东海油气田钻井设备配置及适用性分析

关 德

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海200030） ＊

东海油气田钻井设备配置及适用性分析

关 德

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海200030）＊

东海海域油藏单个区块具有规模小、分布零散、低渗透率、埋藏深、单井开发经济效益较差等特点。总结了该海域使用模块钻机、修井机以及钻井船进行钻井作业的经验，分析了这3种钻井设备在该海域的适用性，并提出了设备配置建议。可以降低东海油气田钻井作业和工程建设成本，使该类油田具有开发效益。

海洋钻井设备；东海；适用性；分析

目前，东海海域的油气勘探开发主要集中在西湖凹陷，油气藏主要分布在西斜坡和中央反转构造带及西次凹。多为背斜、断背斜或断块构造。主要为砂岩、碎屑砂岩油气藏，埋深2 200～5 500m。上部属中孔中高渗储层，规模小，多为边底水油气藏，且水体能量充足，属于正常温度、压力系统。下部中深层或超深层多为低孔、低渗或特低渗储层，储量规模大，以层状边水凝析气藏为主，水体能量较弱。井深＞3 500m时为异常高压，随井深增加，压力系数有增大的趋势，目前钻探结果统计压力系数在1.1～1.6［1］。

本文结合东海油气开发策略——区域整合、滚动连片、上下互动，特别是针对东海深层的大规模低渗油气藏开发，研究现有钻井设备的能力及适用性，给出了东海未来钻机的配置思路，从而保障东海的勘探开发一体化进程和“二次跨越”的实现。

1 东海油气田钻井设备简介

东海油气田是在20纪80年代发现，从20纪90年代开始开发。由于多种原因，东海油气田的开发一直比较缓慢，整体仍处于勘探阶段，目前仅有平湖、八角亭、C1、C2油气田。在钻井装备方面，八角亭油田有1套提升能力2 250kN的海洋修井机，平湖、C1、C2油气田分别配有1套提升能力4 500kN的海洋模块钻机。另外，在建的有丽水36－1气田，预计2013年建成投产。

东海油气田在用钻井设备的技术参数如表1。

表1 东海油气田在用钻井设备的主要技术参数

1.1 平湖模块钻机

平湖油气田是我国东海发现的第1个以天然气为主的复合型油气田，钻机如图1所示（本文简称平湖模块钻机）。该钻机是美国NATIONAL OILWELL公司于1981年生产，于1992年在新西兰近海平台投入使用，钻了10口井，总进尺4×104m。1996－08，根据平湖油气田开发工程需要，由美国PAN INTERNATIONAL公司对钻机进行修理、改造、出厂预调试，于1998－07－24在平湖平台安装、调试完毕，并投入使用［2］。

图1 平湖模块钻机

平湖模块钻机首先完成了7口钻井船预钻油气井的回接、完井工作。1998—2007年，先后完成了13口新油气井及2口侧钻井的钻完井作业。

2007年，在完成全部平台计划钻井作业之后，根据油气生产的需要，为满足湿气压缩机的安装要求，对该钻机的主要配套设备进行改造：

1） 将原来的2台1600型泥浆泵换成了2台F－800型泥浆泵。

2） 将原来的6套灰罐拆除了2套。

3） 泥浆罐容量由原来的255m3减少为135m3。

由于平湖模块钻机设备老化、结构腐蚀比较严重，2010年经专业机构的检测、评估，井架承载能力由原来的6 500kN下降为4 000kN，仅为设计能力的61.5%。按照石油天然气行业标准《石油钻机井架分级评定规范》（SY6442—2000）、《石油钻机和修井机井架、底座承载能力检测评定方法》（SY／T 6326—2008）相关规范，评定级别为C级［3－4］。

2011年，由于挖潜、增产需要利用该钻机进行侧钻井作业，首先对模块钻机井架、底座进行修复，配套设备进行更新、改造、维修。为确保泥浆循环需要，钻井时又增加了1台F－1300型泥浆泵及1套60 m3的泥浆罐，基本恢复了该钻机的钻井作业能力。在4个多月的钻井过程中，完成了2口侧钻井的钻井作业，其中BB5井深度达4 682m，创造了该钻机在平湖区块使用以来的最深钻井纪录。

1.2 八角亭修井机

八角亭区块位于东海海域，在已生产的平湖平台正北偏东方向约7km处。八角亭平台原计划配置1套额定钩载为1 800kN的修井机，用于回接、完井以及后期生产过程中可能出现的油井检泵、气井小修等常规作业。在实际建造过程中，为节约投资和后期的挖潜，只用钻井船进行了BG1、BG2井预钻井，其他油气井计划采用修井机钻井。考虑到八角亭区块的实际井深＞3 000m，1 800kN修井机无法满足钻井要求，将修井机的提升能力定为2 250 kN级别。

八角亭修井机如图2所示。该修井机由南阳二机石油装备集团有限公司负责总体设计、建造及安装成橇，是该公司建造的第2台同类海洋修井机，也是目前国内具有最大提升能力的海洋修井机。

图2 八角亭修井机

该修井机于2006－09－27正式投入BG1、BG2井预钻井隔水套管安装、井口安装回接以及完井作业，创造了国内海洋修井机海上安装、调试、投入作业并取得成功的最快纪录。目前，八角亭修井机共进行了5口井的钻井作业。

1.3 C1模块钻机

C1模块钻机于2003－05在深圳胜宝旺码头正式开工建造，2005－07投入使用。钻机模块由DSM1／DSM2及DES A／DES B等4大块组成，每个模块的质量约600多t。该模块共有设备300多台套，即钻井设备、动力设备、安全设备、办公设备等。目前已圆满完成7口井的钻完井作业。

1.4 C2模块钻机

C2模块钻机采用了C1模块钻机的基本设计，在详细设计阶段进行了局部修改，优化了C1模块钻机暴露出的问题。C2模块钻机于2008－12开始建造，2009－07完成海上安装调试，目前已经完成了10口井的钻井任务。

2 现有钻井设备在东海海域的适用性分析

2.1 钻井船

对于小规模海洋油气田，为降低油气生产平台的建造成本，一般采用钻井船进行预钻井，然后在平台上建造修井机用于后期的生产维护。这样可以大幅度降低平台的操作负荷、简化平台结构、节约大量的工程建造费用。

但在油气田开发的前期，由于油藏地质的不确定性，在使用钻井船进行预钻井时可能无法完成所有油气井的钻井任务，需要根据后期的开发情况进行滚动开发。随着科技的进步，勘探与地质解释技术也会发展，会发现原来没有发现的油气储量，后期还存在钻井作业的可能性。这就要求平台配置的作业设备不能仅考虑修井作业，还要充分考虑到钻井的需要。为降低投资风险、提高经济效益，前期又不可能花费大量费用来建造平台钻机。

东海海域水深80～110m，探井及平台预钻井都采用钻井船作业。与“海洋石油941”号（如图3）类似的部分自升式钻井船由于作业水深、抗风能力等条件的制约，在东海部分海域和季节无法进行作业，而与“勘探3”号类似的半潜式钻井船则基本能够满足东海海域的作业要求。由于钻井船作业费率较高，遇到台风等极端环境条件处置比较困难，在平台建成后的生产、开发、挖潜井的作业中较少采用。

图3 海洋石油941

2.2 平台模块钻机

为了降低钻井作业成本，在井数达到一定数量后，通常采用平台模块钻机进行钻井作业，而尽量不采用钻井船钻井。尤其是在平台生产后期，同一平台一般都是单口开发井或侧钻井，很难1次有大量钻井作业。同时，平台建造时模块钻机已经在平台安装、调试完成，利用模块钻机进行作业时，作业进度计划比较容易控制、调整。与采用钻井船相比，不仅可以大幅度降低钻完井工程费用，也有利于整个平台生产的协调。

由于钻井船的使用费用较高，且作业时间不便于调整，在东海目前的平台钻井中，主要是采用平台模块钻机。截至2011年底，东海平台钻机钻井共40余口；利用八角亭修井机钻井5口。

根据地质勘探发现：东海常规油气埋藏一般在2 200～3 500m，低品位储量埋藏在3 500～5 500 m，且地层结构复杂。钻井作业需要采用127mm（5英寸）或139.7mm（5英寸）钻杆进行作业，而平台配置的3套钻机能力为7 000m（4英寸钻杆），基本满足现已发现的油气开发钻井要求。在3个钻井平台中，平湖平台由于投产较早，已经完成了平台所有井位的钻井任务，其中最深4 682m，钻机经改造后，用于后期的侧钻调整井的钻井作业。其他2套模块钻机目前钻井最深为4 966m，均在模块钻机许可钻井作业范围之内。

2.3 平台修井机

在实际的开发钻井过程中，通常采用多底、多分枝钻井技术，并采用射孔、压裂、酸化等综合采油手段，尽可能地提高采收率，以确保合理的经济效益。八角亭作为目前东海建造、投产最晚的一个生产平台，建造之初即遇到了这一难题。由于八角亭区块属于小规模的边际油田，油藏的不确定性使投资规模不确定。八角亭平台原计划用钻井船预钻井的4口气井和1口油井，也改为只预钻2口气井，剩余的油气井均改为根据后期油气开采情况，进行滚动开发。这就对平台作业设备的选型、配套带来了极大的矛盾：如果采用修井机，虽然能够满足八角亭区块井深＞4 000m井的修井作业需要，但不能满足后期增产作业、滚动开发的需要；若要满足后期钻井作业，按标准配置钻机，不仅会大幅超出投资预算，还存在投资不能回收的风险。为了解决这一矛盾，钻井设备的设计方案经过了多次变化，最终确定采用最大提升载荷为2 250kN、能够兼顾侧钻的海洋修井机，配置最基本的固控系统、BOP及控制系统。

2007－07，八角亭平台首次利用修井机进行了BO1井的钻井作业。BO1井是中海油第1口用修井机钻探成功的超薄油层、小井眼、水平多分支井（1个主井眼、3个分支井眼）。主井眼完钻井深3 375 m；水平分支井眼一从3 045m处侧钻，完钻井深3 330m；水平分支井眼二从3 167m处侧钻，完钻井深3 506.8m；水平分支井眼三从3 232m处侧钻，完钻井深3 396.55m，作业时间66.79d。

在总结BO1钻井经验的基础上，2008年再次在八角亭平台进行了BO2井钻井作业，该井建井周期129.69d。主井眼井深3 626m，总进尺8 478.2 m，创东海单井进尺最高纪录，是一口3底3分支6井眼分支井，具有较高难度。首次实现勘探、开发一体化。

BO1、BO2井的钻井作业，取得了在东海采用修井机钻井的重大突破，同时，也创造了中海油利用修井机进行超过3 600m（5英寸钻杆）钻井的最深纪录，为今后采用修井机钻井积累了宝贵经验。

2.4 钻井设备选用原则

1） 大多数钻井船由于自身强大的作业能力和自持能力，满足东海从探井到生产井的所有钻井作业要求，但成本较高，目前不建议在东海油气田使用。

2） 平台配置的模块钻机由于自身的作业能力达7 000m（4英寸钻杆），完全能够满足目前的钻井要求，且技术经济性较好，应优先选用。

3） 修井机钻井作为一种新型、经济的钻井设备，通过合理配置、精心组织、精细管理，在东海油田的生产、开发井、挖潜井作业中同样大有可为。

3 钻井设备配置思路

由于东海特有的单个区块规模小、分布零散、单井经济效益差等油藏特点，东海的大多数构造不适合建造包含大型模块钻机的生产平台。在已建成投产的4个平台中，目前只有平湖平台获得了较好的开发效益，但该平台也已经进入开采后期，探明储量基本动用完成，油、气井出水严重，产量降低显著，经济效益同步下降。

为了提高东海油气开发的经济效益，只能降低油气开采费用，其中采用合适的钻井设备降低钻单井费用，是最直接、最显著的方式。由于作业成本高，采用钻井船进行生产开发井、挖潜井的作业并不是一种合适的选择。

基于以上因素，提出几种钻井设备配置思路：

1） 埋藏较浅、单个小规模的油气藏构造，选用具有钻井功能的修井机进行钻井。

八角亭区块采用修井机钻井的成功经验表明：修井机钻井虽然受到设备能力和平台配套设施不足等因素的影响，作业中存在较大的困难，但通过合理配置、精细管理，对于类似八角亭这样的小区块，可以通过配置修井机来降低开发成本。

八角亭区块采用的是2 250kN海洋修井机，其建造费用远低于1套4 500kN海洋钻机的建造费用。由于采用修井机配置，同时缩小平台甲板面积、减轻平台载荷、大幅降低了八角亭平台导管架结构的承载能力，从而大幅度降低了平台的工程建造费用，满足了油气田开发的经济指标要求。

但是，由于修井机作业提升能力储备较小，导致处理事故能力相对较弱。对于深井和复杂井身结构的井钻井难度较大。为了作业安全，对泥浆体系、钻具组合等方面也有更高的要求。

2） 单个规模较大的油区，选用平台模块钻机。

平湖平台模块钻机自1996年投产以来，在平湖完成生产开发井、挖潜井的钻井和回接完井25口，产生了良好的经济效益，为东海油气的开发起到了积极作用。因此，对于具有探明储量类似平湖区块的油区，可以按照油气井设计的作业深度，配置相应的平台模块钻机，在平台建设完成后采用平台模块钻机钻井，降低钻井费用。

3） 对于一次性衰竭开采，选用钻井船预钻井、回接，直接投产。

鉴于东海目前探明的部分油气区块是小规模储量，设计开发井位可能只有很少的几口，可考虑采用钻井船预钻井、回接，直接投产模式，建造简易生产平台进行一次性衰竭开采，大幅度减小平台固定资产投资规模，提高经济效益。

4） 分布零散、单井经济效益差的边际区块建立中心平台，采用大位移钻井技术。

东海油气具有单个区块规模小、分布零散、单井经济效益差的特点。另外，东海海域水深在80～110m，台风季节是每年5～11月，使平台的建造成本远高于渤海海域。考虑到东海深层次的低品位油藏，需要采用测试、压裂、酸化等措施进行辅助作业。钻井船不仅作业费率高，而且提供的作业时间较短、作业灵活性较差。采用钻井船进行作业将大幅度提高钻井费用，导致部分油气储量没有开采价值。

对于单井经济效益差的边际区块，如果单独建立平台、铺设海管是无法满足经济考核指标的。可以考虑在一个具有较大规模的油区建立中心平台，配置9 000～10 000m的深井模块钻机，利用大位移钻井技术，对中心平台周边10 000m以内的边际区块进行开发，不仅可以降低平台建造成本，而且由于没有海管，也降低了溢油风险。

5） 对现有的3套6 000m模块钻机进行升级改造，选用高性能的钻井泥浆体系，合理地配置钻井井下工具组合，采用“悬链线”设计技术优化井眼轨迹等先进钻井技术，充分利用现有的平台、油气输送和处理设备，利用大位移钻井技术对平台周围的边际油藏进行开发，也是加快东海油气开发的方案之一。

4） 对于一次性衰竭开采，采用钻井船预钻井、回接，直接投产。

5） 分布零散、单井经济效益差的边际区块应建立中心平台，采用大位移钻井技术，实现经济开发。

4 结论

1） 根据不同的区块结构和油藏特点，采用不同的钻井开发方式，利用不同钻井设备的组合模式，能最大限度地减少前期固定资产投资，从而降低东海油气田钻井作业和工程建设成本，提高油田的开采经济效益。

2） 埋藏较浅、单个小规模的油气藏构造采用具有钻井功能的修井机钻井技术。

3） 单个规模较大的油区配置平台模块钻机。

［1］ 王群超.底水油藏高效开发的一个成功实例：东海平湖油气田花港组油藏开发技术［J］.中国海上油气，2007，19（3）：167－171.

［2］ 曹学军，杨炳益.平湖油气田开发工程概述［J］.中国海上油气，1999，11（增刊）：1－4.

［3］ 刘孔忠，聂宝栋，姜 涛.平湖油气田综合平台扩建方案设计与优化［J］.中国海上油气，2004，16（5）：350－356.

［4］ 第四石油机械厂.ZJ50／3150DB海洋钻机产品使用说明书［G］.2009.

1001－3482（2012）07－0088－05

TE951

B

2012－06－10

关 德（1962－），男，山西临汾人，高级工程师，博士，主要从事海洋石油与天然气工程及开采研究，E－mail：guande＠cnooc.com.cn。