王占領(lǐng)，陳立強(qiáng)

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300459）

海上油氣田平臺空間有限，為實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)，新增調(diào)整井逐年增多。新建平臺成本過高，無法滿足經(jīng)濟(jì)效益，因此，充分利用老井槽口資源進(jìn)行側(cè)鉆成為了海上油氣田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的重要措施之一[1-3]。統(tǒng)計表明，渤海油田近幾年來利用老井進(jìn)行側(cè)鉆的井?dāng)?shù)逐年增加，已成為了渤海油田調(diào)整井增產(chǎn)的重要手段[4-6]。

通常情況下，地質(zhì)油藏專業(yè)通過模擬分析剩余油分布情況，根據(jù)平臺釋放的低效井槽口情況提出相應(yīng)數(shù)量的側(cè)鉆井位[7-10]。但如何將低效井槽口與側(cè)鉆井位實(shí)現(xiàn)合理匹配、最大程度降低作業(yè)難度、節(jié)約成本，需要鉆井設(shè)計進(jìn)行分析[11-13]。

鉆井設(shè)計的重要一部分是進(jìn)行槽口優(yōu)選。在設(shè)計過程中可以全面考慮各種因素，將側(cè)鉆槽口與側(cè)鉆井位進(jìn)行匹配，進(jìn)行軌道設(shè)計，模擬分析其作業(yè)難度，估算工期費(fèi)用，從而制定出最優(yōu)的設(shè)計方案。

1 渤海某油田側(cè)鉆井實(shí)施背景

1.1 老井基本數(shù)據(jù)

渤海油田地層探索相對成熟，主要含油層系位于明化鎮(zhèn)組及館陶組。渤海某油田三口井（E1H、E5H、E7H）為館陶組某砂體油井，經(jīng)過十余年的生產(chǎn)，表現(xiàn)為低產(chǎn)低效（日產(chǎn)油量均低于5.0 m3/d），特高含水（含水率高達(dá)98%以上），剩余油可采儲量低（均少于0.5×104m3），常規(guī)措施增油效果有限，經(jīng)分析認(rèn)為可利用該三口老井實(shí)施側(cè)鉆。結(jié)合砂體單井動態(tài)資料，基于水平井水淹波及范圍研究，認(rèn)為該砂體單井水淹波及范圍主要集中在水平井軌跡300 m以內(nèi)，因此在井間仍然存在剩余油富集區(qū)?；诖耍媱澙肊1H、E5H、E7H三口低效井挖掘井間剩余油，改善砂體開發(fā)效果。

三口老井井身結(jié)構(gòu)均為：表層套管13-3/8″，技術(shù)套管9-5/8″，水平段8-1/2″為裸眼（圖1、表1）。裸眼段的完井方式為優(yōu)質(zhì)篩管防砂。投產(chǎn)初期為自噴生產(chǎn)，兩年后啟泵生產(chǎn)，生產(chǎn)十年左右，進(jìn)入特高含水階段，日產(chǎn)油量不足5.0 m3/d。

圖 1 井身結(jié)構(gòu)示意圖Fig. 1 Schematic diagram of wellbore structure

表 1 井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)Table 1 Well structure data

1.2 油藏實(shí)施方案

綜合考慮構(gòu)造、儲層、隔夾層、井網(wǎng)、水淹分析、鄰井生產(chǎn)現(xiàn)狀及剩余油分布等因素，對3口低效井井位進(jìn)行優(yōu)化，總體優(yōu)化至構(gòu)造較高、厚度大、剩余油富集區(qū)的位置。地質(zhì)油藏專業(yè)針對3口井提出了各自的側(cè)鉆井位，考慮E1H、E5H目前高含水、累產(chǎn)液較高，存在局部水淹強(qiáng)可能，制定了E1H預(yù)案井位。針對老井E1H提出了側(cè)鉆井位為A井位，針對老井E5H提出了側(cè)鉆井位為B井位，針對老井E7H提出了側(cè)鉆井位為C井位，一旦E1H老井側(cè)鉆A井位失敗，則側(cè)鉆D井位，即預(yù)案井位。具體側(cè)鉆井位與老井位置關(guān)系見圖2、圖3。

2 側(cè)鉆井槽口優(yōu)選設(shè)計方法

地質(zhì)油藏專業(yè)通過綜合考慮，針對三口低效井提出了3個側(cè)鉆井位，并考慮到水淹風(fēng)險，提出了預(yù)案井位。即3口低效井，4個側(cè)鉆井位。從圖2、圖3中可以明顯看出E7H老井與側(cè)鉆C井位匹配度最高，利用該井側(cè)鉆其他任何井位都較遠(yuǎn)，因此，首先確定E7H側(cè)鉆C井位。但是E1H距離A井位較近，E5H距離B井位較近，但E1H與E5H距離預(yù)案井位D都較近，無法直觀確定匹配方案，因此需要鉆井設(shè)計優(yōu)化槽口，尋找最優(yōu)匹配方案。

2.1 側(cè)鉆井槽口優(yōu)選設(shè)計流程

根據(jù)以上分析，可以確定的是E7H側(cè)鉆至C井位，難以確定的是預(yù)案井位D由哪個老井眼側(cè)鉆，因此制定了圖4中的側(cè)鉆方案。E7H側(cè)鉆距離其最近的C井位，E1H側(cè)鉆距離其最近的A井位，如果側(cè)鉆成功，E5H側(cè)鉆距離其最近的B井位。如果E1H側(cè)鉆A井位失敗，則需回填重新側(cè)鉆，方案一為：E1H回填側(cè)鉆預(yù)案井位D，E5H側(cè)鉆B井位；方案二為：E1H回填側(cè)鉆B井位，E5H側(cè)鉆預(yù)案井位D。需要從作業(yè)難度及經(jīng)濟(jì)性的角度對比分析方案一和方案二，選擇最優(yōu)方案。

2.2 側(cè)鉆方案優(yōu)選

圖 2 老井軌跡垂直投影圖與側(cè)鉆井位關(guān)系Fig. 2 Relationship between vertical projection and sidetracking well location

圖 3 老井軌跡水平投影圖與側(cè)鉆井位關(guān)系Fig. 3 Relationship between horizontal projection and sidetracking well location

通過以上分析，需對比分析E1H與E5H側(cè)鉆預(yù)案靶點(diǎn)的技術(shù)難度與經(jīng)濟(jì)性，為此，從全角變化率變化、井斜角變化、方位角變化、造斜段長度、井深、進(jìn)尺等幾方面展開研究，具體對比結(jié)果見表2、表3。

從表2、表3可以看出，方案一中E1H老井側(cè)鉆至D井位，全角變化率為4.335°/30 m，井斜由51.08°降斜至38.56°，再增斜至90°，為典型的“板凳型”軌跡；方位角由264.1°增至337.17°，再降至291.6°，共計變化118.64°，共計進(jìn)尺1 134 m。而如果利用E1H老井側(cè)鉆至B井位，全角變化率為4.0°/30 m，井斜由60.71°增斜至63.00°，再增斜至90°；方位角由292.44°增至345.98°，再降至311.47°，共計變化88.05°，共計進(jìn)尺1 211 m。

從表2、表3可以看出，方案一中E5H老井側(cè)鉆至B井位，全角變化率為4.0°/30 m，井斜由59.77°降斜至78.52°，再增斜至90°；方位角由271.44°增至337.47°，再降至311.47°，共計變化92.03°，共計進(jìn)尺1 314 m。而如果利用E5H老井側(cè)鉆至D井位，全角變化率為4.0°/30 m，井斜由59.77°增斜至62.45°，再增斜至90°；方位角由271.44°增至317.47°，再降至291.66°，共計變化71.84°，共計進(jìn)尺1 007 m。

圖 4 側(cè)鉆槽口優(yōu)選策略圖Fig. 4 Slot optimization strategy map

綜上所述，從施工作業(yè)難度的角度考慮，方案二是優(yōu)于方案一的。從進(jìn)尺的角度可以看出，方案一的總進(jìn)尺為2 448 m，方案二的總進(jìn)尺為2 218 m，方案二相對方案一節(jié)約進(jìn)尺230 m。因此，綜合對比預(yù)案井實(shí)施難度及進(jìn)尺，推薦方案二，即E1H回填側(cè)鉆B井位，E5H側(cè)鉆預(yù)案D井位。目前，該油田三口側(cè)鉆井已順利實(shí)施。

據(jù)統(tǒng)計，自2013年至2019年，渤海油田的側(cè)鉆井?dāng)?shù)逐年增多，平均每個平臺每年側(cè)鉆井多達(dá)4～5口，需要統(tǒng)籌考慮低效井槽口與側(cè)鉆井位之間的關(guān)系，對側(cè)鉆槽口與井位進(jìn)行合理匹配，選擇最優(yōu)方案，最大程度降低作業(yè)難度及成本。

表 2 方案一側(cè)鉆技術(shù)難度及經(jīng)濟(jì)性對比結(jié)果Table 2 Sidetracking technical difficulty and economic comparison results of Option One

表 3 方案二側(cè)鉆技術(shù)難度及經(jīng)濟(jì)性對比結(jié)果Table 3 Sidetracking technical difficulty and economic comparison results of Option Two

3 結(jié)論

老井側(cè)鉆是渤海油田調(diào)整井增產(chǎn)的重要手段，本文通過將渤海某油田三口低效井與側(cè)鉆井位進(jìn)行合理匹配，選擇難度較小的方案，同時節(jié)約成本兩百余萬元，建立了一種側(cè)鉆槽口優(yōu)選設(shè)計方法流程。針對渤海油田越來越多的側(cè)鉆井，建議鉆井專業(yè)與地質(zhì)油藏專業(yè)在確定井位階段提前聯(lián)合研究，整體把握低效井槽口與側(cè)鉆井位之間的關(guān)系，對側(cè)鉆槽口與井位進(jìn)行合理匹配，選擇最優(yōu)方案，最大程度降低作業(yè)難度及成本。