渤海某油田復雜地質條件下井身結構設計及應用

譚才淵

（中海石油（中國）有限公司蓬勃作業公司，天津 300457）

渤海某油田自2002年投產，主要采取注水驅替的開采方式，經過十余年的注水開發，目前面臨三個方面的問題：（1）綜合含水70%左右，但采出程度僅12%，開發效果較差；（2）儲層非均質性強，進入中高含水階段，剩余油分布漸趨復雜，預測難度大；（3）采用大段合采合注方式，井控程度低，注采不平衡。在油藏內部層間矛盾突出，長期的合注合采開發方式導致局部儲層超壓或虧空。而油田原構造又存在非目的層氣和風險斷層發育，地質油藏條件非常復雜。地質設計是鉆井設計應遵循的主要依據，井身結構是鉆井設計的關鍵內容，井身結構設計時應充分考慮斷層及異常地層壓力等地質因素對鉆井作業的傷害及影響[1，2]。因此，該油田的井身結構設計必須充分考慮復雜地質情況的影響。

1 地質風險因素分析

物探及實鉆資料均證實，該油田范圍內普遍發育有淺部氣層，埋深范圍廣；斷層發育復雜，其中不乏數量較多的通海底斷層；油藏類型主要為構造層狀油藏，構造主體油氣沿砂體呈層狀分布，不同斷塊、同一斷塊不同油組存在不同的油氣水界面及壓力系統，油水關系極其復雜。

1.1 淺部非目的層氣

油田范圍內大部分開發區域埋藏有淺部非目的層氣，埋深在海拔深度560 m～1 000 m范圍內，周邊鄰井鉆遇淺部非目的層氣的峰值為29%。

1.2 斷層發育復雜

油田構造為一個在基底隆起背景上發育起來的，處于郯廬斷裂帶上，受兩組近南北向走滑斷層控制的斷裂背斜，走滑斷層及正斷層將整個構造由北至南切割成22個斷塊。斷層發育非常復雜，部分斷層連通至海底。斷層埋深在海拔深度440 m～1 500 m范圍內。

1.3 儲層壓力異常

油田原始地層屬正常壓力系統（壓力系數1.0），主要開發形式為注水開發，開發初期主要采取合注合采的開發方式，因層間吸水能力不同、各油組連通關系不一致，導致層間壓力差別較大，最大地層壓力系數超過1.35，最小地層壓力系數小于0.6。

2 井身結構設計策略分析

合理的井身結構設計是確保安全鉆井的關鍵。地質復雜必封點是井身結構設計中需要重點分析的方面[3]，主要包括：（1）下入表層套管封固淺部未膠結的松軟砂泥巖層；（2）表層套管封隔淺部易漏失的風險斷層；（3）考慮備用一層套管，以應對未知的復雜地質風險。

鉆井作業過程中，該油田多種風險因素并存的問題非常突出。淺部非目的層氣、斷層、欠壓層、超壓層等多種地質風險因素疊加后，大大增加了鉆完井方案設計和作業風險控制的難度。針對多風險因素并存的復雜情況，首先應當考慮采用合理的井身結構來規避風險，確保井控風險可控、方案合理并且具有經濟性。井身結構優化策略分析（見圖1）。

圖1 井身結構分析類型圖

2.1 第Ⅰ類：單一風險應對方案

（1）淺部氣層：①針對淺部氣層校核表層套管鞋處承壓能力，滿足井控要求；②表層套管下至淺部氣層以上，確保表層井段不揭開淺部氣層。

（2）斷層：①如果井眼軌跡不能避開斷層，對于海拔深度500 m以上的斷層用表層井段鉆穿并封固[4]；②鉆進過程中加強封堵，提高井眼承壓能力，做好井漏防范措施及堵漏預案。

（3）超壓層：針對超壓層校核上層套管鞋處的承壓能力，滿足井控要求。對于不同儲層壓力系數的井，井控模擬校核結果（見表1）。

（4）欠壓層：鉆進過程中加強封堵，提高井眼承壓能力。

2.2 第Ⅱ類：雙重風險應對方案

（1）淺部氣層和斷層：①若淺部氣層在風險斷層之上，表層套管下至淺部氣層以上，確保表層井段不揭開淺部氣層；②若淺部氣層在風險斷層之下，并且風險斷層埋深較淺（海拔深度500 m以上），則表層井段鉆穿并封固斷層，確保表層井段不揭開淺部氣層；③針對淺部氣層校核表層套管鞋處承壓能力，滿足井控要求。

表1 儲層壓力系數與表層套管下深關系表

（2）淺部氣層和超壓層：按照單一風險應對方案進行處理。

（3）淺部氣層和欠壓層：按照單一風險應對方案進行處理。

（4）斷層和超壓層：①若超壓層在斷層以上，以能壓穩超壓層的低限鉆井液密度進行設計，鉆進至斷層之前做短起下鉆，確保井眼穩定、起下鉆順暢，提高鉆井液封堵性，鉆進至斷層控制機械鉆速，密切監測井眼漏失情況，如果漏失嚴重，可增加一層套管封固超壓層；②若超壓層在斷層以下，鉆進至斷層井段提高鉆井液的封堵性，提高井眼的承壓能力，進入超壓層之前做短起下鉆，確保井眼穩定、起下鉆順暢，逐步提高鉆井液密度至超壓層要求的鉆井液密度低限，必要時做地層承壓能力試驗，控制機械鉆速鉆進至超壓層，密切監測井眼是否發生溢流或漏失情況；③根據該油田作業數據統計分析，斷層堵漏之后地層承壓能力能夠達到當量泥漿密度1.45 g/cm3以上，設計階段對于通過風險斷層的井按承壓能力1.45進行井控校核。

（5）斷層和欠壓層：按照單一風險應對方案進行處理。

（6）超壓層和欠壓層：①若超壓層在欠壓層以上，以能壓穩超壓層的低限鉆井液密度進行設計，鉆進至欠壓層之前做短起下鉆，確保井眼穩定、起下鉆順暢，提高鉆井液封堵性，鉆進至欠壓層控制機械鉆速，密切監測井眼漏失情況，如果漏失嚴重，可增加一層套管封固超壓層；②若超壓層在欠壓層以下，鉆進欠壓層井段提高鉆井液的封堵性，提高井眼的承壓能力，進入超壓層之前做短起下鉆，確保井眼穩定、起下鉆順暢，逐步提高鉆井液密度至超壓層要求的鉆井液密度低限，必要時做地層承壓能力試驗，控制機械鉆速鉆進至超壓層，密切監測井眼是否發生溢流或漏失情況；③根據該油田作業數據統計分析，欠壓層封堵之后地層承壓能力能夠達到當量泥漿密度1.50 g/cm3以上，設計階段對于欠壓層的井按承壓能力1.50進行井控校核。

2.3 第Ⅲ類：三重風險應對方案

（1）淺部氣層、風險斷層、超壓層：處理對策方案參照雙重風險應對策略執行。

（2）淺部氣層、風險斷層、欠壓層：處理對策方案參照雙重風險應對策略執行。

（3）淺部氣層、超壓層、欠壓層：處理對策方案參照雙重風險應對策略執行。

（4）風險斷層、超壓層、欠壓層：處理對策方案參照雙重風險應對策略執行。

2.4 第Ⅳ類：四重風險應對方案

淺部氣層、風險斷層、超壓層、欠壓層：處理對策方案參照雙重風險應對策略執行。

3 現場應用

以該油田的K-3井為例，需要考慮的主要地質油藏因素有四方面：（1）斷層埋深 400 mTVD；（2）淺部氣層埋深580 m～850 mTVD；（3）欠壓層埋深1 160 m～1 180 mTVD，壓力系數0.7；（4）超壓層埋深1 250 m～1 280 mTVD，壓力系數1.15。根據四重風險應對方案，分別對雙重風險進行分析，結果如下：表層套管要封固斷層；表層套管下至淺部氣層以上，不揭開淺部氣層；根據超壓層壓力系數1.15來校核表層套管下深，確保滿足井涌溢流量的要求。根據以上原則及井控校核結論，采用自上而下的井身結構設計方法[5]，井身結構確定：508 mm隔水導管下至130 m，表層339.7 mm套管下至 500 mTVD，311.2 mm井眼鉆至完鉆井深，下244.5 mm套管，177.8 mm套管作為備用應急套管程序（見表2，圖2）。

表2 K-3井井身結構程序

因存在欠壓層，在鉆前的方案設計及現場作業過程中還應注意，311.2 mm井段下部存在超壓層，上部欠壓層鉆進過程中應添加隨鉆堵漏材料，提高地層的承壓能力，揭開超壓層之前做短起下鉆，確保起下鉆順暢，避免鉆進超壓層時出現復雜情況，導致卡鉆等次生井下事故。該井超壓層壓力系數1.15，壓力不高，超壓層鉆進的鉆井液密度為1.2 g/cm3，根據此油田的前期研究成果，欠壓層封堵作業后地層承壓能力超過1.5，不需做地層承壓試驗。

現場鉆井作業時，K-3井表層406.4 mm井眼鉆進過程中鉆井液有少量漏失，鉆進至中完井深500 mTVD，下339.7 mm套管、固井順利。311.2 mm井眼采用密度為1.12 g/cm3的鉆井液鉆穿淺部氣層，氣全量最高3%，之后鉆井液中加入隨鉆堵漏材料鉆進至1 150 mTVD，短起下鉆，逐漸提高鉆井液密度至1.2 g/cm3，鉆進至完鉆井深，之后順利下244.5 mm套管、固井。超壓層鉆井過程中未出現溢流、井漏等復雜情況，全井鉆井周期8 d，作業過程順利。完鉆后，淺部斷層與淺部非目的層氣分別封隔在兩個井段，固井質量良好，符合井筒完整性管理要求。

圖2 K-3井封隔風險地層示意圖

4 結論

對于存在淺部氣層、斷層、欠壓層、超壓層的復雜地質條件的油田，井身結構設計時應盡可能規避地質風險，盡量采用簡單套管層次封隔地質必封點，留有備用套管以備應急，對于不同地質風險共存的條件下，采用本文提出的井身結構設計策略現場應用效果良好，該井身結構設計策略在渤海油田成功應用了超過50口井，所有井現場作業安全順利，維持了較低的鉆井成本，符合近幾年“降本增效”的行業環境要求，滿足安全和鉆井作業要求。

［1］《海洋鉆井手冊》編委會.海洋鉆井手冊［M］.北京：石油工業出版社，2011.

［2］勝亞楠，管志川，張國輝，等.基于鉆前風險預測的井身結構優化方法［J］.石油鉆采工藝，2016，38（4）：415-421.

［3］侯喜茹，柳貢慧，仲文旭.井身結構設計必封點綜合確定方法研究［J］.石油大學學報，2005，29（4）：52-55.

［4］劉小剛，崔治軍，陶林，楊進，吳占民，周波.渤海油田科學探索井井身結構優化設計［J］.斷塊油氣田，2011，18（5）：663-665.

［5］方長傳.海上深探井井身結構優化設計［J］.石油天然氣學報，2013，35（8）：100-102.