渤海油田低效井治理關鍵鉆井技術

陳國宏，吳占民,于忠濤,王占領

中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司（天津300452）

渤海油田已高效開發40年，是中國海洋石油集團公司的“穩定器和壓艙石”。目前油田面臨后備資源品質差、開發難度大、投資和成本剛性增長的嚴峻挑戰，加上近期疫情影響原油價格下跌，直擊生存底線。根據渤海油田2006—2015年投資統計，鉆完井的投資比重占渤海油田整體投資37%～43%[1]，鉆完井技術的不斷創新是實現降低老油田中后期開發成本的主要途徑之一。

1 鉆井關鍵技術

1.1 單筒雙井占位鉆具技術

海上油田為了利用有限空間大多采用單筒雙井、單筒三井技術。占位鉆具技術在表層作業中可獨立鉆出兩個同尺寸或者不同尺寸井眼，解決了常規單筒雙井表層軌跡和防碰控制難問題；同時因表層鉆進閉路井口的建立，不僅提高了淺層氣防控手段，在深井作業中還使表層套管的下深大幅增加，大大簡化了井身結構并節約了鉆井液及固井材料費，為單筒多井的使用開創了有利條件[2]。

占位鉆具由占位鉆具懸掛器、分割串、占位鉆具堵頭和占位鉆具取送工具等組成，結構如圖1所示。工作原理是將常規單筒雙井鉆井工藝優化為兩個閉路，分別鉆兩個406.4 mm（16"）井眼，每鉆完一個井眼下入一串339.725 mm（13?"）套管并固井，占位鉆具串則暫居914.4 mm（36"）隔水管內，實現兩口井眼軌跡互不干擾，并在固井時上下活動占位鉆具循環出導管鞋處多余的水泥漿。

圖1 占位鉆具結構與原理圖

渤海蓬萊19-3油田綜合治理開發新增8口調整井采用占位鉆具技術，既實現了表層作業提前安裝防噴器確保了井控安全、規避了淺層防碰風險，又簡化了井身結構采用339.725 mm（13?"）+244.48 mm（9?"）套管實現了表層套管的個性化深下，從而項目節約工期15 d，節省費用3 000萬元，在技術、安全、經濟性方面達到了良好效果。

1.2 井口地面置換技術

渤海部分油田在前期開發階段為減少巖屑處理費用在平臺設計了多口巖屑回注井，考慮鉆完井作業安全和安裝井口便捷，井口裝置采用整體高度較小的水平式井口（相對于立式井口比較）。根據油田后期調整要求，原巖屑回注井側鉆為生產井，由于巖屑回注井與生產井井口在結構、壓力級別、防腐級別等方面差異較大，需進行置換，以滿足生產要求。

巖屑回注井井口結構及切割點示意如圖2所示。為確保新置換立式井口能在上下甲板有限空間內安裝到位，此方案需對平臺上下甲板高度、508 mm（20"）導管高度、導管頭、346.08 mm(13?")復合式套管頭、339.725 mm（13?"）套管和244.48 mm（9?"）套管懸掛器高度，以及生產流程管線布局精確測量。由于水平式井口套管掛采用芯軸方式坐掛，即244.48 mm（9?"）套管與套管掛為絲扣連接，用送入工具下入坐掛于346.08 mm（13?"）套管頭內腔臺階處，倒開并起出送入工具，244.48 mm（9?"）套管固井后與346.08 mm（13?"）套管頭“鎖”為一體，要拆卸346.08 mm（13?"）復合式套管頭就必須先切割回收244.48 mm（9?"）套管。因此首先使用水力割刀從244.48 mm（9?"）套管懸掛器尾端進行冷切割，起出244.48 mm（9?"）套管懸掛器并拆除346.08 mm（13?"）復合套管頭，此后再采用氣焊熱切割從外部切割508 mm（20"）導管和339.725 mm(13?"）套管懸掛器，回收508 mm（20"）導管頭及339.725 mm（13?"）套管懸掛器。風險評估及經濟性：整個切割置換井口作業都在地面進行，可精確操作和把控，即使出現問題也利于查找和解決，使用工具普通且費用較低僅為30萬元[2]。

圖2 巖屑回注井井口結構及切割示意圖

1.3 隔水管開窗技術

海上油田因其作業環境特殊，鉆完井作業前需預錘入隔水管，部分隔水管因地質原因和群樁效應導致偏斜變形而無法正常使用（圖3）。針對該問題，采用大尺寸套管開窗技術一舉盤活多口廢棄井槽。

為防止隔水導管因變形造成開窗工具阻卡，需提前下入鉆具進行通徑和刮管，并對井口進行扶正加固，以減少地面震動；同時為防止開窗期間產生的大量鐵屑堵塞環空造成卡鉆，開窗作業時需勤掃稠漿清潔井筒。例如在渤海油田某井隔水導管變形嚴重，多次下入平底磨銑嘗試無法通過。陀螺對阻卡點以上軌跡復測，分析了本井與鄰井空間相對關系，精細設計軌跡，最終通過隔水管開窗成功盤活該井槽口。整個作業過程地面設備完好、開窗順利、無淺層碰撞等工程事故，該井的順利實施填補了海上508 mm（20"）隔水管開窗先例。國產大尺寸隔水導管開窗工具的成功應用，經濟有效地解決了隔水導管管鞋變形問題，為后續類似作業提供參考[3]。

圖3 隔水導管錘入擠毀示意圖

1.4 水平井中短半徑技術

渤海油田產量年遞減率約14.7%[4]，部分老平臺已無剩余空槽口，利用低效井側鉆已成為維持產量的一種重要途徑。常規側鉆進尺長投資高，井眼軌跡防碰嚴重等一系列問題，阻礙了低效井利用。

通過大量調研和實驗論證，最終形成一套適合海上油田的中短半徑鉆完井技術。

1）斜向器優化。根據海上大量作業經驗，優化了適合中短半徑軌跡的斜向器，以確保鉆具順利通過窗口[5]。

2）馬達優選。優選合適的高彎馬達，并進行地面通過性實驗和高角度造斜模擬計算，防止下鉆遇阻和造斜失敗。

3）固井方面。為降低套管下入遇阻風險和提高固井水泥環質量，采用高抗扭扣型套管以便在固井作業時可旋轉套管。

4）完井管柱下入模擬計算。運用軟件對下入電泵及管柱進行模擬計算，確保入井管柱順利到位。

渤海某油田F33H1井配產較低如采用常規側鉆無法通過內部收益率，嘗試采用中短半徑技術，軌跡全角變化率由3°∕30 m放大至6°∕30 m，裸眼段進尺減少約400 m，節省鉆井工期4 d、鉆井費用728萬元，大幅降低鉆完井作業成本。除此之外，F33H1井開窗點深度由最初1 202 m加深至1 605 m，不僅為今后再次開窗作業預留了充足空間、降低了井控風險，同時也大大規避了井眼間防碰風險（表1）。因開窗點的加深，軌跡鉆遇風險斷層數量從3條減少為1條，降低了鉆井作業期間發生井漏的風險。

表1 常規與中半徑技術工期費用對比

2 總結與認識

1）使用單筒雙井占位鉆具鉆井技術能夠實現表層閉路深鉆、表層造斜軌跡精確控制，有效防范淺層氣風險，拓寬了單筒雙井技術適用范圍，在海上油田成功應用并取得了良好效果，在今后的發展中可以嘗試在單筒三井使用。

2）地面置換井口技術的成功應用不僅解決了套管淺層切割、拔套管難題，還簡化了側鉆方式，從而降低了井控和漏失風險，節省了作業成本。

3）隔水管開窗在叢式井作業中，應注意開窗作業時鐵屑的及時清理，防止環空堆積大量鐵屑造成卡鉆事故。

4）海上油田中短半徑技術的成功應用建立起了一套完整成熟的技術體系，增加了一種剩余油挖潛的手段。