王曉鵬，韓耀圖

(中海石油 (中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

渤海油田的低效井，指產量低于10m3/d的井、長期注水開發(fā)導致儲層水淹的高含水井，以及工程原因 (出砂)或地質原因 (儲層物性差等)導致的低產井。據(jù)2014年9月初步統(tǒng)計渤海油田的低效井已達200余口，年遞減率已達8%～10%;其部分低效井已進入開發(fā)高含水中后期，采收率僅為20%～30%，采收率提升仍有較大空間。

目前，主要通過新鉆調整井，或以治理低效井的措施來提高油田的采收率;但新鉆調整井面臨著槽口資源有限、鉆機資源緊張、作業(yè)成本高、老平臺鉆井船就位風險高、部分槽口鉆井船無法覆蓋等困難;治理低效井手段主要為大修、調剖及長半徑側鉆等。大修、調剖等工藝操作簡單，受單井井控儲量和地層非均質性影響，部分剩余油仍無法波及。長半徑側鉆井主要受布井、鉆完井難度及成本的制約，并未在低效井中大規(guī)模推廣應用;尤其是目前國際原油價格處于低位，油田開發(fā)經濟門檻越來越高。所以需要進一步豐富剩余油挖潛手段，降低鉆完井投資。

1 剩余油分布

目前，渤海油田剩余油主要分布在油井間、油層頂部和斷層附近［1］。

1.1 油井間剩余油富集

渤海油田采用反九點面積注水開發(fā)，油水井間屬于該井網(wǎng)的主流線區(qū)域，水驅效果明顯好于油井間的原油滯留區(qū)，且該井網(wǎng)對角線位置的驅油效率明顯好于油井間位置。所以油井間是剩余油富集區(qū)域。其挖潛模式見圖1。

圖1 油井間剩余油挖潛模式示意圖Fig.1 Sketch map showing the residual oil potential tapping among oil wells

1.2 油層頂部剩余油富集

受正韻律沉積或重力的影響，縱向滲透率級差較小的反韻律砂體易出現(xiàn)中下部水淹，剩余油在厚油層頂部富集。其挖潛模式見圖2。

圖2 油層頂部剩余油挖潛模式示意圖Fig.2 Sketch map showing the residual oil potential tapping at top of oil zone

1.3 斷層附近剩余油富集

斷層的遮擋作用會造成注水系統(tǒng)不完善?？拷鼣鄬硬课凰屝Ч?，有利于形成剩余油富集區(qū)。

2 側鉆井挖潛

從剩余油分布及圖1、圖2可見，利用側鉆井技術可對渤海油田目前的剩余油進行有效挖潛，以提高采收率。

渤海油田結合陸地側鉆技術及自身鉆完井技術，創(chuàng)建了“利用低效井槽口，以長半徑側鉆技術為主、大力發(fā)展中短半徑側鉆技術、逐步試驗超短半徑側鉆技術”靈活多樣的技術發(fā)展思路。制約長半徑側鉆技術的主要因素是成本高，鉆完井成本每口井一般為2600～3000萬元，所以長半徑側鉆的重點是通過作業(yè)機具優(yōu)化及區(qū)域資源共享等手段降低投入成本。而利用修井機進行低成本的中短半徑側鉆技術將成為主要技術攻關方向。超短半徑側鉆技術應選擇不需要防砂的低滲透致密儲層，逐步開展試驗。這些技術有助于救活低效井，降低開發(fā)經濟門檻，提高油田整體采收率。

3 低效井側鉆技術

低效井側鉆技術已在國內外許多陸地油田得到廣泛應用，形成了包括井眼軌跡設計、套管開窗、地質導向及監(jiān)測、完井防砂等一系列完整的工藝措施和配套工具體系［2－11］。海上油田低效井側鉆技術主要為長半徑井眼側鉆，中短半徑側鉆目前還屬于“空白”。側鉆技術作業(yè)一般分為套管開窗作業(yè)、側鉆鉆進作業(yè)、完井作業(yè)3個階段。

3.1 套管開窗作業(yè)

渤海油田生產套管一般為 φ244.48mm和φ177.80mm，通常設計的開窗側鉆井眼尺寸為φ215.90mm和φ152.40mm。

針對長半徑側鉆井眼，渤海油田目前使用斯倫貝謝公司的一趟鉆開窗工具較多，可實現(xiàn)一趟鉆斜向器坐掛、開窗、修窗作業(yè)，作業(yè)時間短;但是該技術為國外公司壟斷，工具費用較高，所以需進一步研究一趟鉆國產化開窗工具及配套施工技術。

中短半徑側鉆井眼開窗窗口需滿足1.5°以上彎角動力鉆具通過，并能保證鉆完井管柱順利起下，該項技術需進一步研究實踐。

3.2 側鉆鉆進作業(yè)

渤海油田利用現(xiàn)有技術可完成造斜率在10°/30m以下井眼軌跡控制，該技術主要攻關方向為造斜率提高到 (10°～25°)/30m，實現(xiàn)一趟鉆完成造斜井段和穩(wěn)斜井段作業(yè)。

3.3 完井作業(yè)

渤海油田大部分儲層需要開展防砂作業(yè)，根據(jù)儲層特點優(yōu)化設計防砂效果好、作業(yè)時間短的防砂方式是低效井側鉆技術實施的關鍵。

4 低效井側鉆技術可行性分析

目前渤海油田剩余油主要分布在油井間滯留區(qū)、封閉斷層兩側及滲透率級差較小的厚油層頂部。側鉆方案設計時，應以剩余油分布規(guī)律為基礎，根據(jù)目標儲層的特點，匹配最優(yōu)的鉆完井技術方案。選擇側鉆定向井或水平井，同時由于造斜率的不同選擇長半徑、中半徑、中短半徑、短半徑和超短半徑。側鉆井眼軌跡按其造斜率的大小分為5種類型:造斜率 (1°～5°)/30m的為長半徑、(6°～20°)/30m 的為中半徑、(3°～10°)/m的為短半徑，介于中半徑和短半徑之間的為中短半徑、90°/0.3m的為超短半徑［12］。針對主要攻關的中短半徑側鉆技術開展了鉆完井技術方案可行性分析和修井機側鉆能力評估。

4.1 鉆井技術方案分析

陸地油田已有應用1.75°～2°彎角常規(guī)動力鉆具實施中短半徑側鉆的成功經驗。渤海油田1995年應用貝克休斯公司的短半徑造斜動力鉆具Angle Building、穩(wěn)斜動力鉆具Angle Building及MWD系統(tǒng)完成了短半徑徑向分支 CFD1－6－2DS井作業(yè)［13］。且海上油田多以定向井或水平井開發(fā)，積累了寶貴的井眼軌跡控制作業(yè)經驗。經初步研究論證，渤海常規(guī)的φ152.4mm鉆頭+動力鉆具+隨鉆測井工具 (LWD+MWD)+非磁鉆鋌+震擊器+鉆桿的鉆具組合可實現(xiàn)10°/30m以下的造斜率要求。如要實現(xiàn)大于10°/30m的造斜率，則需開展適合渤海油田疏松砂巖的動力鉆具鉆具組合及其配套的近鉆頭測斜/測井等工具的研究攻關工作。

4.2 完井技術方案分析

鉆遇的水層或泥巖層應用裸眼封隔器封隔，壓縮膨脹式和遇油、遇水膨脹式封隔器單獨或復配使用，以提高封隔效果，或采用固井方式封隔。根據(jù)儲層段特性，選擇優(yōu)質篩管防砂或礫石充填防砂。在鉆井施工中可考慮對原井眼進行擴眼，擴大套管尺寸選擇范圍，降低下入套管風險，滿足完井作業(yè)需求。

結合以上情況，研制了適用于渤海油田側鉆小井眼的井身結構和完井防砂技術方案 (表1)。

表1 渤海油田側鉆小井眼完井防砂技術方案表Table 1 Sidetrack slim-hole completion techniques for Bohai Oilfield

5 修井機側鉆能力評估

低效井側鉆首選修井機作業(yè)，以降低對大型資源的依賴。渤海油田修井機提升能力一般為90t、180t和225t。海洋修井機井架在額定載荷下能滿足修井工作要求;但當海洋修井機用于開窗側鉆作業(yè)時，其鉆井深度不能等同于修井深度，所以有必要對修井機的側鉆能力進行評估。

在此，以渤海某油田H1井為例，對修井機作業(yè)能力進行校核。

老井 (H1井)2001年投產，后由于出砂于2011年5月關井。生產套管尺寸為φ177.8mm，設計H1井開窗側鉆φ152.40mm井眼，井身結構見表2。

表2 H1井井身結構表Table 2 Wellbore configuration of Well H1

5.1 摩阻扭矩分析

5.1.1 提升能力

結合井眼軌跡，使用LandMark軟件進行校核，套管內摩擦系數(shù)取0.25，裸眼井段摩擦系數(shù)取0.4，結果見表3。

表3 提升能力對比分析表Table 3 Comparative analysis about enhancing capacity

校核結果顯示，常規(guī)具有90t以上提升能力的海洋修井機滿足作業(yè)要求。

5.1.2 扭矩分析

應用LandMark軟件，以最大造斜率25°/30m井眼軌跡為例進行扭矩分析，結果顯示，最大扭矩發(fā)生在鉆進至完鉆井深1636m處，為7.84kN·m。目前海洋修井機工作扭矩大于13.7kN·m，滿足作業(yè)要求。

5.2 水力分析

以最大造斜率25°/30m井眼軌跡為例進行水力分析，機械鉆速取25m/h，排量大于0.84m3/min，滿足井眼清潔要求，鉆進至完鉆井深最大泵壓為11.57MPa。渤海油田常規(guī)F－800型號的鉆井泵滿足作業(yè)要求。

6 經濟效益評估

以H1井為例，通過造斜率由常規(guī)的3°/30m放大至10°/30m，裸眼段長度減少662m(表4)，不動用鉆井船，并且規(guī)避上部防碰風險高的井段，成本降低581.85萬元。

表4 井眼軌跡對比分析表Table 4 Comparative analysis of well trajectory

同時通過區(qū)域資源共享等管理優(yōu)化措施，單井鉆完井成本可再降低610.77萬元。最終一口井鉆完井成本可減少1192.62萬元。

綜上分析，利用低效井中短半徑側鉆技術、管理措施可大幅度降低鉆井成本及剩余油挖潛經濟“門檻”，可提高經濟效益。

7 結束語

(1)通過剩余油挖潛模式分析，結合陸地及海上側鉆鉆完井技術，渤海油田提出了治理低效井的低成本側鉆新思路。

(2)渤海油田通過研究分析低效井側鉆技術、鉆完井技術方案可行性及評估修井機作業(yè)能力，充分論證了利用海上平臺現(xiàn)有修井機進行低效井中短半徑側鉆作業(yè)在渤海油田具有可行性;同時，評估了低效井側鉆技術應用經濟效益，通過減少裸眼段長度、規(guī)避上部作業(yè)風險段及區(qū)域資源共享等管理優(yōu)化措施，鉆完井成本可大幅降低。

(3)隨著渤海油田深入開發(fā)，低效井數(shù)量會隨之增加，側鉆技術推廣應用前景廣闊。因此，應加快側鉆中短半徑井眼配套技術 (一趟鉆開窗工具、動力鉆具組合中近鉆頭測井/測斜工具、固井防砂一體化工具等)研究，形成一整套技術體系，為油田提高采收率增加技術手段。

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