海上低成本侧钻调整井的可行性研究与实施

和鹏飞

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

海上低成本侧钻调整井的可行性研究与实施

和鹏飞

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

海上油气开发一直以高成本、高风险著称，做好成本控制是低原油价格时代对渤海钻完井提出的极大挑战，尤其是小项目零散调整井作业。为此，在充分认识调整井作业难点、深入分析钻井成本组成的基础上，渤海油田提出利用停产井侧钻新井位，最大化利用老井眼井段，通过油藏工程的可行性论证，优化设计靶点、充分探边、释放剩余产能，钻完井工程一路优化定向井轨迹与井身结构，采用钻修机设备、引入国产旋转导向及随钻测井系统，在保证能够实现作业的前提下，充分降低作业成本。最终圆满完成轨迹导向和测井任务，有效实现侧钻水平井着陆。侧钻井整体降本14.7%，产量达到钻前配产的2.2倍，效果显著。

海上油田；旋转导向;随钻测井;侧钻;调整井

0 引 言

成本控制是油气勘探开发的主要工作和长期战略目标，国内外各石油公司均依托于技术和工艺的发展进行成本控制[1-2]。对于调整井来说，作为油田开发过程中为改善井网注采关系或加密井网进行的新钻井，一般具有零散、不集中等特点，无法形成规模效应而导致单井成本较高。国内外各大油田针对此问题开展了长期的技术研究，主要包括以PDC钻头和旋转导向系统为代表的提高钻井效率工具的应用，和以小井眼井身结构技术、水平井和大位移井技术、侧钻井技术和海上丛式井批钻技术为代表的工艺革新[3-5]。

目前渤海大部分油田已经处于开发后期，因此调整井作业成为近几年渤海钻完井的主要作业方向。自2015年以来，国际原油价格一路走低，对渤海油田调整井的影响尤为严重。在对渤海油田调整井发展的趋势和作业难点做深入分析的基础上，以目前的单井作业成本组成为解析目标，得出降低成本的关键所在，并以此为基础提出对应的技术措施，最终成功实现大幅度降低成本的目的。

1 渤海调整井发展趋势与作业难点

首先，井网调整与兼探同步，向构造低部位以及外围探边发展。由此调整井的油藏不确定性不断增加，潜在地层风险逐步升高。由表1可以看出渤海某项目的调整井中兼探井所占比例一直较高。如图1所示，在A平台作业中，兼探性质的调整井实则是“探井”。

表1 渤海某项目兼探井比例统计

图1 A平台调整井油藏工程计划Fig.1 Reservoir planning for A platform

其次，部分槽口平台、钻井平台无法实施就位覆盖。海上平台寿命有限，老油田稳产压力大(年递减率8%～10%)[6-7]，需不断钻调整井或者治理低效井提高采收率。如图2所示，一方面槽口平台附近之前钻井平台频繁就位导致桩靴“老脚印”极多，这给后续的就位作业带来极大的困难，滑移风险极高[8-10]，极端情况下可能导致钻井平台与槽口平台相撞；另一方面，受部分槽口平台自身附属设施(飞机甲板、海管海缆等)以及邻近槽口平台影响，钻井平台无法抛锚、就位进行作业。

图2 Y槽口平台旁的就位“老脚印”Fig.2 Footmark near Y platform

第三，槽口平台自带钻修机设备，钻机能力有限。渤海大部分槽口平台为满足平台不定期的修井作业，自带钻修机设备，一般提升吨位为135.0 t、180.0 t和225.0 t，一些调整井在钻井平台无法就位时，自身钻修机设备能力不足以满足作业要求。

最后，国际原油价格低迷，单井成本较高。此文成文时大庆原油价格跌至30.0美元/桶，而浅海钻井米成本是陆地作业模式的10倍左右[5]，高昂的成本对于钻完井作业是致命的。

2 技术思路

降低或者控制成本的关键在于对目前单井成本的综合分析，通过分析可以得出各项费用所占比例以及哪些可以控制、降低，同时以此为基础做技术策略的选择。

2.1 成本分析

图3为渤海代表性的水平井成本费用组成，从图中可以看出占用比例最大的是钻井平台费用，近30%，其次是定向井工具费用(包括测井工具)，约占1/6，其他主要是各项材料费用以及供应船费用[11]。

图3 渤海X井的成本组成Fig.3 Cost analysis for well X

2.2 降本技术措施

优先考虑利用钻修机模式进行调整井作业，降低钻机费用，同时避免钻井平台就位的潜在问题。

优化油藏工程靶点设计，充分利用槽口平台停产井进行深层侧钻，一方面减小钻修机作业的下套管吨位压力，避免固井作业，省去固井泵、干水泥罐等大型设备的安装；另一方面，提高老井筒的利用率，减少作业费用。

引入国产工具，降低费用，尤其是定向井工具和随钻测井工具。渤海油田每年有90.0%以上的水平井、随钻测井作业采用斯伦贝谢、贝克休斯的旋转导向系统及配套测井工具完成，此类工具租赁费用极高，严重影响成本控制。

3 低成本侧钻调整井的关键技术分析

以B油田为例，该油田开发近30年，进入高采出程度、高含水阶段。针对油田开发后期的调整措施，除了与补孔、有机解堵相结合进行大泵提液之外，在剩余油富集区以及井网不完善区域部署调整井进一步挖潜。其中海8井为1987年投产的定向井，至2010年含水达到84.2%，停泵关停。根据周边海7井、海5井生产情况分析，认为井网外围仍有探边、挖潜潜质。

3.1 油藏工程

基于剩余油分布认识，认为剩余油在纵向上主要分布在储层上部，下部已经形成次底水，因此侧钻井型选择水平井方式，水平段靠近油层顶部，如图4所示。

在平面上，受构造、边水驱替及井网不完善的影响，油田构造高部位的井间剩余油富集，含水率小于80.0%的剩余油厚度在7.0 m以上，侧钻目的层位于东营组。

图4 海8H1井的油藏工程设计Fig.4 Target spot for Hai 8H1

3.2 钻井工程

3.2.1侧钻点的选择与定向井轨迹设计

侧钻点的选择考虑两个方面：一是要尽量提高老井眼的利用率，减小进尺浪费；二是贴合定向井轨迹设计，轨迹尽量简单，利于实施[12]。通过Landmark软件的模拟计算，选择在1400.0m左右的位置进行侧钻。表2为侧钻点的优选对比，整个侧钻轨迹井斜角变化近70.0°，累计扭方位近60.0°，侧钻点位于馆陶组地层。

表2 侧钻点的对比

3.2.2井身结构设计

表3 海8H1井身结构数据

3.2.3钻修机能力的校核

但是如果采用螺杆马达滑动模式，计算滑动时下放悬重仅有35.0t左右，考虑深层侧钻滑动困难，且主要是扭方位设计，因此决定采用旋转导向及随钻测井(LWD)仪器。一方面利于提高钻进效率，另一方面采用螺杆马达后随钻测量(MWD)测点以及随钻测井仪器的测点距离钻头较远，在20.0m以上，不利于轨迹的控制以及地层物性的把握[13-17]。考虑到成本问题，对国产旋转导向及测井仪器做适应性分析。

3.2.4国产旋转导向和随钻测井系统的应用

渤海所用国产旋转导向和随钻测井系统是中海油服公司自主研发的Welleader和Drilog。Welleader是以涡轮发电机供电、推靠式工作原理的旋转导向系统，可实现精度近钻头井斜连续测量，通过地面程控分流指令下传，狗腿度控制能力为6.0°/30.0m。随钻测井仪器是具备定向测量能力、可测量电阻率/自然伽马的随钻测井系统。

在结构组成方面，Drilog和Welleader系统构架主要包括嵌入式地面系统、地面系统软件、地面仪器工作间、MWD子系统、井下仪器控制器短节、电阻率伽马测井仪、涡轮发电机、有线柔性短节和导向力控制单元，如图5所示。

图5 国产旋转导向及随钻测井系统组成示意图Fig.5 Component of Welleader and Drilog

工作原理上，Welleader是推靠式导向，三个独立推靠翼肋，产生合成导向力矢量，通过井下涡轮发电机供电，非接触滑环传输，电机-液压泵-缸压闭环驱动控制。Drilog内部的MWD系统由液压推动式脉冲器和控制器组成：脉冲器通过蘑菇头和限流环配合，产生泥浆脉冲，实现随钻测井数据接收、编码和脉冲器驱动等功能；其定向测量的定向探管通过3轴磁通门+3轴加速度计测量，解算获得井斜、方位、工具面；随钻测伽马及电阻率是一体化的双参数随钻测井仪，可进行电磁波电阻率和自然伽马测量。

系统特征方面，采用泥浆正脉冲遥传速率；有井斜角(量程0°～180.0°，精度±0.2°)、方位角(量程0°～360.0°，精度±0.50°)、工具面角(量程0°～360.0°，精度±2.0°)测量功能；四发双收和双频对称补偿电阻率；NaI闪烁晶体探测器自然伽马测量；1.5m近钻头井斜测量。

4 现场应用与经济效益评价

4.1 现场应用

4.1.1实际轨迹控制情况

在海8H1井实际作业中，采用国产旋转导向及随钻测井系统累计进尺850.0m，Welleader在明化镇、馆陶地层使用30.0%～40.0%导向力，在东营组使用30.0%～60.0%导向力，即达到了设计造斜率3.0°～3.5°/30m的要求，工具造斜率表现稳定。近钻头测斜数据与MWD测斜数据基本一致，能准确反映实时造斜率的情况，如图6所示。使用0.5bit/s传输速率，信号良好，解码成功率95.0%以上，一次测斜成功率100.0%，侧钻点测斜数据与老井眼一致性较高，衔接良好。

4.1.2测井资料质量

Drilog测井曲线对不同岩性的响应准确，通过与临井斯伦贝谢Neoscop测井曲线对比，一致性高，如图7所示为实时传输电阻率的对比。

图6 近钻头测斜与MWD测斜的对比Fig.6 Inclination comparison of Welleader and MWD

图7 电阻率曲线对比Fig.7 Resistivity comparison of Drilog and Neoscope

4.2 经济效益评价

海8H1井投产后，实际稳产产量110.0m3/d，超过设计配产2.2倍，作业后计算每立方米成本降低达到14.7%，取得明显的降本成果和产量成绩。

5 结 语

国内油气开发成本中钻井所占比例较大，而钻井降本的主要途径是充分利用老井眼、引入国产工具降低租赁费用等措施。国产旋转导向和随钻测井系统在渤海深层侧钻调整井的应用，提出了低油价行情下的降本新举措，在实现全旋转钻进的同时，降低定向井工具费用，具有较大的应用前景。目前国产旋转导向和随钻测井系统仍处于初步应用阶段，虽然总体完成作业任务，但是尚有通信以及配套设备等需要改进的地方，持续改进所产生的提效空间仍然充足。

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TechnologyofSideTrackAdjustmentWellwithLowCostinBohai

HE Peng-fei

(CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin300452,China)

International crude oil prices continued to decline in 2015, approaching MYM30.0 per barrel. This seriously impacts the domestic oil and gas development upstream industry. Offshore oil and gas development known for high cost, high risk, low oil prices in the doldrums makes a great challenge to Bohai drilling and completion, especially for small projects with scattered adjustment wells. On the basis of studying the difficulties and analyzing the cost, through the side drilling and using of domestic rotary steering and longing tools, Bohai oil field has achieved the horizontal well. The overall cost is reduced by 14.7%, and the production reaches 2.2 times the proration before drilling. The effect is significant.

offshore oil field； rotary steering system； logging while drilling tool； side track； adjustment well

2016-07-13

和鹏飞(1987—)，男，工程师，主要从事海洋石油钻井技术监督工作。

TE54

A

2095-7297(2016)04-0212-05