渤海油田側鉆井槽口優選設計方法

王占領，陳立強

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300459）

海上油氣田平臺空間有限，為實現穩產增產，新增調整井逐年增多。新建平臺成本過高，無法滿足經濟效益，因此，充分利用老井槽口資源進行側鉆成為了海上油氣田穩產增產的重要措施之一[1-3]。統計表明，渤海油田近幾年來利用老井進行側鉆的井數逐年增加，已成為了渤海油田調整井增產的重要手段[4-6]。

通常情況下，地質油藏專業通過模擬分析剩余油分布情況，根據平臺釋放的低效井槽口情況提出相應數量的側鉆井位[7-10]。但如何將低效井槽口與側鉆井位實現合理匹配、最大程度降低作業難度、節約成本，需要鉆井設計進行分析[11-13]。

鉆井設計的重要一部分是進行槽口優選。在設計過程中可以全面考慮各種因素，將側鉆槽口與側鉆井位進行匹配，進行軌道設計，模擬分析其作業難度，估算工期費用，從而制定出最優的設計方案。

1 渤海某油田側鉆井實施背景

1.1 老井基本數據

渤海油田地層探索相對成熟，主要含油層系位于明化鎮組及館陶組。渤海某油田三口井（E1H、E5H、E7H）為館陶組某砂體油井，經過十余年的生產，表現為低產低效（日產油量均低于5.0 m3/d），特高含水（含水率高達98%以上），剩余油可采儲量低（均少于0.5×104m3），常規措施增油效果有限，經分析認為可利用該三口老井實施側鉆。結合砂體單井動態資料，基于水平井水淹波及范圍研究，認為該砂體單井水淹波及范圍主要集中在水平井軌跡300 m以內，因此在井間仍然存在剩余油富集區。基于此，計劃利用E1H、E5H、E7H三口低效井挖掘井間剩余油，改善砂體開發效果。

三口老井井身結構均為：表層套管13-3/8″，技術套管9-5/8″，水平段8-1/2″為裸眼（圖1、表1）。裸眼段的完井方式為優質篩管防砂。投產初期為自噴生產，兩年后啟泵生產，生產十年左右，進入特高含水階段，日產油量不足5.0 m3/d。

圖 1 井身結構示意圖Fig. 1 Schematic diagram of wellbore structure

表 1 井身結構數據Table 1 Well structure data

1.2 油藏實施方案

綜合考慮構造、儲層、隔夾層、井網、水淹分析、鄰井生產現狀及剩余油分布等因素，對3口低效井井位進行優化，總體優化至構造較高、厚度大、剩余油富集區的位置。地質油藏專業針對3口井提出了各自的側鉆井位，考慮E1H、E5H目前高含水、累產液較高，存在局部水淹強可能，制定了E1H預案井位。針對老井E1H提出了側鉆井位為A井位，針對老井E5H提出了側鉆井位為B井位，針對老井E7H提出了側鉆井位為C井位，一旦E1H老井側鉆A井位失敗，則側鉆D井位，即預案井位。具體側鉆井位與老井位置關系見圖2、圖3。

2 側鉆井槽口優選設計方法

地質油藏專業通過綜合考慮，針對三口低效井提出了3個側鉆井位，并考慮到水淹風險，提出了預案井位。即3口低效井，4個側鉆井位。從圖2、圖3中可以明顯看出E7H老井與側鉆C井位匹配度最高，利用該井側鉆其他任何井位都較遠，因此，首先確定E7H側鉆C井位。但是E1H距離A井位較近，E5H距離B井位較近，但E1H與E5H距離預案井位D都較近，無法直觀確定匹配方案，因此需要鉆井設計優化槽口，尋找最優匹配方案。

2.1 側鉆井槽口優選設計流程

根據以上分析，可以確定的是E7H側鉆至C井位，難以確定的是預案井位D由哪個老井眼側鉆，因此制定了圖4中的側鉆方案。E7H側鉆距離其最近的C井位，E1H側鉆距離其最近的A井位，如果側鉆成功，E5H側鉆距離其最近的B井位。如果E1H側鉆A井位失敗，則需回填重新側鉆，方案一為：E1H回填側鉆預案井位D，E5H側鉆B井位；方案二為：E1H回填側鉆B井位，E5H側鉆預案井位D。需要從作業難度及經濟性的角度對比分析方案一和方案二，選擇最優方案。

2.2 側鉆方案優選

圖 2 老井軌跡垂直投影圖與側鉆井位關系Fig. 2 Relationship between vertical projection and sidetracking well location

圖 3 老井軌跡水平投影圖與側鉆井位關系Fig. 3 Relationship between horizontal projection and sidetracking well location

通過以上分析，需對比分析E1H與E5H側鉆預案靶點的技術難度與經濟性，為此，從全角變化率變化、井斜角變化、方位角變化、造斜段長度、井深、進尺等幾方面展開研究，具體對比結果見表2、表3。

從表2、表3可以看出，方案一中E1H老井側鉆至D井位，全角變化率為4.335°/30 m，井斜由51.08°降斜至38.56°，再增斜至90°，為典型的“板凳型”軌跡；方位角由264.1°增至337.17°，再降至291.6°，共計變化118.64°，共計進尺1 134 m。而如果利用E1H老井側鉆至B井位，全角變化率為4.0°/30 m，井斜由60.71°增斜至63.00°，再增斜至90°；方位角由292.44°增至345.98°，再降至311.47°，共計變化88.05°，共計進尺1 211 m。

從表2、表3可以看出，方案一中E5H老井側鉆至B井位，全角變化率為4.0°/30 m，井斜由59.77°降斜至78.52°，再增斜至90°；方位角由271.44°增至337.47°，再降至311.47°，共計變化92.03°，共計進尺1 314 m。而如果利用E5H老井側鉆至D井位，全角變化率為4.0°/30 m，井斜由59.77°增斜至62.45°，再增斜至90°；方位角由271.44°增至317.47°，再降至291.66°，共計變化71.84°，共計進尺1 007 m。

圖 4 側鉆槽口優選策略圖Fig. 4 Slot optimization strategy map

綜上所述，從施工作業難度的角度考慮，方案二是優于方案一的。從進尺的角度可以看出，方案一的總進尺為2 448 m，方案二的總進尺為2 218 m，方案二相對方案一節約進尺230 m。因此，綜合對比預案井實施難度及進尺，推薦方案二，即E1H回填側鉆B井位，E5H側鉆預案D井位。目前，該油田三口側鉆井已順利實施。

據統計，自2013年至2019年，渤海油田的側鉆井數逐年增多，平均每個平臺每年側鉆井多達4～5口，需要統籌考慮低效井槽口與側鉆井位之間的關系，對側鉆槽口與井位進行合理匹配，選擇最優方案，最大程度降低作業難度及成本。

表 2 方案一側鉆技術難度及經濟性對比結果Table 2 Sidetracking technical difficulty and economic comparison results of Option One

表 3 方案二側鉆技術難度及經濟性對比結果Table 3 Sidetracking technical difficulty and economic comparison results of Option Two

3 結論

老井側鉆是渤海油田調整井增產的重要手段，本文通過將渤海某油田三口低效井與側鉆井位進行合理匹配，選擇難度較小的方案，同時節約成本兩百余萬元，建立了一種側鉆槽口優選設計方法流程。針對渤海油田越來越多的側鉆井，建議鉆井專業與地質油藏專業在確定井位階段提前聯合研究，整體把握低效井槽口與側鉆井位之間的關系，對側鉆槽口與井位進行合理匹配，選擇最優方案，最大程度降低作業難度及成本。