李 濱 劉書杰 耿亞楠 岳家平

(中海油研究總院 北京 100028)

海上油田叢式井平臺位置優(yōu)化方法研究與應(yīng)用*

李 濱 劉書杰 耿亞楠 岳家平

(中海油研究總院 北京 100028)

針對以鉆井總進(jìn)尺為依據(jù)選擇海上油田叢式井鉆井平臺位置的方法存在無法完全反映鉆井時間和費用的問題，通過對定向井鉆井難度評價，開展了定向井鉆井難度系數(shù)與機械鉆速變化規(guī)律以及造斜段與穩(wěn)斜段機械鉆速變化規(guī)律的研究,確定了平臺位置所對應(yīng)的總鉆井時間，并在此基礎(chǔ)上建立了以鉆井時間和費用為標(biāo)準(zhǔn)的海上油田叢式井平臺位置優(yōu)化方法。應(yīng)用實例計算表明，本文所建立的海上油田叢式井平臺位置優(yōu)化方法可有效節(jié)約鉆井成本，有利于高效開發(fā)海上油氣田。

海上油田；叢式井；平臺位置；優(yōu)化方法；鉆井時間；定向井難度系數(shù)；機械鉆速；鉆井費用

海上油田開發(fā)具有高風(fēng)險、高投入及受海上環(huán)境條件限制等特點，因此井口平臺位置的合理選擇是降低海上鉆井投資及風(fēng)險、提高油田開發(fā)效益的關(guān)鍵[1]，目前已形成“水平位移之和最小”、“總井深之和最小”、“井深與總水平位移之和最小”等平臺位置優(yōu)選方法[2-4]。盡管決定鉆井投資大小的指標(biāo)與鉆井進(jìn)尺有關(guān)，但其最終與鉆井周期有直接關(guān)系，而鉆井周期長短不但與總進(jìn)尺有關(guān)，還與機械鉆速密切相關(guān)。因此，現(xiàn)有的平臺位置優(yōu)選方法存在僅以鉆井進(jìn)尺作為衡量鉆井投資高低的標(biāo)準(zhǔn)、無法準(zhǔn)確評估鉆井難度對鉆井時間和鉆井投資的影響等問題。為改善上述不足，優(yōu)選出更加合理的鉆井平臺位置，在平臺位置選擇時不能僅依靠總進(jìn)尺來衡量鉆井成本，而要在準(zhǔn)確預(yù)測機械鉆速基礎(chǔ)上，準(zhǔn)確預(yù)測鉆井時間，進(jìn)而形成一套以鉆井時間和投資最小為目標(biāo)的叢式井平臺位置優(yōu)選方法。筆者通過對定向井難度系數(shù)與機械鉆速變化規(guī)律以及造斜段和穩(wěn)斜段機械鉆速變化規(guī)律的研究，對鉆井時間進(jìn)行了準(zhǔn)確預(yù)測，進(jìn)而形成了以鉆井投資最小為目標(biāo)的叢式井平臺位置優(yōu)化方法，并進(jìn)行了應(yīng)用實例分析，顯著降低了海上油田叢式井鉆井投資費用。

1 定向井鉆井時間預(yù)測

準(zhǔn)確預(yù)測鉆井時間，需要準(zhǔn)確評估不同定向井的鉆井難度及對應(yīng)的機械鉆速。鉆井難度的評價可以通過建立鉆井難度評價參數(shù)來反映，同時也可以通過井眼軌跡中造斜井段與穩(wěn)斜井段的長度來衡量[5-7]。本文選擇上述2種方法預(yù)測鉆井時間,為平臺位置優(yōu)選奠定基礎(chǔ)。

1.1 定向井難度系數(shù)與機械鉆速變化規(guī)律

目前還沒有統(tǒng)一的定向井鉆井難度評價指標(biāo)，通常只能用井深、井斜、全角變化率等參數(shù)來定性評價[8-10]。 W.Oag Alistair等[11]提出了定向井難度系數(shù)的概念，并建立了定向井難度系數(shù)計算模型(公式(1))，從而能夠達(dá)到簡單快速評價定向井鉆井難度的目的。

(1)

式(1)中：D為定向井難度系數(shù)，無因次；Hm為井眼斜深，m；Sa為沿井眼位移，m；τ為曲率，無因次；Hv為垂深，m。

式(1)綜合考慮了斜深、井斜、方位、曲率等因素對鉆井難度的影響，該模型有利于對定向井鉆井難度做出快速準(zhǔn)確的評價。通過大量的數(shù)據(jù)分析，按照定向井難度系數(shù)的大小可將定向井分為4種難度級別，結(jié)果見表1。

表1 定向井難度系數(shù)分類及特點

對M油田已鉆井的機械鉆速進(jìn)行了統(tǒng)計，水平井和常規(guī)定向井的機械鉆速隨垂深的變化規(guī)律如圖1、2所示。由圖1、2可以看出：隨著垂深的增加，機械鉆速呈遞減趨勢；當(dāng)垂深小于1 800 m時,機械鉆速約10～35 m/h；當(dāng)垂深大于1 800 m時，機械鉆速約5～25 m/h。

圖1 水平井機械鉆速隨垂深的變化規(guī)律

圖2 常規(guī)定向井機械鉆速隨垂深的變化規(guī)律

因此，為了盡量減小地層因素對機械鉆速的影響，更加準(zhǔn)確地描述機械鉆速與鉆井難度的關(guān)系，以垂深1 800 m為界分段分別對水平井和常規(guī)定向井的機械鉆速隨難度系數(shù)變化關(guān)系進(jìn)行了分析，結(jié)果如圖3、4所示。由圖3、4可以得出,在同一深度范圍內(nèi)，水平井和常規(guī)定向井的機械鉆速均隨難度系數(shù)的增加而呈線性遞減趨勢，因此可以利用難度系數(shù)與機械鉆速的對應(yīng)關(guān)系來預(yù)測鉆井時間。

圖3 水平井機械鉆速隨難度系數(shù)變化規(guī)律

圖4 常規(guī)定向井機械鉆速隨難度系數(shù)變化規(guī)律

1.2 造斜和穩(wěn)斜井段機械鉆速變化規(guī)律

定義造斜效率為造斜井段與穩(wěn)斜井段機械鉆速的比值，用于反映造斜工具在造斜與穩(wěn)斜井段機械鉆速的差異。對渤海J油田造斜井段和穩(wěn)斜井段的機械鉆速進(jìn)行了統(tǒng)計，并根據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)將造斜井段分為5段進(jìn)行對比，從而得到了旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向和馬達(dá)等2種造斜鉆具組合在不同深度井段的機械鉆速和造斜效率，結(jié)果如圖5、6所示。

從圖5、6可以看出：馬達(dá)滑動造斜鉆具組合適合小于1 500 m的造斜井段，而旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合則適合大于1 500 m的造斜井段；在相同深度范圍內(nèi)，穩(wěn)斜段的機械速度均高于造斜段的機械鉆速,旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向造斜效率在0.60～0.72，馬達(dá)造斜效率在0.33～0.55，說明旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具比馬達(dá)工具的造斜效率高；隨著造斜井段深度的加深，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向與馬達(dá)的機械鉆速都逐步減小，且以馬達(dá)工具的機械鉆速降幅最大，其造斜效率對深度變化更為敏感，因此馬達(dá)工具機械鉆速更容易受到井深增加的影響。

圖5 不同深度井段平均機械鉆速對比

圖6 兩種造斜鉆具組合在不同深度井段造斜效率對比

2 叢式井平臺位置優(yōu)化方法

目前采用的平臺位置優(yōu)選方法無法按照不同定向井的難度準(zhǔn)確預(yù)測鉆井時間，難以真正按照鉆井費用最小的指標(biāo)選擇平臺位置[10-12]，因此結(jié)合上述定向井鉆井時間預(yù)測方法建立了叢式井平臺位置優(yōu)化方法，具體步驟如下：

1) 調(diào)研目標(biāo)區(qū)塊和相鄰區(qū)塊已鉆井資料，計算定向井難度系數(shù)隨機械鉆速的變化規(guī)律或造斜井段和穩(wěn)斜井段的機械鉆速差異，作為鉆井時間預(yù)測基礎(chǔ)；

2) 采用DecisionSpace或Landmark軟件設(shè)計定向井的井眼軌跡；

3) 利用DecisionSpace軟件選擇出最小進(jìn)尺和權(quán)衡難度條件下的平臺位置；

4) 根據(jù)油田靶點分布特征，確定可能的備選平臺位置；

5) 以第1步中統(tǒng)計分析得到的不同鉆井難度或造斜井段與穩(wěn)斜井段機械鉆速為基礎(chǔ)，對備選平臺位置條件下的定向井鉆井時間進(jìn)行預(yù)測；

6) 對比各平臺位置條件下定向井鉆井時間，選擇總鉆井時間最短的平臺位置作為可能的平臺位置。

7) 在第6步中選出的平臺位置附近選取備選平臺位置，按照第5、6步再次對平臺位置進(jìn)行細(xì)化，直至選出鉆井時間和投資最優(yōu)化的平臺位置。

3 應(yīng)用實例

A油田油藏埋深1 070～1 480 m，共設(shè)計12口水平井。根據(jù)最小進(jìn)尺和權(quán)衡難度優(yōu)選的該油田平臺位置見圖7。由井眼軌跡數(shù)據(jù)分析可知，根據(jù)最小進(jìn)尺優(yōu)選出的平臺位置1在油藏中間，最大狗腿度達(dá)到6.6°/30 m，狗腿度大于3°/30 m的井有5口，造斜井段鉆井難度較大，雖然在此位置進(jìn)尺最短，但鉆井難度較大，機械鉆速隨難度增加而下降；而根據(jù)權(quán)衡難度優(yōu)選出的平臺位置16的造斜率雖下降到3°/30m，但總進(jìn)尺由24 219 m增加到了30 784 m。因此，根據(jù)最小進(jìn)尺和權(quán)衡難度優(yōu)選出的該油田平臺位置均無法保證鉆井時間最少、費用最低，需要進(jìn)一步優(yōu)化平臺位置以降低鉆井難度、提高機械鉆速，最終降低鉆井時間與投資費用。

圖7 根據(jù)最小進(jìn)尺和權(quán)衡難度優(yōu)選出的A油田平臺位置

3.1 利用定向井難度系數(shù)法優(yōu)選平臺位置

利用本文建立的平臺位置優(yōu)選方法，在該油田最小進(jìn)尺平臺位置1與權(quán)衡難度平臺位置16之間逐步進(jìn)行優(yōu)化，直到備選平臺位置間距離小于50 m停止優(yōu)化(共45個備選平臺位置，含平臺位置1、16，見圖8)。分別計算45個備選平臺位置處12口井的鉆井進(jìn)尺和鉆井時間，由計算結(jié)果(圖9)可知：在備選平臺位置45處的鉆井時間最小為55.0 d，與備選平臺位置1相比節(jié)約鉆井時間3.6 d，并且與備選平臺位置1相距305 m，因此可以將備選平臺位置45作為平臺位置。

圖8 根據(jù)本文定向井難度系數(shù)法優(yōu)選出的A油田全部

3.2 優(yōu)選平臺位置經(jīng)濟性評價

參考中海油2014年的鉆完井機具費用，綜合日費分別假定為80萬、120萬、150萬、200萬元，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向費用假定為27.6萬元/d，利用公式(2)、(3)計算該油田優(yōu)化后平臺位置45較平臺位置1節(jié)約的鉆井費用，結(jié)果如圖10所示。

ΔC馬達(dá)=C綜合日費×Δt總

(2)

ΔC旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向=C綜合日費×Δt總+C旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向×Δt造斜(3)

式(2)、(3)中：ΔC馬達(dá)為采用馬達(dá)造斜鉆井投資節(jié)約費用，萬元；ΔC旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向為采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向造斜鉆井投資節(jié)約費用，萬元；C綜合日費為采用馬達(dá)情況下鉆井綜合日費，萬元；C旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向為采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向情況下鉆井綜合日費，萬元；Δt總為節(jié)約的總鉆井時間，d；Δt造斜為節(jié)約的增斜段鉆井時間，d。

由圖10可以看出，采用本文方法優(yōu)化平臺位置后，在不同的鉆井綜合日費條件下，采用2種造斜工具均能節(jié)約鉆井時間和費用，具有較好的經(jīng)濟效益。

圖9 A油田不同備選平臺位置處的鉆井時間和鉆井進(jìn)尺

圖10 不同鉆井綜合日費條件下A油田平臺位置優(yōu)化節(jié)約的鉆井成本

4 結(jié)論

1) 通過評價定向井鉆井難度,研究定向井難度系數(shù)與機械鉆速的對應(yīng)關(guān)系,以及定向井穩(wěn)斜段和造斜段機械鉆速的變化規(guī)律，可以準(zhǔn)確預(yù)測得到平臺位置對應(yīng)的總鉆井時間。

2) 在準(zhǔn)確預(yù)測定向井機械鉆速和鉆井時間基礎(chǔ)上，建立了以鉆井投資最小為目標(biāo)的海上油田叢式井平臺位置優(yōu)化方法。應(yīng)用實例表明：利用新方法優(yōu)選出的平臺位置可顯著降低海上油田叢式井鉆井投資費用，有利于高效開發(fā)海上油氣田。

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(編輯：孫豐成)

Research and application of platform location optimization for cluster wells in offshore oilfields

Li Bin Liu Shujie Geng Yanan Yue Jiaping

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

The method of choosing the platform location of cluster well in offshore oilfields on the basis of drilling footage cannot fully reflect the drilling time and cost. Based on the difficulty evaluation for directional drilling, we carried out research on the law of ROP variation with directional drilling difficulty index, and that in the building section and holding section, hence having determined the total drilling time corresponding to various platform locations. Furthermore, the platform location optimization methodology for cluster wells in offshore oilfields was developed, which takes the drilling time and cost as the criteria. Application cases show that the method can save the drilling cost effectively, and contribute to the efficient development of offshore oilfields.

offshore oilfield; cluster well; platform location; optimization method; drilling time; directional well difficulty index; ROP; drilling cost

李濱，男，工程師，2006年畢業(yè)于西南石油大學(xué)，現(xiàn)主要從事海上油氣田鉆采工程設(shè)計和研究工作。地址：北京市朝陽區(qū)太陽宮南街6號院中海油大廈(郵編：100028)。E-mail:libin5@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)01-0103-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.01.016

TE22

A

2014-12-29 改回日期：2015-02-12

*“十二五”國家科技重大專項“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密及綜合調(diào)整技術(shù)(編號：2011ZX05024-002)”部分研究成果。

李濱,劉書杰,耿亞楠，等.海上油田叢式井平臺位置優(yōu)化方法研究與應(yīng)用[J].中國海上油氣，2016,28(1)：103-108.

Li Bin,Liu Shujie,Geng Yanan,et al.Research and application of platform location optimization for cluster wells in offshore oilfields[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(1):103-108.