海上叢式井井口平臺位置優選方法研究與實踐

張羽臣，林海，陳麗孔，劉海龍

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

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海上叢式井井口平臺位置優選方法研究與實踐

張羽臣，林海，陳麗孔，劉海龍

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

在海上油氣田開發前期研究階段，叢式井井口平臺位置優選問題是重要研究項目之一，平臺位置的優化與鉆井總投資密切相關。在“總井深之和最小”方法的基礎上，綜合考慮不同井型鉆井成本的差異，從安全性、經濟性、技術成熟度等方面出發，在滿足項目基本需求的前提下，對海上井口平臺位置進行優選。以墾利10-4油田“KL10-4-WHPA”平臺位置優選為例，根據油田基礎數據，從總井深最小為原則和不同井型成本因素2方面考慮，推薦墾利10-4油田WHPA平臺位置為P2位置。實例分析表明，在該基礎上提出的井口平臺位置優選方法是可行的且具合理性。

叢式井；井口平臺；位置優選；海上油氣田

叢式井具有投資小、見效快、便于集中管理等優點，能夠大大降低海上油氣田開發成本，是海上油氣田開發常用模式之一。為了減小實施技術風險，縮減鉆井周期，降低開發投資，在海上油氣田開發前期，需要針對井口平臺位置優選問題開展深入研究，確保最終采用技術成熟、經濟合理的鉆井方案。針對井口平臺位置優選問題，以“水平位移之和最小”[1]、“總井深之和最小”[1]、“總水平位移與總井深之和最小”[2]為評價指標，分別進行了相關的分析研究，并建立了與之對應的叢式井井口平臺位置優選模型。在相關的文獻報道中也都采用了上述優選指標[3～5]。筆者認為“水平位移之和最小”法雖然能夠快速求解平臺位置，但水平位移與井深并非線性正比關系，因此采用該模型選擇平臺位置將帶來較大誤差；而“總井深之和最小”、“總水平位移與總井深之和最小”法在設計出井眼軌跡的基礎上開展平臺位置優選工作，更能直接反映優選結果是否合理；但上述3種方法均未考慮不同井型鉆井成本的差異對平臺位置優選的影響。隨著鉆井技術的進步，為降低油田整體投資，盡量減少平臺數量，很多油田都采用大位移井，甚至超大位移井和常規定向井相結合的開發模式，而大位移井的米成本相對常規定向井或水平井會高很多。鑒于此，筆者在“總井深之和最小”法的基礎上，綜合考慮了不同井型鉆井成本的差異對平臺位置的影響，對平臺位置進行了優選，并歸納出平臺位置優選過程中應考慮的其他因素。

1　井口平臺位置優選原則及方法描述

1.1平臺位置優選原則

待鉆井靶點數據由油藏專業提供，油藏專業一般提供推薦井、潛力井及全壽命方案井靶點數據，平臺位置優選的原則是：①根據推薦井位進行平臺位置優選，同時兼顧確保潛力井和全壽命方案井可實施；②在保證鉆井難度不增加的情況下盡量減少鉆井總進尺，在保證總進尺基本不變的情況下盡量降低鉆井難度，減少三維井和高位垂比井。

1.2平臺位置優選其他制約因素

1)國際及國內法律法規限制因素考慮航道、各種管線及出貨設備(FPSO)等設施對平臺位置的影響，根據《1972年國際海上避碰規則》及相關規則的要求，按照航海習慣做法，船舶航線與固定或移動式船舶、結構、設施的距離一般不小于2海里；考慮航道、各種管線及FPSO等設施對平臺位置的影響，根據《海洋石油天然氣管道保護條例》第十九條管道安全距離內禁止從事危害活動的規定，在下列海域范圍內，禁止從事海底捕撈、拋錨、脫錨、挖砂、鉆探、爆破、打樁傾廢及影響海洋管道安全的活動：①沿海寬闊海域為海洋管道兩側各500m；②海灣等狹窄海域為海洋管道兩側各100m；③海港區內為海洋管道兩側各50m。在平臺位置優選過程中，必須滿足上述國內外法律法規強制性要求。

2)地質性限制因素①鉆井平臺就位影響：如果采用鉆井平臺進行鉆完井及后期的修井作業，在井口平臺位置選擇時應盡量避開斷層、古河道、埋積谷、淺層氣等對鉆井平臺就位有潛在影響的區域；如果無法避開該區域，應充分分析地質災害對鉆井平臺就位的影響，并采取相關措施保證作業安全。②地質溢油風險的影響：盡量避免各井鉆遇斷層，尤其“通海底”斷層；如果無法避免，應盡量保證盡可能少的井鉆遇斷層，并應充分分析斷層對地質溢油風險的影響，采用相關措施保證作業安全。

3)鉆井技術限制因素現有設備的能力及目前的鉆井工藝技術對單井水平位移和井深的具有一定限制，需保證每口井可以實施，鉆機設備能力滿足鉆完井作業要求；另外盡量減少繞障作業，降低防碰壓力。

4)工程設施限制因素對于綜合調整項目，為減少項目投資，在滿足作業要求的條件下，盡量依托周邊已有的工程設施。可采用外掛槽口方式實施鉆井作業，但需要考慮鉆井平臺和鉆修機設施對新老槽口的覆蓋能力，如果無法滿足要求，不建議采用外掛槽口方式；也可采用棧橋連接方式，但需要考慮新老平臺的鉆井平臺就位和供應船靠泊等影響因素。

1.3井口平臺位置優選方法

研究對象為單靶點定向井或以第一靶點為主的雙靶點井，通過Landmark或DesicionSpace軟件優選出進尺最小的平臺位置，進行定向井軌道設計，得出各類型井總進尺，通過各類型井米成本計算出總成本。根據各類型井所處方位優化平臺位置。

2　井口平臺位置優選實例

圖1　墾利10-4油田井位圖

以墾利10-4油田“KL10-4-WHPA”平臺位置優選為例，研究井口平臺位置優選方法。

2.1油田基礎數據

墾利10-4油田分為2個井區，2井區之間距離約4000m。油藏專業在全油田布置21口開發井，其中1井區18口井，2井區3口井，如圖1所示。共推薦井位16口和潛力井位5口(A14、A15、A16、A17、A18為潛力井，其余為推薦井)。

2.2平臺位置優選

平臺位置優選以16口推薦井位為基礎進行方案比選，同時兼顧保證5口潛力井可以實施。

1)以總井深最小為原則的優選結果由于該油田井均為單靶點二維井，因此初步平臺位置優選僅以總井深最小為原則優選出P1位置，如圖2所示。在該位置，1井區井均為常規定向井，平均井深2473m，2井區井均為大位移井，平均井深5018m，平臺總井深47203m。

圖2　平臺位置優選圖

2)考慮不同井型成本因素的優化結果根據相鄰油田大量數據統計，常規定向井平均米成本為1.1×104元，大位移井的平均米成本為1.8×104元，由于大位移井平均米成本遠高于常規定向井，因此在P1位置總井深雖然最小，但鉆井總成本并非最小，需找出井深和米成本差異的平衡點。單純考慮2井區3口井，以總井深最小為原則優選出P5位置，在P1與P5的連線上取P2、P3和P4位置，分別與P1位置距離300、400、500m，與P1位置成本對比結果見表1。相對P1位置而言，隨著平臺位置由P1向P4位置移動，由于1井區井的進尺是增加的，成本相應增加；2井區井的進尺是減少的，成本相應減少；整體成本為1/2井區即整個平臺鉆井成本減少，其值為1井區井的成本增加值與2井區井的成本減少值的差值。可以看出P2位置節約費用更多，且2井區3口大位移井實施難度相對降低。因此暫推薦墾利10-4油田WHPA平臺位置為P2位置。

表1　P2、P3、P4位置與P1位置成本對比結果

注1：1井區(常規定向井)米成本為1.1×104元；2井區(大位移井)米成本為1.8×104元。

注2：成本=井區總井深×米成本。

2.3其他制約因素

P2位置滿足相關法律法規要求，未處于航道、古河道、淺層氣、塌陷、侵蝕溝槽、滑坡、埋藏沙丘等對鉆井平臺就位有潛在影響的區域。P2位置5口潛力井均為常規定向井，平均井深2659m，其中全油田井深最深的B1井(井深4903m)，鉆完井工藝及鉆機設備均滿足要求。

3　結論

1)在“總井深之和最小”法的基礎上，考慮了不同井型鉆井成本的差異對平臺位置的影響，確定了井口平臺位置優選原則及方法。

2)以墾利10-4油田“KL10-4-WHPA”平臺位置優選為例，根據油田基礎數據，從總井深最小為原則和不同井型成本因素2方面考慮，推薦墾利10-4油田WHPA平臺位置為P2位置。

3)以往平臺位置優選方法基本只考慮井深及井的實施難度，該方法首次把不同井型成本因素影響應用到平臺位置優選過程中，為后續的平臺位置優選提供了借鑒，對相似情況的平臺位置優選具有一定指導意義。

[1]葛云華，盧發掌.叢式井平臺位置和區域平臺優化設計方法(ONLP)[R].大港石油管理局計算中心定向井公司，1989：5～7.

[2]史玉才，管志川，陳秋炎，等.鉆井平臺位置優選方法研究[J].中國石油大學學報(自然科學版)，2007，31(5)：45～46.

[3]寇忠.灘海油氣開發島臺布置優化研究[J].石油規劃設計，1995，6(3)：20～22.

[4]劉震，潘斌，王連寶，等.海上油田中心平臺選址優化[J].中國海洋平臺，2002，17(2)：28～30.

[5]葛云華，鄢愛民，高永榮，等.叢式水平井鉆井平臺規劃[J].石油勘探與開發，2005，32(5):94～100.

[編輯]帥群

2016-01-17

張羽臣(1981-)，男，工程師，現從事海洋石油油田開發前期研究工作，zhangych3@cnooc.com.cn。

TE951；TE243.9

A

1673-1409(2016)26-0036-03

[引著格式]張羽臣，林海，陳麗孔，等.海上叢式井井口平臺位置優選方法研究與實踐[J].長江大學學報(自科版), 2016,13(26):36～38.