉆。表2為側(cè)鉆點的優(yōu)選對比，整個側(cè)鉆軌跡井斜角變化近70.0°，累計扭方位近60.0°，側(cè)鉆點位于館陶組地層。

表2 側(cè)鉆點的對比

3.2.2井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

表3 海8H1井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)

3.2.3鉆修機(jī)能力的校核

但是如果采用螺桿馬達(dá)滑動模式，計算滑動時下放懸重僅有35.0t左右，考慮深層側(cè)鉆滑動困難，且主要是扭方位設(shè)計，因此決定采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向及隨鉆測井(LWD)儀器。一方面利于提高鉆進(jìn)效率，另一方面采用螺桿馬達(dá)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(yuǎn)，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(chǎn)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向及測井儀器做適應(yīng)性分析。

3.2.4國產(chǎn)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向和隨鉆測井系統(tǒng)的應(yīng)用

渤海所用國產(chǎn)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向和隨鉆測井系統(tǒng)是中海油服公司自主研發(fā)的Welleader和Drilog。Welleader是以渦輪發(fā)電機(jī)供電、推靠式工作原理的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)，可實現(xiàn)精度近鉆頭井斜連續(xù)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(tǒng)。

在結(jié)構(gòu)組成方面，Drilog和Welleader系統(tǒng)構(gòu)架主要包括嵌入式地面系統(tǒng)、地面系統(tǒng)軟件、地面儀器工作間、MWD子系統(tǒng)、井下儀器控制器短節(jié)、電阻率伽馬測井儀、渦輪發(fā)電機(jī)、有線柔性短節(jié)和導(dǎo)向力控制單元，如圖5所示。

圖5 國產(chǎn)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向及隨鉆測井系統(tǒng)組成示意圖Fig.5 Component of Welleader and Drilog

工作原理上，Welleader是推靠式導(dǎo)向，三個獨立推靠翼肋，產(chǎn)生合成導(dǎo)向力矢量，通過井下渦輪發(fā)電機(jī)供電，非接觸滑環(huán)傳輸，電機(jī)-液壓泵-缸壓閉環(huán)驅(qū)動控制。Drilog內(nèi)部的MWD系統(tǒng)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(huán)配合，產(chǎn)生泥漿脈沖，實現(xiàn)隨鉆測井?dāng)?shù)據(jù)接收、編碼和脈沖器驅(qū)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(shù)隨鉆測井儀，可進(jìn)行電磁波電阻率和自然伽馬測量。

系統(tǒng)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(fā)雙收和雙頻對稱補(bǔ)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(xiàn)場應(yīng)用與經(jīng)濟(jì)效益評價

4.1 現(xiàn)場應(yīng)用

4.1.1實際軌跡控制情況

在海8H1井實際作業(yè)中，采用國產(chǎn)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向及隨鉆測井系統(tǒng)累計進(jìn)尺850.0m，Welleader在明化鎮(zhèn)、館陶地層使用30.0%～40.0%導(dǎo)向力，在東營組使用30.0%～60.0%導(dǎo)向力，即達(dá)到了設(shè)計造斜率3.0°～3.5°/30m的要求，工具造斜率表現(xiàn)穩(wěn)定。近鉆頭測斜數(shù)據(jù)與MWD測斜數(shù)據(jù)基本一致，能準(zhǔn)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(cè)鉆點測斜數(shù)據(jù)與老井眼一致性較高，銜接良好。

4.1.2測井資料質(zhì)量

Drilog測井曲線對不同巖性的響應(yīng)準(zhǔn)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(jīng)濟(jì)效益評價

海8H1井投產(chǎn)后，實際穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量110.0m3/d，超過設(shè)計配產(chǎn)2.2倍，作業(yè)后計算每立方米成本降低達(dá)到14.7%，取得明顯的降本成果和產(chǎn)量成績。

5 結(jié) 語

國內(nèi)油氣開發(fā)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(chǎn)工具降低租賃費用等措施。國產(chǎn)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向和隨鉆測井系統(tǒng)在渤海深層側(cè)鉆調(diào)整井的應(yīng)用，提出了低油價行情下的降本新舉措，在實現(xiàn)全旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)的同時，降低定向井工具費用，具有較大的應(yīng)用前景。目前國產(chǎn)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向和隨鉆測井系統(tǒng)仍處于初步應(yīng)用階段，雖然總體完成作業(yè)任務(wù)，但是尚有通信以及配套設(shè)備等需要改進(jìn)的地方，持續(xù)改進(jìn)所產(chǎn)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(shù)監(jiān)督工作。

TE54

A

2095-7297(2016)04-0212-05