渤海油田丛式井综合调整加密防碰技术

林家昱，王晓鹏，张羽臣，张磊，李进

中海石油（中国）有限公司天津分公司 （天津 300459）

随着油田的不断开发，中海石油渤海油田（以下简称渤海油田） 部分油井年产量递减已达到8%~10%，目前已进入综合调整阶段[1]。 海上丛式井组加密调整井需在原本密集的老井网基础上插入一张新井网， 随着海洋丛式钻井与加密井工艺技术的日益成熟，尤其是小井距密集丛式定向井技术，井数多、井距小导致的海洋丛式平台定向井浅层防碰和深层防碰问题也越来越突出[2-4]。 如何避免新井眼与老井眼空间上碰撞，是一项技术挑战[5]。 调整井数量增多及外挂井槽、外加桩腿等使井间距越来越小，为节省平台空间面积，井槽间距由2.0 m×2.0 m 缩小至1.5 m×1.7 m，防碰风险由浅层防碰演变为深浅层防碰，由单点风险扩展为多点风险。 轨迹交碰钻穿邻井套管事故风险增大，轻者会使井眼报废，重者造成井喷损毁平台， 甚至造成海洋环境的严重污染及人员伤亡[6]。 针对海上密集丛式井防碰问题，分析了目前渤海油田整体加密技术现状，研究了陀螺复测、靶点优化调整及重点防碰井段牙轮钻头的使用， 重点研究了防碰风险高的单筒双井所使用的占位技术、表层预斜技术及丛式井防碰预警技术， 给出了密集丛式井工程一体系统化防碰方案， 并以绥中36-1 油田Ⅱ期综合调整方案为例进行说明， 现场应用效果良好。

1 渤海油田整体加密技术现状

渤海油田规模实施调整井推动油气上产， 提高油田开发效益，以绥中36-1 油田为起点，逐步拓展加密调整技术， 截至目前已有7 个油田实施加密调整，其中主力油田秦皇岛32-6、绥中36-1 油田调整方案已经实施完毕（表1）。

绥中36-1 油田经历了I 期开发、 Ⅱ期开发，2009 年开始实施加密调整。海上平台井槽槽口间距为2.0 m×1.8 m，油井间距为350 m×175 m×90 m，随I 期与Ⅱ期综合加密调整的实施， 加密调整井的实施难度越来越大，尤其是Ⅱ期综合加密调整。

随着调整加密的进行，如图1—图3 所示，井眼轨迹三维大幅度变化，井间距越来越小，由浅层风险演变为深浅层风险，由单点风险扩展为多点风险。若钻穿邻井套管，轻者会使井眼报废，重者造成井喷损毁平台。

表1 渤海油田加密调整井情况

图1 绥中36-1 油田A 平台加密前井眼轨迹水平投影

图2 绥中36-1 油田A 平台加密后井眼轨迹水平投影

图3 渤海X 平台槽口区轨迹图

目前调整井普遍存在“三多”问题：槽口多（槽口间距变小）、调整批次多、同一储层布井多，这给现场防碰工作带来很大困难， 另外老井轨迹数据不准确，直井段一般都是多点测斜数据，甚至有的井没有数据，MWD 测量数据测点距离大。 如图4 所示，很多井需要穿过误差椭圆，由于调整井的局限性，靶点和轨迹的调整余地非常有限， 使得许多井在设计阶段就已经穿过误差椭圆， 实钻过程中的碰撞风险非常大。

图4 绥中36-1 油田A 平台轨迹误差椭圆投影图

2 丛式井调整加密技术

2.1 观察井眼相碰征兆

钻进过程中对于重点防碰井段定向井工程师、录井人员、井队人员及现场监督多部门应密切配合，紧密观察作业中可能发生的相碰征兆。 常见的相碰征兆如下：①钻井参数异常。 扭矩波动明显（旋转钻进时），钻具蹩跳，钻压有增无减，钻速变慢，泵压升高（带马达旋转钻进时）等；②MWD 的Btotal 值和Dip 值异常，超出该地区正常值的±2%；③振动筛返出水泥（邻井有水泥封固），甚至铁屑；④钻具短暂放空（邻井无水泥封固）；⑤聆听到被碰撞井套管存在敲击声音； ⑥互为单筒双井或邻井套管头翼阀打开时有钻井液返出（套管环空未挤水泥）；⑦发生井漏或井涌。

钻遇或钻穿套管后可能出现下列现象： 返出有水泥或铁屑；返出流量异常；井涌；井漏；邻井套压变化或套管试压不合格等。 一旦有钻具憋跳以及井眼相碰预兆，立即将钻具提离井底5 m 以上，同时将泵排量降至20 冲/min，并降低转速，禁止在井底大排量循环，并通知钻井监督，等候处理。

2.2 综合调整加密技术

2.2.1 陀螺复测轨迹数据

海上丛式井槽口间距一般在1.8 m 内， 井深120 m 后开始造斜， 因此在井深小于120 m 的浅层井段相碰风险较高， 需要对待钻井与已钻井轨迹数据有较好的认识，常规随钻测量（MWD）抗套管等磁干扰能力较差，因此现场采用自动寻北速度快、抗磁干扰能力强的陀螺测斜仪进行测量[7]，其具体测试流程如图5 所示。

图5 陀螺复测流程图

1）老井KEEPER 陀螺复测：平台上老井浅层测量时为多点数据，测量误差大。 平台钻新井前，提前进行陀螺复测，根据陀螺数据精确设计轨迹，建立老平台轨迹数据库，输入新井测量的数据，降低碰撞风险。

2）新井KEEPER 陀螺复测：对于新钻井，在陀螺定向、表层结束及完钻后均需要复测轨迹。

2.2.2 合理安排槽口排布及优化造斜点

根据轨迹的初步设计， 应用Compass 软件与邻井、邻平台进行防碰扫描，从中心距离、分离系数、位置关系等多方面进行防碰综合分析， 并据此进行防碰绕障优化。根据井眼方位依次布井，尽量避免井与井立体交叉；造斜点深度一般外排浅，内排深，同时造斜点错开30 m 以上[8]；外排井采用不低于内排井造斜率，外排井表层预斜。

2.2.3 靶点优化调整

在油田前期研究设计中， 根据井槽坐标和靶点坐标进行整体优化设计[9]，对新井及老井均采用防碰扫描分析，防碰扫描的标准可采用分离系数结合理论井眼间距的方法， 通常新油气田的井设计分离系数宜不小于1.5，加密调整井设计分离系数应大于1.0，将存在深层防碰风险及扭方位度数大、狗腿度大等存在施工难度的井， 通过调整靶点优化井眼轨迹。

2.2.4 牙轮钻头通过防碰井段

相对PDC 复合金刚石钻头而言，牙轮钻头齿比较钝，破碎岩石以压入冲击为主，剪切力比较小，在钻遇邻井套管时不易将套管钻穿。 表层井段和防碰绕障井段直接使用牙轮钻头钻进，降低碰撞风险。

2.2.5 精确定向井轨迹控制

为使丛式井轨迹整体防碰， 需要综合运用直井段防斜打直、初始定向时工具面的精准度、陀螺复测上部轨迹、防碰绕障、旋转导向近钻头测斜等多种技术精确控制井眼轨迹[10]。

隔水导管初始打桩时不直会导致表层、 直井段偏斜， 容易使钻头在出导管鞋时沿着隔水导管偏斜方向钻进，给轨迹控制带来难度。

2.2.6 表层预斜及占位钻具技术

为了节省甲板面积，充分利用槽口资源，通常海上在槽口布局优化中将平台井槽区四角布置单筒双井，这将会给轨道防碰设计、钻井作业施工及后期弃置工作带来较大难度。为避免轨迹交碰，单筒双井在钻井设计及施工时须采用表层预斜及占位钻具等技术措施，具体体现在以下几方面：①表层预斜技术将外排槽口在密集的槽口区进行有效的井眼分离，在轨道设计时预先进行扭方位设计，钻至安全井段后，再按预定方向设计轨道；②由于表层预斜，表层下入较深，常规表层预斜技术无法满足，需要使用占位钻具，能有效实现表层闭路深钻及轨迹精确控制。

2.2.7 丛式井防碰预警装置

根据振动信号在不同介质中的传播及衰减规律， 研究了钻头振动信号在地层及套管中距离识别方法，建立分析相对距离识别模型，实现了通过软件对地下防碰情况的实时监测。 可以实现单平台和多平台的实时监测，同时监控井数可达4～8 口，该装置操作程序简单，防碰预警灵敏性高。

3 实例分析

绥中36-1 油田Ⅱ期综合调整方案，利用N 平台井槽实施F、H 区调整井作业，共24 口井，属于老油田加密调整井，防碰风险高，因此根据上述的丛式井综合调整加密技术进行了加密调整井的设计及实施。

3.1 加强观察碰撞征兆

加密调整井的钻井过程中， 应时刻注意相碰征兆，如注意扭矩、泵压突然增高，钻具短暂放空（邻井无水泥封固），MWD 的Btotal 值异常，超出该地区正常值的±2%，则应分析是否发生了碰撞。

3.2 KEEPER 陀螺复测

由于绥中36-1 油田是20 世纪90 年代开发的老油田，井眼轨迹的测量结果精确度不高，为避免与老井发生碰撞， 对绥中36-1 油田Ⅱ期综合调整的新井及相碰风险高的20 口老井进行了陀螺复测井斜数据，复测井段0～1 550 m。具体见表2。钻新井过程中，在陀螺定向后、表层结束及完钻后均进行了复测轨迹。

表2 陀螺复测井段

通过陀螺复测，老井的复测结果，井眼中心距偏差1～9 m。 而新井测量间距为10 m/点，测量深度仪器所能下达的最大深度，保证了井眼轨迹的准确性。

3.3 槽口靶点优化

N 平台总计35 个井槽，呈5 m×7 m 分布，本次实施24 口井的调整。根据钻井顺序，造斜点外排浅，内排深，外排井造斜率3°/30 m 以上，以保证井眼空间分布无任何交叉现象。

部分调整井上部井段穿过F 平台老井，深层要穿过H 平台老井，相碰风险高。 经过调整靶点，全井段分离系数大于1，N6、N15H、N17H 等总计11 口井调整靶点，满足地质油藏的前提下，大大减轻了防碰压力，具体的槽口-靶点优化结果如图6 所示。

图6 槽口优化结果

3.4 牙轮钻头钻过防碰井段

牙轮钻头钻遇邻井套管相碰征兆明显， 因此对于相碰风险高的井，如表3 所示，需根据井眼轨迹数据准确性、防碰绕障、井眼中心距及分离系数综合分析。

通过对调整井进行调整， 绕障前后同样井深同样垂深与老井最近距离增大20 m 以上、 分离系数全部大于1，满足综合调整井防碰要求。

表3 相碰风险高井牙轮钻头通过井段

3.5 精确轨迹控制

钻具组合：406.4 mm(16")CONE-Bit+244.5 mm(")PDM（438 mm1.5°）+203.2 mm(8")F/V+311.2 mm(")STB+203.2 mm(8")NMDC+203.2 mm(8")HOS+203.2 mm(8")NMDC+203.2 mm(8")UBHO +203.2 mm(8")（F/J+JAR）+X/O+127 mm(5")HWDP×13。表层采用海水开路钻进，滑动井段钻压1～3 t，排量2 200～3 600 L/min； 旋转井段的钻压0.5～1 t，排量3 200～4 100 L/min，转速30～60 r/min。 起始造斜井段不进行倒划眼，同时扫稠膨润土浆清洁井眼。

二开轨迹控制，钻具组合采用马达钻具组合（上部井段）+旋转导向（下部井段），防碰井段使用牙轮钻头。根据邻井造斜率情况，优选扶正器尺寸。优化钻井顺序，减少相碰井数和风险。 加密捞砂取样，分析所钻遇地层情况， 防碰井段尽量保持钻井参数恒定，便于分析判断。

3.6 丛式井防碰预警装置

根据钻头振动信号在地层及套管中传播及衰减规律， 通过安装在套管头上的传感器接受钻头振动信号，计算识别在钻井钻头距该井套管的最近距离，实现了地下防碰情况的实时监测。 绥中361C3 平台C45H、C61H、C52H、C55H 计4 口井，进行了该装置的应用，工作性能稳定，软件的识别能力强，现场应用效果良好。 绥中36-1 油田经过Ⅱ期加密井综合调整方案后，仅N 平台加密钻井数多达24 口，最小井间距仅1.5 m×1.7 m，未发生一起钻穿邻井套管事故，为渤海油田安全高效开发提供了宝贵经验。

4 结论

1）针对海上密集丛式井防碰问题，分析了目前渤海油田整体加密技术现状，指出了井眼相碰征兆。

2）系统性介绍了现在海上调整加密的关键技术，研究了陀螺复测、靶点优化调整，重点防碰井段牙轮钻头的使用， 以及相碰风险高的单筒双井所使用的占位技术及表层预斜技术。

3）随着防碰技术的发展，更加智能、准确、简便的技术应运而生， 丛式井防碰预警装置作业程序简单，能够大大提高防碰预警灵敏性。

4）应用丛式井加密调整关键技术对绥中36-1油田经过Ⅱ期加密井综合进行了实例应用分析，未发生一起钻穿邻井套管事故。