渤海油田槽口置換技術分析與應用

王 贊，吳占民，王 攀，賀占國，陳立強，馮 偉

中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452

渤海油田是我國海上重要能源基地，也是海上油氣增儲上產的主戰場［1］。隨著人們對油田勘探開發的不斷深入，整裝油田、優質儲量的發現越來越少，部分老油田逐漸進入開發的中后期，因出砂、高含水等原因導致低產、低效井或關停井數量逐年上升，因此，老油田的綜合調整成為增儲上產的主要手段［2］。

槽口作為平臺設施的核心，數量有限且位置固定，稀缺性和重要性日漸凸顯［3］，高效利用井槽資源是發揮老油田最大產能效益的關鍵支撐。可見，槽口置換技術是實現井槽高效利用的核心環節，也是降低鉆井作業費用與風險的有效途徑。

本文根據目前渤海油田成熟的老井眼側鉆工藝，對其進行槽口置換技術研究，以形成槽口置換的流程與方法，預留出的空槽口以備后續油田綜合調整需要，以期實現井槽的高效利用。

1 槽口置換技術研究背景

1）渤海油田經過多年科研攻關與現場實踐，以滿足地質油藏要求為前提，以降本增效為主要目標，以前期老井出現的問題為統籌分析內容，已形成了隔水導管重入、大尺寸雙層套管開窗、大尺寸套管下裸眼側鉆、同層側鉆、中短半徑側鉆以及魚骨型水平分支井等技術，構建基于平臺老井的從槽口、井筒淺層、井筒深層的全井筒全方位側鉆技術體系，很大程度上解決了老井井槽利用率低的問題，為槽口置換技術的開展提供了良好的支持［4-7］。

2）渤海油田新落實的區塊以“碎、小、邊、深”為主要特點，部分井的平臺位置距離井位靶區較遠，井眼軌道具有井斜大、穩斜段長、水平位移大和水垂比高等特點，鉆井作業存在長裸眼段井壁穩定性差、摩阻扭矩高、管柱屈曲嚴重以及井眼清潔難度大等問題，導致鉆井作業難度與風險較大［8-12］。

3）井眼軌道防碰設計是實現渤海油田密集叢式井鉆井施工安全的重要前提。海上油田受平臺面積限制，井網密集，井槽間距由2.0 m×2.0 m 縮至1.5 m×1.7 m，對部分新井軌道從中心距離、分離系數和空間關系等方面進行綜合分析后發現，防碰問題越來越突出，存在繞障作業井數多、與鄰井軌道互相穿插、井眼碰撞風險高和軌道控制難度大等難點［13-15］。

4）渤海油田部分區塊在開發過程中，雖然模塊鉆機承擔著后期生產平臺修井和調整井作業的重要角色，但是面對油田探邊區域或新增加潛力砂體復雜的地質情況，如淺層氣、風險斷層、異常壓力、易塌和易漏等特殊地層，模塊鉆機配備設備已經很難滿足鉆井安全作業要求。

5）綜合考慮自升式鉆井平臺作業的水深、升船氣隙、插樁能力、縱向覆蓋能力、橫向覆蓋能力、懸臂梁鉆井載荷、井口布局、生產平臺設施避讓、生產平臺周邊管線、電纜與老樁靴腳印等影響因素后發現，自升式鉆井平臺在就位生產平臺的就位過程中，存在滑移、無法覆蓋作業槽口、刮碰海底管線及電纜等風險，導致鉆井平臺無法進行就位作業或就位作業難度高，無法保證就位作業的安全性和穩定性。

2 槽口置換技術分析

2.1 低效井側鉆工藝技術

根據老井與側鉆靶點的位置關系，結合側鉆井進尺、側鉆井軌道難度、棄井難度、老井井身結構、老井固井質量、防碰風險、復雜地層、完井（泵掛深度、產液量、分采要求）與采油、鉆完井設備能力等影響因素，側鉆類型可分為深層側鉆與淺層側鉆。

深層側鉆適用于側鉆靶點在老井井眼軌道附近，能夠最大程度利用老井井眼的井段，降低鉆進進尺，側鉆經濟性好。側鉆方式包括同層側鉆和生產套管開窗側鉆。同層側鉆是在回收生產套管鞋以下30 m 防砂管柱后，在著陸點附近實現側鉆的技術，優點是能保留原井眼套管程序，不需要考慮井筒完整性問題；缺點是由于沖砂切割打撈防砂管柱難度大，棄井作業風險高。但是，可通過對沖砂打撈工期量化，根據打撈篩管經濟工期、決策工期、經濟臨界剩余工期進行評估后，指導現場方案的及時調整，可最大程度降低作業成本［16-17］。海上生產套管開窗側鉆的主流趨勢是中短半徑技術，該技術主要包括大斜度高曲率設計條件下開窗工藝技術、高造斜率鉆具組合優化技術、井眼曲率與管柱剛度適應性分析技術、尾管與防砂管柱下入技術等。與常規側鉆相比，該技術具有較深側鉆點與較高造斜率，能大幅節省進尺、減少鉆井費用、規避復雜地層、降低防碰風險，可實現井筒高效多次循環利用［18-19］。

淺層側鉆適用于新靶點距離老井井眼軌道較遠或側鉆后生產套管尺寸較小且不滿足完井及采油要求的情況。側鉆方式主要有隔水導管重入、隔水管鞋以下裸眼側鉆、表層套管段開窗側鉆、表層套管鞋下裸眼側鉆。隔水管鞋以下裸眼側鉆是回收隔水導管深度以上的表層套管與技術套管后進行裸眼側鉆。表層套管鞋以下裸眼側鉆是回收表層套管深度以上的技術套管后進行裸眼側鉆。表層套管段開窗側鉆是下入斜向器在表層套管開窗側鉆。

棄井方式主要采用水力割刀切割一層或多層、邊扶正邊套銑或者多刀翼領眼磨鞋磨銑，作業工藝比較成熟，主要是根據側鉆軌道與周邊井的防碰風險，以經濟性為原則，結合表層套管和技術套管的水泥返高與固井質量檢測結果進行綜合分析。

隔水管重入是利用磨料射流切割回收泥線以下5 m 包括隔水套管在內的多層套管，在底部剩余套管串上座掛帶有可調導向錐的預開窗斜向器，重新下入無節箍隔水管并經過斜向工具導向至預定方位的技術，技術的關鍵主要包括多層套管切割回收技術、預開窗斜向器設計技術、井口穩定性分析技術、隔水套管選型技術等，此技術可從根源上避免常規套磨銑作業效率低的問題，而且還能創建井槽再利用的新途徑，重新建立新的大尺寸井眼也利于后期再次側鉆。

2.2 槽口置換技術流程

槽口置換是指低效井槽口與平臺空余槽口的置換。當平臺位置距離靶點井位較遠或平臺周邊鄰井較多導致設計軌道難度大或防碰風險較大、鉆井平臺無法進行就位作業或就位作業難度高、生產平臺配備的模塊鉆機很難滿足鉆井安全作業要求時，為了進一步降低作業難度與作業風險，與地質油藏部門聯動，釋放低效井槽口，采用槽口置換技術流程（圖1），結合目前成熟的側鉆工藝，利用井位附近的低效井進行側鉆，平臺空余槽口也可滿足后續調整井作業需求，從而能實現平臺空余槽口與低效井槽口的高效利用。

圖1 槽口置換技術流程

根據槽口置換技術流程，首先，統籌分析地質油藏部門提供的低效井井眼軌道與側鉆井位之間的位置關系，進行槽口與井位的優化配置；其次，對是否可深層側鉆進行論證，根據防碰風險低、避開斷層等復雜地層、避開扶正器和套管接箍位置、滿足完井與采油要求、滿足地質油藏要求等因素優化側鉆點深度，另外按照《海洋石油棄井規范》（Q/HS 2025—2020）進行老井棄置設計；再次，在滿足勘探開發要求、壓力平衡原則、安全作業原則與經濟性原則下進行井身結構設計，根據井身結構設計結果，結合地層情況，進行鉆頭、鉆具組合、鉆井液與固井設計，然后，按照井眼清潔要求與反算的摩擦系數，計算作業期間的摩阻扭矩與水力參數，根據計算結果，結合井控設計進行鉆井平臺選擇，并根據海底調查資料、水深、天氣、海況和井槽覆蓋要求等進行鉆井平臺設計；最后，測算出鉆井工期與費用，從而優選出最佳設計方案。

3 槽口置換技術應用

3.1 渤海某油田A/B平臺

該油田綜合調整方案是新建1座30個井槽的井口B平臺，通過棧橋與老平臺連接，本次部署21口井。通過槽口優選與軌道設計后發現，B1 井與B2 井由于靶點距離平臺較遠（2 825、3 213 m）且垂直深度較淺（1 121、 1 212 m），導致兩口井的井深較深（3 530、 3 761 m）、穩斜角較大（88.52°、78.34°）、水垂比較大（2.52、2.65），且與周邊已鉆井呈“逆向”交叉趨勢，即B2 井深層與5 口井分離系數均小于1（圖2），防碰問題較嚴重，作業難度與風險較高。

圖2 分離系數掃描結果

通過生產動態與模擬分析后，地質油藏部門提出，油田北側A 平臺單筒雙井槽口A1H 井為低效井（該槽口目前僅作業1 口A1H 井），井身結構為Φ914.4 mm×112 m+Φ339.7 mm×187 m+Φ244.5 mm×2 147.57 m，在Φ215.9 mm水平段完鉆，下入篩管礫石充填防砂完井。

由于該平臺僅有1 口低效井，因此不需要進行槽口與側鉆井位匹配。首先，對A1H 井槽口側鉆B2 井井位的側鉆點進行優選（表1），將側鉆點500 m 與130 m 對比軌道后發現，該井的扭方位較大、最大全角變化率較高、井深較深且進尺變化不明顯，因此推薦130 m 淺層側鉆。然后，對棄置設計進行分析：①僅套銑切割回收Φ244.5 mm 套管后，Φ339.7 mm 表層套管開窗側鉆，后續井身結構無法實現兩口井作業要求；②由于該槽口為單筒雙井且平臺轉盤通孔直徑為Φ698.5 mm，因此該槽口隔水管重入方案困難且風險大；③由于Φ339.7 mm 表層套管與Φ914.4 mm 隔水管環空間隙較大，套銑作業過程中損傷隔水導管的風險小，采用水力割刀在Φ244.5 mm 套管內一次切割回收雙層套管（Φ244.5 mm 與Φ339.7 mm），比常規一次單層切割技術要節約工期和費用，可保證棄置作業的時效性，因此推薦雙層套管回收后隔水管鞋以下裸眼側鉆。后續開展相應的鉆井設計，綜合分析：①兩口井井深（2 912 m、2 386 m）較置換前共減少1 993 m；②穩斜角降至78.67°、59.25°；③水垂比降至1.94、1.20；④深層與周邊井分離系數均大于1，防碰風險大幅降低；⑤兩口井較置換前摩阻扭矩大幅減低，并減少一層井身結構；⑥鉆井總工期較置換前減少28%，費用降低20%左右。由此可見，通過采用槽口置換技術，兩口井作業風險降低且經濟效益優勢明顯。

表1 不同側鉆點的軌道設計

3.2 渤海某油田X/Y平臺

Y1 井是渤海某油田綜合調整階段的1 口生產井。由于該井靶點距離平臺1 900 m，設計井深2 850 m，井斜角由82°降至53°，且最大井斜角82°段長約1 100 m（圖3），作業難度大且風險高。

圖3 Y1井垂直投影

由于該油田生產平臺數量較多，通過篩選井位與周邊不同平臺的位置關系后發現，該井位距離X平臺較近（約480 m），可利用X 平臺低效井側鉆。地質油藏部門通過綜合分析認為，X1H2井鉆遇儲層物性差，滲透率較低，通過解堵措施治理后增油潛力低，定義該井為低效井且槽口可釋放。X1H2井前期已側鉆2 次，目前井身結構為Φ914.4 mm×110 m+Φ339.7 mm×241 m+Φ244.5 mm×656 m+Φ177.8 mm×（514～1 850） m，Φ152.4 mm 水平段鉆至2 128 m完鉆，下入篩管礫石充填防砂完井。由于該平臺僅有1 口低效井，因此不需要進行槽口與側鉆井位匹配。

首先，進行X1H2 井槽口側鉆Y1 井井位的側鉆點優選（表2），對比側鉆點686 m 與458 m 軌道后發現，側鉆點686 m 方案不僅最大全角變化率較高且進尺變化不明顯，而且需Φ177.8 mm 套管開窗側鉆Φ152.4 mm井眼導致后期再次調整側鉆難度大，因此推薦458 m淺層側鉆方案。

表2 不同側鉆點的軌道設計

然后，對棄置設計進行分析：①由于該井槽為單筒雙井且鄰井為高產井，因此隔水管重入方案不考慮；②Φ244.5 mm 套管固井水泥返高至250 m，且Φ244.5 mm 套管與Φ339.7 mm 套管環空小，存在居中度差導致套銑作業損傷本井或鄰井Φ339.7 mm 套管的風險，作業難度較大，因此套銑切割打撈Φ244.5 mm套管后Φ339.7 mm表層套管鞋下裸眼側鉆不推薦；③由于Φ177.8 mm 尾管掛頂深514 m，因此不需要套銑Φ177.8 mm 尾管，采用Φ244.5 mm 套管開窗側鉆Φ215.9 mm 井眼完鉆，作業風險與難度較小。

最后，開展相應的鉆井設計，綜合分析：①進尺較置換前減少1 688 m；②軌道剖面由“S”形優化至“J”形（圖4），穩斜角由82°優化為58.57°；③作業最大扭矩由40.81 kN·m 降低至13.97 kN·m，大幅度降低了作業難度；④鉆井工期減少20%，鉆井綜合費用降低15%左右。由此可見，通過采用槽口置換技術，大幅降低作業難度和風險，節約作業成本。

圖4 槽口置換前后軌道對比

4 結論

1）平臺槽口作為現有生產平臺設施的核心，其稀缺性和重要性日漸凸顯，因此高效利用井槽資源是發揮老油田最大產能效益的關鍵支撐，也是降低鉆井作業費用與風險的有效途徑。

2）根據目前渤海油田成熟的老井井眼側鉆工藝，建立槽口置換的流程與方法，并在現場成功應用，可盤活大量待利用的槽口資源，最大限度地降低鉆井作業風險與費用，預留出的空槽口以備后續油田調整井需要，從而實現井槽的高效利用。

3）槽口置換技術也可應用于渤海油田低效井側鉆設計中，建議地質與鉆井專業提前聯動與及時溝通，根據軌道特點與作業難度，優化配置老井槽口與側鉆井井位，助力推動地質工程一體化。