邊 杰， 和鵬飛， 侯冠中， 席江軍， 張 鑫

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452； 2.中海石油〈中國(guó)〉有限公司天津分公司，天津 300452)

渤海低滲油田定向井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

邊 杰1， 和鵬飛1， 侯冠中2， 席江軍2， 張 鑫1

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452； 2.中海石油〈中國(guó)〉有限公司天津分公司，天津 300452)

渤海25油田沙河街組低滲儲(chǔ)層地層壓力系統(tǒng)復(fù)雜，一期開(kāi)發(fā)時(shí)采用渤海常規(guī)井身結(jié)構(gòu)，但是作業(yè)復(fù)雜情況頻發(fā)，工期較長(zhǎng)，導(dǎo)致成本高，整體經(jīng)濟(jì)效益較差。通過(guò)對(duì)地質(zhì)油藏、地層特點(diǎn)做深入研究分析，優(yōu)化出一套?355.6 mm井眼×?273.1 mm套管+?241.3 mm井眼×?177.8 mm套管+?152.4 mm井眼×?114.3 mm尾管的井身結(jié)構(gòu)及其配套提速技術(shù)。通過(guò)在2口井的應(yīng)用試驗(yàn)，取得了較好的效果，2口井平均井深3607.5 m，平均鉆井周期19.32天，鉆井周期共計(jì)比基本設(shè)計(jì)節(jié)余5.37天，鉆井時(shí)效比基本設(shè)計(jì)提高24%，同時(shí)小井眼鉆井所使用的器材及材料費(fèi)用相應(yīng)減少，而且投產(chǎn)后產(chǎn)量較好，經(jīng)濟(jì)效益顯著，具有廣闊的應(yīng)用前景。

井身結(jié)構(gòu)；小井眼；鉆井提速；配套技術(shù)；定向井；渤海油田

隨著渤海油田開(kāi)發(fā)和調(diào)整力度的不斷加大，低滲儲(chǔ)層的開(kāi)發(fā)成為攻關(guān)的關(guān)鍵和重點(diǎn)。降低鉆完井資本投入是提高低滲油田的開(kāi)發(fā)效益的主要途徑。渤海25油田在沙河街組存在低滲油藏，目的層埋深在3500.0～4000.0 m，地層壓力系數(shù)在1.4～1.5，一期項(xiàng)目采用渤海常規(guī)井身結(jié)構(gòu)，工期時(shí)間較長(zhǎng)，費(fèi)用較高。為降低成本、提高作業(yè)效率，在二次調(diào)整井開(kāi)發(fā)前，通過(guò)調(diào)研國(guó)內(nèi)外井身結(jié)構(gòu)、套管尺寸及應(yīng)用現(xiàn)狀，根據(jù)渤海油田的地質(zhì)油藏以及地層巖性等特點(diǎn)，優(yōu)化出一套非常規(guī)的井身結(jié)構(gòu)尺寸并形成配套應(yīng)用技術(shù)。

1 地質(zhì)特征與常規(guī)井身結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀

1.1 地質(zhì)特征

(1)儲(chǔ)層埋藏深，鉆井揭開(kāi)層系多。自上而下依次揭開(kāi)第四系平原組，上第三系明化鎮(zhèn)組、館陶組，下第三系東營(yíng)組、沙河街組，鉆探主要目的層為沙二段和沙三段。

(2)淺部地層疏松。平原組為疏松的粘土表層，成巖性差，易垮塌；明化鎮(zhèn)組地層為泥巖、砂巖、粉砂巖互層，地層中粘土礦物以蒙脫石或伊蒙無(wú)序間層為主，易水化，分散性極強(qiáng)，膨脹率高；館陶組地層以砂礫巖為主，夾薄層泥巖。該井段屬于早成巖期，含水較高，特別是明上段900.0～1300.0 m，泥巖塑性強(qiáng)，在地應(yīng)力作用下，易發(fā)生塑性變形，造成縮徑。

(3)東營(yíng)組地層為厚層泥巖夾砂巖，泥巖地層隨著埋深增加壓實(shí)程度更好，屬中軟地層，平均抗壓強(qiáng)度3448.8 psi(23.78 MPa)。

(4)沙河街組地層為厚層泥巖夾砂巖，泥巖地層隨著埋深增加壓實(shí)程度更好，地層致密，較硬，屬中等硬度地層，平均抗壓強(qiáng)度6189.6 psi(42.69 MPa)。根據(jù)鄰井生產(chǎn)數(shù)據(jù)監(jiān)測(cè)，儲(chǔ)層段存在未射開(kāi)的油層和水層，儲(chǔ)層段存在異常高溫、高壓。測(cè)井解釋孔隙度主要分布在9.4%～19.2%之間，平均15.3%，測(cè)井解釋滲透率為0.4～316.5 mD，屬于低滲油藏。

1.2 常規(guī)井身結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀

根據(jù)地層三壓力曲線(如圖1所示)以及本區(qū)塊作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，在渤海25油田沙河街組開(kāi)發(fā)井作業(yè)中采用如下常規(guī)井身結(jié)構(gòu)(見(jiàn)圖2)，關(guān)鍵點(diǎn)如下。

圖1 渤海25油田地層三壓力曲線

圖2 渤海25油田常規(guī)井身結(jié)構(gòu)

(1)第四系平原組上部為第一個(gè)必封點(diǎn)，深度約80.0～100.0 m。對(duì)應(yīng)下入常規(guī)?762.0 mm導(dǎo)管。主要考慮該井段為疏松的粘土表層，成巖性差，易垮塌，下導(dǎo)管封隔。

(2)平原組下部地層為第二個(gè)必封點(diǎn)，深度約300.0～400.0 m。對(duì)應(yīng)下入常規(guī)?508.0 mm套管。主要考慮，在下部較長(zhǎng)的斜井段施工過(guò)程中，容易造成復(fù)雜情況，利用二次套管封隔該段便于深部井段的鉆井施工。

(3)明化鎮(zhèn)組下部為第三個(gè)必封點(diǎn)，深度約為1500.0～1600.0 m。對(duì)應(yīng)下入常規(guī)?339.7 mm套管。主要考慮，上部裸眼井段長(zhǎng)，井壁浸泡時(shí)間長(zhǎng)，容易造成坍塌阻卡，應(yīng)下一層套管進(jìn)行封隔。

(4)東營(yíng)組下部為第四個(gè)必封點(diǎn)，深度下到沙河街組高壓地層頂部3200.0 m左右。對(duì)應(yīng)下入常規(guī)尺寸?244.5 mm套管。主要考慮，下部將鉆遇沙河街組的異常高壓地層，把套管下到高壓地層頂部，以防止井下復(fù)雜事故發(fā)生。

(5)鉆達(dá)目的層后，下入?177.8 mm尾管。

1.3 作業(yè)難點(diǎn)

(1)常規(guī)井身結(jié)構(gòu)導(dǎo)致鉆機(jī)負(fù)荷大。在該油田一期沙河街組油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中，?311.1 mm井眼鉆進(jìn)期間，由于井深大大部分井在接近中完時(shí)，均遇到鉆機(jī)負(fù)荷大，摩阻扭矩大的難題。因此導(dǎo)致?244.5 mm套管只是進(jìn)入東營(yíng)組上段，?311.1 mm井眼最終扭矩已經(jīng)達(dá)到頂驅(qū)扭矩極限值(36 kN·m)，泵壓也達(dá)到泥漿泵能承受的極限泵壓，上提懸重達(dá)到180.0 t，下放懸重達(dá)到120.0 t，旋轉(zhuǎn)懸重150.0 t，被迫提前中完，下套管時(shí)上提懸重200.0～250.0 t，已經(jīng)接近渤海五號(hào)鉆機(jī)的極限能力(最大280.0 t)。

(2)鉆具疲勞損壞嚴(yán)重。由于?311.1 mm井眼最終鉆進(jìn)摩阻扭矩大，造成鉆具疲勞破壞嚴(yán)重，多次出現(xiàn)鉆具刺漏的現(xiàn)象，嚴(yán)重時(shí)出現(xiàn)鉆具斷裂的現(xiàn)象，刺漏統(tǒng)計(jì)如表1。

表1 一期開(kāi)發(fā)井鉆具刺漏統(tǒng)計(jì)

(3)粘卡風(fēng)險(xiǎn)高。在一期開(kāi)發(fā)鉆井作業(yè)中，?215.9 mm裸眼揭開(kāi)東營(yíng)組下段與沙河街組2個(gè)不同壓力體系的地層。為了有效壓住下面的高壓層，必然提高鉆井液密度，因此，裸眼中東營(yíng)組鉆井液液柱壓力與地層孔隙壓力的差值過(guò)大，除導(dǎo)致降低機(jī)械鉆速外，也是造成壓差卡鉆的直接原因。根據(jù)前期研究最初井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)東營(yíng)組下部為第4個(gè)必封點(diǎn)，?244.5 mm套管下入至沙河組異常壓力地層頂部。這主要考慮下部將鉆遇沙河街組的異常壓力地層，把套管下到異常壓力地層頂部，能有效防止井下復(fù)雜事故的發(fā)生。

如果將套管下到東營(yíng)組底部(垂深3270.0 m左右)，和實(shí)際下深(進(jìn)東營(yíng)約50.0 m，實(shí)際垂深2650.0 m左右)相比較，設(shè)計(jì)東營(yíng)組底深度為3265.5 m，而?244.5 mm套管實(shí)際所下垂深為2820.6 m，密度1.26 g/cm3，當(dāng)套管下到實(shí)際深度(2820.6 m)時(shí)泥漿液柱壓力與地層孔隙壓力的差值為：2820.6×9.8×(1.26-1.0)=8.0 MPa(垂深2820.6 m對(duì)應(yīng)的泥漿密度為1.26 g/cm3)，而如果下到設(shè)計(jì)深度東營(yíng)組底時(shí)(垂深3265.5 m)內(nèi)外壓差為：3265.5×9.8×(1.51-1.0)=16.3 MPa(垂深3265.5 m對(duì)應(yīng)的泥漿密度為1.51 g/cm3)。根據(jù)前期研究報(bào)告，推薦的正常壓差允值為10.0 MPa，異常壓差允值為16.0 MPa，從上面的計(jì)算可以看到，東營(yíng)組底的泥漿液柱壓力與地層孔隙壓力的差值就已達(dá)到推薦的異常壓差允許值(16.3 MPa>16.0 MPa)，裸眼段下部沙河街組的鉆井液密度更高，壓力差值更大，壓差卡鉆的風(fēng)險(xiǎn)更大。

(4)一期開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，作業(yè)效率較低，開(kāi)發(fā)工期長(zhǎng)，一期10口井均出現(xiàn)超工期現(xiàn)象，平均在10.0%以上，明顯降低油田開(kāi)發(fā)效益。如何提高該區(qū)域沙河街組高壓、低滲油藏的開(kāi)發(fā)效益是二期調(diào)整井的主要難點(diǎn)。

2 提效技術(shù)思路

鉆井小井眼工藝技術(shù)開(kāi)始于20世紀(jì) 40年代，60年代以后受油價(jià)形勢(shì)和小井眼自身技術(shù)不夠完善而應(yīng)用逐漸減小。80年代以來(lái)，國(guó)際油價(jià)下行，為降低作業(yè)成本，小井眼技術(shù)再度發(fā)展，80到90年代取得技術(shù)性飛躍。小井眼技術(shù)的主要目的是降低鉆井成本，據(jù)統(tǒng)計(jì)與常規(guī)井相比小井眼可節(jié)省鉆井費(fèi)用 25%～50%，在個(gè)別邊遠(yuǎn)地區(qū)甚至使鉆井費(fèi)用降低75%。數(shù)年來(lái)國(guó)內(nèi)外對(duì)小井眼鉆井技術(shù)進(jìn)行了大量的研究，也取得了很多成果，展現(xiàn)了良好的應(yīng)用與發(fā)展前景[1-5]。

2.1 泰國(guó)灣小井眼技術(shù)的發(fā)展

在泰國(guó)灣，每年大約鉆井300口。在泰國(guó)灣先期實(shí)施了11口小井眼鉆完井，獲得了巨大技術(shù)突破，此后在開(kāi)發(fā)井和探井中全面推廣和實(shí)踐。小井眼與常規(guī)井對(duì)比統(tǒng)計(jì)：成本節(jié)約41%；時(shí)間節(jié)約33%。在泰國(guó)灣的小井眼作業(yè)中，普遍采取的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)為3層套管結(jié)構(gòu)：?311.1 mm井眼×?244.5 mm套管+ ?215.9 mm井眼×?177.8 mm套管+ ?155.6 mm井眼×?73.0 mm或者88.9 mm套管。圖3為泰國(guó)灣小井眼技術(shù)的發(fā)展歷程[6]。

圖3 泰國(guó)灣小井眼技術(shù)發(fā)展歷程

2.2 渤海非常規(guī)尺寸的應(yīng)用

在KL區(qū)塊和QHD區(qū)塊分別選取了探井和評(píng)價(jià)井進(jìn)行了井眼尺寸的鉆井效率對(duì)比(見(jiàn)表2)。從兩種井眼尺寸的對(duì)比中發(fā)現(xiàn)，不管哪個(gè)區(qū)塊，只要在環(huán)境條件基本相同的情況下，?250.8 mm井眼的鉆井效率明顯高于?311.1 mm井眼，從試驗(yàn)的幾口井的效果來(lái)看，鉆井成本可以降低20%左右。

表2 井眼尺寸優(yōu)化效果對(duì)比

3 渤海25油田井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化及配套技術(shù)

3.1 非常規(guī)小井眼井身結(jié)構(gòu)方案的確定

基于以上的分析和調(diào)研，對(duì)渤海25油田調(diào)整井的井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化。

(1)“自下而上”、套管尺寸整體降一級(jí)。充分考慮“關(guān)鍵封固點(diǎn)”，以“兩頭考慮、自下而上”進(jìn)行套管尺寸設(shè)計(jì)，套管層數(shù)仍使用4層結(jié)構(gòu)(不包括隔水導(dǎo)管，隔水導(dǎo)管尺寸762.0 mm是既定的，屬于生產(chǎn)平臺(tái)建造初期投入，不可改變)。結(jié)合射孔完井方式和可操作性、參考泰國(guó)灣小井眼技術(shù)，生產(chǎn)尾管采用?114.3 mm，此外該尺寸套管配合?152.4 mm井眼可提高固井質(zhì)量。其余3層根據(jù)渤海常規(guī)套管規(guī)格、考慮方便供貨和井口工具配備等因素，依次選擇?177.8、273.1、508.0 mm技術(shù)套管。

(2)井眼尺寸的確定。套管結(jié)構(gòu)尺寸確定后，井眼尺寸考慮與套管尺寸配套間隙、強(qiáng)度要求、鉆機(jī)能力等方面，在此基礎(chǔ)上盡量選擇小尺寸，提高鉆進(jìn)效率和下套管效率。表層采用?355.6 mm井眼下非常規(guī)尺寸?273.1 mm套管，中間鉆?244.5 mm井眼下?177.8 mm技術(shù)套管，最后儲(chǔ)層采取?152.4 mm井眼完鉆，下?114.3 mm尾管固井。與傳統(tǒng)所用井身結(jié)構(gòu)相比，?241.3 mm井眼下?177.8 mm技術(shù)套管二者環(huán)空間隙31.8mm，相比?311.1 mm井眼下?244.5 mm套管環(huán)空間隙稍有減小，詳見(jiàn)表3。

表3 不同井身結(jié)構(gòu)名義環(huán)空間隙對(duì)比

(3)下入深度的優(yōu)化。一期開(kāi)發(fā)階段，作業(yè)的難點(diǎn)主要集中在下東營(yíng)組及以下地層井段，本次井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)化，以提高效率為主，但是?241.3 mm井眼下177.8 mm技術(shù)套管配合的名義環(huán)空間隙的減小，對(duì)于東營(yíng)組井段的裸眼段井壁穩(wěn)定以及套管的下入帶來(lái)潛在的風(fēng)險(xiǎn)，為此通過(guò)對(duì)?273.1 mm套管能力校核，進(jìn)一步加深該段套管下深，盡量將第二個(gè)封固點(diǎn)封固，為下部井段留足空間余量。

(4)套管強(qiáng)度軟件校核。如表4所示，結(jié)果顯示均滿足標(biāo)準(zhǔn)要求。

表4 套管強(qiáng)度校核

3.2 配套鉆具的選擇

常規(guī)?152.4 mm小井眼使用API標(biāo)準(zhǔn)的?88.9 mm普通鉆桿，為應(yīng)對(duì)渤海25油田沙河街組井眼深、鉆具負(fù)荷大、地質(zhì)情況復(fù)雜的難點(diǎn)，創(chuàng)新選擇?101.6mm鉆桿(SS105、15.7lb/ft)，這也是渤海灣首次在?152.4 mm井眼中使用。此種鉆具強(qiáng)度較?88.9 mm鉆桿的抗拉、抗扭等性能均大大提高，適合深井小井眼鉆井工況，并極大地增強(qiáng)了應(yīng)對(duì)復(fù)雜情況的能力。

3.3 定向井軌跡優(yōu)化

渤海25油田新鉆調(diào)整井設(shè)計(jì)為常規(guī)定向井(見(jiàn)表5)，在實(shí)際施工時(shí)對(duì)2口井整體軌跡提前進(jìn)行規(guī)劃，將造斜段安排在?241.3 mm井段施工，避過(guò)目的層段不可控因素多、小尺寸造斜鉆具可選范圍小的不足，在?152.4 mm井段解放鉆井參數(shù)，在安全的前提下為全井的時(shí)效提速。

表5 定向井軌跡設(shè)計(jì)

3.4 鉆具組合的優(yōu)化

本次實(shí)施2口井目的層段在沙河街，有漏、粘、涌并存的風(fēng)險(xiǎn)，在?241.3 mm井段實(shí)施階段就將軌跡調(diào)整到位，?152.4 mm井段采用光鉆鋌鉆具組合鉆進(jìn)，既避免了小尺寸造斜鉆具不足，又避免了因?yàn)殂@具組合復(fù)雜而造成次生復(fù)雜情況的風(fēng)險(xiǎn)。

(1)?355.6 mm井眼主要鉆具組合：?355.6 mm PDC鉆頭+?244.5 mm螺桿馬達(dá)(1.25°單彎角)+?203.2 mm浮閥接頭+?292.1 mm穩(wěn)定器+?203.2 mm無(wú)磁鉆鋌+?203.2 mm MWD+?203.2 mm無(wú)磁鉆鋌+?203.2 mm定向接頭+?203.2 mm機(jī)械震擊器+變扣接頭+?139.7 mm加重鉆桿。

(2)?241.3 mm井眼主要鉆具組合：?241.3 mm PDC鉆頭+?200.0 mm螺桿馬達(dá)(1.15°單彎角) +?171.5 mm浮閥接頭+?222.3 mm穩(wěn)定器+?171.5 mm無(wú)磁鉆鋌+?171.5 mm MWD+?171.5 mm無(wú)磁鉆鋌+?165.1 mm機(jī)械震擊器+?127.0 mm加重鉆桿。

(3)?241.3 mm井眼備用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向組合[7-8]：?241.3 mm PDC鉆頭+?244.5 mm 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向+?171.5 mm浮閥接頭+?171.5 mm無(wú)磁鉆鋌+?171.5 mm MWD+?171.5 mm無(wú)磁鉆鋌+?165.1 mm機(jī)械震擊器+?127.0 mm加重鉆桿。

(4)?152.4 mm井眼主要鉆具組合[9-10]：?152.4 mm PDC鉆頭+浮閥變扣+?120.7 mm螺旋鉆鋌9根+變扣接頭+?101.6 mm加重鉆桿12根+X/O+?120.7 mm機(jī)械震擊器+變扣接頭+?101.6 mm鉆桿。

3.5 膨脹式尾管懸掛器的應(yīng)用

率先在渤海地區(qū)引進(jìn)膨脹式尾管掛，該工具利用懸掛器本體的徑向擴(kuò)張變形，緊貼于上層套管內(nèi)壁上形成緊固的錨定，承受軸向的載荷。同時(shí)在環(huán)空形成高壓密封封隔，能夠起到雙向固定套管的作用，解決了當(dāng)前常規(guī)卡瓦式尾管掛只能單向固定，脫手不易判斷的缺點(diǎn)，為解決常規(guī)尾管懸掛器自身存在的潛在井下風(fēng)險(xiǎn)提供了一條新的途徑，也是本次2口小井眼作業(yè)施工順利結(jié)束的技術(shù)保障。

3.6 小井眼完井射孔技術(shù)

套管尺寸變小后，為配合?114.3 mm套管完井射孔，選擇86型射孔槍。86型射孔槍參數(shù)如下：外徑為86.0 mm，孔密為20孔/m，射孔彈選擇692D-89H-1，平均孔徑為9.4 mm，平均穿深為819.6 mm?，F(xiàn)場(chǎng)施工過(guò)程中，射孔槍下入順利，點(diǎn)火時(shí)井口反應(yīng)明顯，成功地穿透套管及地層污染帶，投產(chǎn)后取得了良好的油氣產(chǎn)量。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用與經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

4.1 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2口井平均井深3607.5 m，平均鉆井周期19.3天。非常規(guī)尺寸小井眼最大的特點(diǎn)是較常規(guī)尺寸井眼鉆井效率優(yōu)勢(shì)明顯。小井眼試驗(yàn)井A10井鉆井周期僅16.6天，與同等井深作業(yè)最為順利的常規(guī)尺寸井A11井單井鉆井周期相比，減少約8.0天多，鉆井效率提高30.0%以上。

4.2 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)

小井眼鉆井所使用的器材及材料費(fèi)用相應(yīng)減少，兩種類(lèi)型的鉆井成本相比，A10井較A7井鉆井成本節(jié)省近1300萬(wàn)元。根據(jù)2口井的試驗(yàn)效果，小井眼尺寸鉆井在效率及成本上具有明顯優(yōu)勢(shì)。

2口井放噴投產(chǎn)的產(chǎn)量較好，雖然沙河街組儲(chǔ)層已衰竭開(kāi)發(fā)多年，但A6井產(chǎn)量投產(chǎn)后初期產(chǎn)能達(dá)到96.5 m3/d，A10井達(dá)到77.9 m3/d，與常規(guī)尺寸井眼相比，2口井的產(chǎn)能沒(méi)有因?yàn)榫鄢叽缱冃《档?。通過(guò)實(shí)際投產(chǎn)情況對(duì)比，小井眼對(duì)此種類(lèi)型儲(chǔ)層的產(chǎn)能沒(méi)有影響。

5 結(jié)論

(1)在渤海油田大開(kāi)發(fā)的背景下，今后鉆井趨勢(shì)將朝著深、難的方向發(fā)展，此類(lèi)油田若使用常規(guī)尺寸井眼，成本高、工期長(zhǎng)，特別是高壓低滲的油田，埋藏深、產(chǎn)量低，更難收回成本，小井眼有著很大的優(yōu)勢(shì)。

(2)目前渤海灣多個(gè)油田已經(jīng)進(jìn)入開(kāi)發(fā)的中后期，多數(shù)平臺(tái)都面臨有井位無(wú)槽口的問(wèn)題，側(cè)鉆井將成為渤海油田后期調(diào)整增產(chǎn)的主要措施之一，而側(cè)鉆井的井眼尺寸將變小，因此此種小井眼鉆完井提效技術(shù)將有效解決側(cè)鉆井產(chǎn)能問(wèn)題。

(3)渤海油田大多數(shù)平臺(tái)的剩余槽口很少，可采取在?762.0 mm或者尺寸更小的隔水導(dǎo)管內(nèi)嘗試以小井眼方式鉆單筒雙井，提高槽口利用率，解決老油田槽口少的問(wèn)題，增加老油田的井網(wǎng)密度，充分挖掘剩余油的潛力，提高產(chǎn)量及采收率。

綜上所述，小井眼鉆完井提效技術(shù)在老井側(cè)鉆、小尺寸單筒雙井等方面具有很好的推廣價(jià)值。在渤中地區(qū)沙河街組深井開(kāi)發(fā)、錦州20-2高壓氣井以及老油田的調(diào)整增產(chǎn)措施等方面，潛力巨大，應(yīng)用前景十分廣闊。

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Optimization of Casing Program for Directional Wells in Bohai Low Permeability Oilfield/

BIANJie1,HEPeng-fei1,HOUGuan-zhong2,XIJiang-jun2,ZHANGXin1

The formation pressure system of Bohai 25 oilfield is complex. In the first stage of development, the conventional casing program in Bohai was adopted, but the frequent complex situation and long construction period led to high cost with poor overall economic benefit. Through the study on slim hole technology in Thailand bay, combined with the actual situation in Bohai, a set of optimized casing program 355.6mm hole×273.1mm casing+241.3mm hole×177.8mm casing+152.4mm hole×114.3mm liner and the support improved ROP technology was developed. Through the application tests in 2 wells, good results have been achieved with the average well depth 3607.5m and average drilling period 19.32 days, drilling cycle saved 5.37 days and drilling efficiency increased by 24% in these 2 wells than the basic design. The costs of equipments and materials used in slim hole drilling go down accordingly and better yield and significant economic benefits are received in operation with broad application prospects.

casing program; slim hole; ROP increasing; support technology; directional well; Bohai oilfield

2016-05-30；

2016-08-15

邊杰，男，漢族，1984年生，工程師，石油工程專(zhuān)業(yè)，主要從事海洋石油鉆井技術(shù)監(jiān)督與管理工作，天津市塘沽區(qū)海油大廈B座A306，bianjie@cnooc.com.cn。

和鵬飛，男，漢族，1987年生，工程師，石油工程專(zhuān)業(yè)，主要從事海洋石油鉆完井技術(shù)監(jiān)督工作，天津市塘沽區(qū)海油大廈B座A306，hepf@cnooc.com.cn。

P634.7;TE243

B

1672-7428(2017)01-0052-05

(1.CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co., Tianjin 300452, China; 2.Tianjin Branch of CNOOC Ltd., Tianjin 300452, China)