基于多底井的油田滾動評價和開發一體化技術

袁則名，和鵬飛

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津300452）

基于多底井的油田滾動評價和開發一體化技術

袁則名，和鵬飛

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津300452）

針對渤海某油田平臺無多余井槽（僅剩一個井槽），但需要實施兩口井，一口為滾動勘探斷塊區域，一口為生產調整井的目的。根據勘探和開發的次第設計需要，從定向井軌跡和井身結構實施的可行性兩方面，采用主井眼三段式軌跡設計，一方面規避叢式井表層防碰風險，另一方面規避下部斷層地質風險，兼顧側鉆分支井眼軌跡的可行性，側鉆點的選擇以進尺最小化、軌跡難度最低化出發做了三個方案的橫向對比，最終以軌跡和工程的可操作性出發合理設計井身結構。實現一個井槽，先勘探后側鉆分支開發，利用定向射孔溝通兩個井眼，采用合采技術實現高產量生產。

滾動勘探；多底井；軌跡優化；開窗側鉆；渤海油田

多底井技術概念起于20世紀20年代，70年代開始進入研究熱潮，該技術通過在一個主井眼側鉆出兩個或者更多井眼以最大化增加儲層鉆遇，達到多個泄油區域[1-3]。對于地面配套來講，和常規井筒技術對比，大幅度減少了地面配套井口以及相關設備。這對于海上油氣開發尤為重要，因為海上一般采用叢式井槽，平臺及井槽建設費用成本極高，多底井技術的應用能夠實現地面和地下的一對多應用，提高了井槽的利用效率[4，5]。

1 作業背景

渤海中部某油田為復雜斷塊油田，區域內斷層發育，采用滾動開發模式。西南斷塊為目前的主要開發區域，該區域油氣層均已探明，但中部區域位于三條斷層之間，尚未明確油氣層情況（見圖1）。2014年，為進一步探明中部區域油氣層情況，同時調整西南區域井網情況而布置一口生產調整井，靶點均位于東營組，其上部地層依次為平原組、明化鎮組、館陶組。

圖1 多底井靶點示意圖

2 開發難點

（1）勘探與開發先后進行。根據油藏工程計劃，優先實施中部勘探靶點，如果中部區域實鉆探明有油氣顯示則保留井眼轉入生產井，如果無油氣顯示則回填棄井，如果存在油氣顯示具有生產價值，則保留井眼，轉入生產。

（2）平臺井槽不足。但實際本油田開發平臺僅剩一個空井槽（見圖2），井槽資源不足，也無低產低效井重新側鉆利用，因此無法實施兩口井。

在綜合分析勘探和開發兩個靶點地質、鉆井工程情況的基礎上，提出采用多底井技術實施作業。在解決井槽問題的同時，降低作業成本。

圖2 平臺井槽示意圖

3 技術方案的可行性分析

本平臺如果要利用一個槽口實施多底井，主要是進行井眼軌跡和井身結構的可行性分析。

3.1 勘探主井眼的軌跡設計

（1）初次造斜點的選擇。初次造斜點的選擇主要考慮叢式井表層防碰問題，該井槽屬于內排井槽，根據叢式井布井原則，外排井槽優先布置水平位移較大的井，內排井槽布置位移較小的井，造斜點方面，外排井槽采用淺造斜點，內排采用深部造斜點，相鄰造斜點垂深差在30 m以上[6，7]。通過嘗試優化，最終主井眼初次造斜點選擇在270 m處，層位為平原組。第一造斜點從270 m開始，到490 m結束，終點井斜角達到22°，終點方位352°。根據防碰掃描（見表1），勘探主井眼在表層只有與A1井存在防碰，但距離較遠、分離系數較高，防碰風險可控，軌跡可實施性較高。

表1 防碰情況統計

（2）下部軌跡設計思路。下部軌跡的設計主要是以渤海完井工具通過率設計指標3°/30m的造斜率，局部可上下浮動，最大不超過5°/30m，同時考慮底部地質風險，如斷層分布、走向，設計軌跡走向（見圖3）。最終主井眼下部設計兩段造斜，第二造斜點從2 100 m開始，到2 444 m結束，終點井斜角達到55.75°，終點方位3.62°。第三造斜點從2 999 m開始，到3 191 m結束，終點井斜角達到61.40°，終點方位342.10°。最終井底垂深2 778 m，井底斜深3 449 m，井斜61.40°，方位342.10°。

圖3 主井眼軌跡與斷層位置示意

3.2 開發分支井眼的軌跡設計

3.2.1 開窗側鉆位置的選擇根據油藏開發需要確定分支井的開發層位，并選擇合適的開窗側鉆位置。開窗側鉆位置的選擇主要考慮以下因素[8，9]：

（1）側鉆點的深度綜合考慮了勘探井眼的垂深、水平位移，同時兼顧了既充分利用老井眼，又減少裸眼鉆進井段的長度，并能滿足采油工藝的需要；套管開窗的長度要滿足起下鉆、測井、下套管時鉆具組合能順利通過窗口無掛阻。

（2）狗腿度的控制。綜合考慮側鉆井眼所采用的造斜工具的造斜能力以及大套管和完井篩管等因素，本井狗腿度以不超過3°/30m為宜。

（3）選擇在固井質量和地層可鉆性較好。

基于上述，開發分支井眼的側鉆點進行了優選對比（見表2），如果選擇1 900 m側鉆，軌跡方案可實施，最終進尺1 552 m，選擇2 300 m，軌跡效果與1 900 m類似，造斜率均在3°/30m，相對比1 900 m側鉆有較長的穩斜段，而如果選擇2 350 m，進尺相對2 300 m側鉆減少約50 m，但造斜率增加至3.55°/30m，因此最終從進尺和軌跡實施難度上選擇2 300 m側鉆點，該點位于館陶組，地層穩定易于開窗。

表2 側鉆點對比優選

3.2.2 軌跡設計開發側鉆井眼設計也是一口大斜度井，從主井眼2 300 m開始側鉆，設計采用二段式增斜的方式，水垂比0.54，全井段全角變化率控制在3°/30m以內。第一造斜點從2 300 m開始，到2 597 m結束，終點井斜角達到28.13°，終點方位313.90°。第二造斜點從2 630 m開始，到3 064 m結束，終點井斜角達到69.98°，終點方位330.21°。最終井底垂深2 819 m，井底斜深3 411.51 m，井斜69.98°，方位330.21°。

3.3 井身結構設計

對于東營組目的層油田，對于常規定向井、水平井渤海成熟的井身結構是Φ339.7 mm套管下深400 m左右、Φ244.5 mm套管作為定向井的生產套管和水平段的著陸段技術套管，Φ215.9 mm井眼為水平段，對于大位移井或者井深超過3 000 m的水平井Φ339.7 mm套管下深一般加深至900 m至1 600 m不等。本井勘探主井眼井身結構的設計較為簡單，主要考慮側鉆后分支井的鉆井難度和完井技術要求，優先選擇Φ244.5 mm套管內側鉆Φ215.9 mm井眼下入Φ177.8 mm尾管。因此最終設計勘探在充分考慮到側鉆井眼側鉆位置，開窗工具，套管尺寸大小。井深設計（見表3）。

表3 井身結構設計

3.4 參數校核

利用Landmark軟件對上述軌跡和井身結構以及其他鉆井液性能等參數下，做管柱力學和鉆井平臺能力的校核，校核結果滿足要求。具體數據不在此一一贅述。

因此綜上分析，采用一個井槽和分支井技術，實施本油田勘探和開發兩套靶點的是具有軌跡和井身結構的可行性。

4 現場實施

4.1 勘探主井眼的實施

4.1.1 Φ444.5 mm井段Φ444.5 mmPDC鉆頭+變扣接頭+Φ244.5 mm螺桿電動機（4/5級1.5°單彎角）+ Φ203.2 mm浮閥接頭+Φ304.8 mm穩定器+Φ203.2 mm無磁鉆鋌+Φ203.2 mmMWD+Φ203.2 mm無磁鉆鋌+ Φ203.2 mm隨鉆震擊器+變扣接頭+Φ139.7 mm加重鉆桿×14根。主要鉆井參數：鉆壓50 kN～120 kN，排量3 800 L/min～4 000 L/min，轉速50 r/min。

4.1.2 Φ311.1 mm井段上部井段采用螺桿鉆具，Φ311.1 mmPDC鉆頭+Φ244.5 mm螺桿電動機（7/8級1.15°單彎角）+Φ203.2 mm浮閥接頭+Φ298.4 mm穩定器+Φ203.2 mm無磁鉆鋌+Φ203.2 mmMWD+ Φ203.2 mm無磁鉆鋌+Φ203.2 mm隨鉆震擊器+變扣接頭+Φ139.7 mm加重鉆桿×14根。主要鉆井參數：鉆壓50 kN～100 kN，排量3 500 L/min～4 000 L/min，轉速50 r/min～70 r/min。下部井段采用旋轉導向鉆具，Φ311.1 mmPDC鉆頭+旋轉導向工具+Φ203.2 mmLWD+ Φ203.2 mmMWD+Φ203.2 mm無磁鉆鋌+Φ203.2 mm隨鉆震擊器+變扣接頭+Φ139.7 mm加重鉆桿×14根。主要鉆井參數：鉆壓50 kN～100 kN，排量3 500 L/min～3 800 L/min，轉速80 r/min～1 200 r/min。

4.1.3 勘探結果最終本井勘探主井眼在中部斷層區域鉆遇油層13.2 m，成功評價新增斷層北側儲層含油氣性。

4.2 開發分支井眼的實施

4.2.1 斜向器的選擇及側鉆工藝該井采用威德福公司磨銑套管開窗工具在Φ244.5 mm套管內進行開窗側鉆，僅用一趟鉆就實現了定向、座掛、開窗、修窗和鉆進新地層[10]。

開窗鉆具組合：Φ214.3 mm空心斜向器+Φ215.9 mm引導磨鞋+Φ215.9 mm次級磨鞋+Φ139.7 mm撓性短節+Φ215.9 mm導向磨鞋+Φ165.1 mm鉆鋌1根+ Φ171.5 mmMWD+Φ171.5 mm定向接頭+變扣接頭+ Φ139.7 mm加重鉆桿18根。套管開窗主要技術參數：鉆壓50 kN～180 kN，排量1 700 L/min～2 400 L/min，轉速80 r/min～120 r/min。實際窗口長度為5.90 m，歷時12.0 h，平均機械鉆速0.25 m/h。

4.2.2 分支Φ215.9 mm井段的實施確認側鉆出新井眼并在窗口修整好以后，下入215.9 mm井眼旋轉導向鉆具組合：Φ215.9 mm PDC鉆頭+Φ171.5 mm螺桿電動機（7/8級單彎角1.15°）+Φ190.5 mm穩定器+Φ171.5 mm旋轉導向工具+Φ165.1 mm無磁加重鉆桿1根+ Φ165.1 mm浮閥接頭+Φ165.1 mm隨鉆震擊器+ Φ127 mm鉆桿。主要鉆井參數為鉆壓50 kN，轉速68 r/min～75 r/min，排量1 600 L/min～1 800 L/min。4.2.3Φ177.8 mm尾管固井

（1）尾管管串組合：Φ177.8 mm浮鞋+Φ177.8 mm尾管×1根+Φ177.8 mm浮箍+Φ177.8 mm套管短管×1根+球座+送球器+回接筒+脫手及送入工具總成+Φ127 mm鉆桿。

（2）為了保證套管開窗的窗口水泥封固良好，在尾管固井正常注水泥2 h以后，在Φ177.8 mm與Φ244.5 mm兩層套管之間再擠水泥。具體做法是：在尾管注水泥漿完成后，起鉆拔出中心管再注入6 m3水泥漿，關閉半封防噴器，擠水泥，累計擠入4.8 m3，最大擠入壓力7.6 MPa。使窗口封固質量完全達到了設計要求。

4.3 完井及后續實施

本井采用合采方式，即主井眼生產套管固井之后，對主井眼進行油層射孔，下入篩管防砂管柱，然后下入斜向器，封隔主井眼，進行側鉆分支鉆井作業，分支井眼尾管固井候凝之后，對分支井眼油層射孔，然后對空心斜向器定向射孔，溝通主井眼。之后下入篩管防砂，最后下入合采生產管柱，轉入生產。

該井投產初期日產油量達到150 m3，油井投產至今，生產形勢穩定（見圖4）。

圖4 產量情況統計

5 結論

（1）對于海上井槽不足的多井實施目的，采用多底井技術可以實現一個井槽多個井位的勘探開發目的。

（2）海上多底井技術實施的前提是定向井軌跡的可行性，一方面要統籌優化上部軌跡避免防碰問題，二是下部軌跡兼顧兩方靶點，做到各個井眼實施的最優化。

（3）多底井技術雖然較為成熟，但在海上應用較少，本次作業的實施為后續海上叢式井高效開發、降低成本提供了技術儲備。同時為國內外相關同類型勘探開發情況，提供了有利的嘗試和寶貴的經驗。

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The technology of multiple bottom well for exploration and development

YUAN Zeming，HE Pengfei
（CNOOC EnerTech-Drilling&Production Co.，Tianjin 300452，China）

There is only one well slot remaining in Bohai X producing platform.In order to implement two wells,used multiple bottom technology,one bottom for exploration and another for present a new development well.Firstly,the feasibility of borehole trajectory is demonstrated.The main hole trajectory design considered three segments,avoid the cluster wells surface anti-collision risk,avoid a lower risk of geological faults and account of branch borehole.Finally,the optimal trajectory design and well structure design are obtained. Through the implementation of branch well technology,the higher yield of the well is finally obtained.

rolling development；multiple bottom well；trajectory optimization；sidetrack；Bohai oilfield

TE324

A

1673-5285（2017）02-0064-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.015

2016－12-23