楊化東

上海旦藍(lán)海洋工程有限公司（上海 200120）

0 引言

綜合調(diào)整是提高開發(fā)中后期油田開發(fā)效果的重要手段之一[1-3]，隨著渤海油田近50 年的開發(fā)，部分油田進(jìn)入開發(fā)的中后期，采出程度高、自然遞減率高、綜合含水率高等陸地老油田面臨的通病，在渤海油田同樣逐漸顯現(xiàn)[4-6]。渤海油田所處的海洋環(huán)境和所采取的海洋平臺集成化生產(chǎn)、叢式井鉆井、注水開發(fā)的模式，又使渤海中后期老油田綜合調(diào)整難度遠(yuǎn)高于陸地油田。自2010年起，渤海油田已逐步成為我國第二大原油生產(chǎn)基地，且已持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)近10 年，綜合調(diào)整技術(shù)對于渤海油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)發(fā)揮了顯著作用，對國內(nèi)外類似海上油田有借鑒意義。

隨著油田開發(fā)，對砂體、流體性質(zhì)、地層連通性認(rèn)識逐步加深，海洋生產(chǎn)平臺結(jié)構(gòu)、海管海纜部署等都經(jīng)過一定改變，海洋油田綜合調(diào)整所面臨的情況與開發(fā)初期有了較大變化。渤海油田綏中、秦皇島、蓬萊、金縣等區(qū)塊均采取綜合調(diào)整的方式穩(wěn)定采收率，但調(diào)整井鉆井過程中遇到了預(yù)留井槽不足、防碰風(fēng)險(xiǎn)高、地層壓力紊亂等難題。

井位部署的位置就是綜合調(diào)整的最大挑戰(zhàn)，初期井槽數(shù)量不再滿足調(diào)整井井位需求，需要增加新井位，一般采用內(nèi)掛或者外掛井槽的方式進(jìn)行擴(kuò)展；其次，海洋叢式井鉆井軌跡復(fù)雜，單個(gè)平臺井?dāng)?shù)往往超過40口，井口間距不足2.0 m，所鉆井水平位移覆蓋3～5 km 直徑的范圍，在如此密集布井條件下，再鉆調(diào)整井難度極大[7-8]；由于常年注水開發(fā)，地層壓力體系紊亂，調(diào)整井路過層位經(jīng)常出現(xiàn)漏涌同存現(xiàn)象[9-10]。渤海多個(gè)油田綜合調(diào)整期間，通過技術(shù)研發(fā)和規(guī)律摸索，努力尋求辦法解決上述問題。

1 海洋油田開發(fā)中后期井槽擴(kuò)展技術(shù)

調(diào)整井鉆井是確保油田穩(wěn)產(chǎn)的重要措施，但是無井槽可用成為制約儲量動(dòng)用的重要問題，渤海秦皇島、渤中等在綜合調(diào)整階段均遇到此類問題[11-12]，通過外掛井槽、內(nèi)掛井槽、老井槽再利用等技術(shù)有效擴(kuò)展了井槽，使調(diào)整井井位有效落實(shí)。

1.1 內(nèi)、外掛井槽技術(shù)

受鉆井方式、修井方式及生產(chǎn)平臺空間限制，加掛井槽位置分為內(nèi)掛和外掛兩種方式。外掛井槽是在平臺外側(cè)通過拓展甲板面積的方式增加井槽，內(nèi)掛是在不擴(kuò)展原平臺面積前提下增加井槽，兩種加掛井槽方式和原始狀態(tài)對比如圖1所示。

圖1 內(nèi)掛井槽和外掛井槽對比

兩種擴(kuò)展井槽的方式都屬于大批增加井槽數(shù)量的方式，擴(kuò)展井槽數(shù)通常為原平臺井槽規(guī)模的10%～50%。無論哪種方式，加掛井槽的位置需考慮鉆井和修井的可行性，若原平臺有修井機(jī)，盡量使井槽位于修井機(jī)軌道可控范圍內(nèi)。

擴(kuò)展井槽還需要考慮增加井槽后，鉆井船就位對生產(chǎn)平臺吊裝、老井槽覆蓋及火炬、海管海纜干涉等影響[13]。外掛井槽設(shè)計(jì)還要考慮生產(chǎn)平臺導(dǎo)管架結(jié)構(gòu)承重的影響，若承重不滿足設(shè)計(jì)要求，還需要以增加樁腿的形式對井槽進(jìn)行加固支撐。

1.2 單筒雙井技術(shù)

單筒雙井技術(shù)通過在一個(gè)井槽中同時(shí)布置兩口井位，成為解決井槽數(shù)量限制問題的有效技術(shù)。自2000 年起，該技術(shù)在渤海油田開始首次應(yīng)用，隨著調(diào)整井條件越來越復(fù)雜，單筒雙井技術(shù)逐漸發(fā)展，表層預(yù)斜技術(shù)、表層軌跡分離的占位鉆具技術(shù)逐漸應(yīng)用，豐富了單筒雙井技術(shù)，也逐步為調(diào)整井?dāng)U展井槽增加了手段[14-18]，如圖2所示。

圖2 表層預(yù)斜和占位鉆具兩種單筒雙井結(jié)構(gòu)

2014 年，金縣1-1 油田，待部署的A14 和A37H兩口井僅有一口Φ914.4 mm 的隔水導(dǎo)管可利用，且鄰井表層防碰問題突出，設(shè)計(jì)軌跡在200 m 處就需要進(jìn)行造斜，以避免碰撞鄰井，在表層鉆井過程中采用牙輪鉆頭鉆進(jìn)，180 m 處開始造斜，鉆進(jìn)至399 m 達(dá)到19.8°井斜，并用Φ914.4 mm 擴(kuò)眼器進(jìn)行擴(kuò)眼，后在Φ914.4 mm 隔水導(dǎo)管內(nèi)同時(shí)下入兩組Φ339.7 mm 表層套管，長套管下入至396.6 m，短套管下入至380.5 m，最后統(tǒng)一固井，實(shí)現(xiàn)了擴(kuò)展井槽和防碰鄰井的效果[14]。

渤中34-1 油田F 平臺為實(shí)現(xiàn)在同一井槽內(nèi)，靶點(diǎn)處于不同方向的兩口井鉆進(jìn)，應(yīng)用了單筒雙井占位鉆具技術(shù)。首先，在安裝Φ914.4 mm 隔水導(dǎo)管的單筒雙井套管頭中懸掛占位鉆具至隔水導(dǎo)管鞋，為F37H井預(yù)留套管下入的空間；隨后定向鉆進(jìn)F35井的Φ406.4 mm 井眼，下入薄接箍Φ339.7 mm 套管并固井，期間從占位鉆具中泵入海水沖洗水泥漿；之后起出占位鉆具，在預(yù)留空間內(nèi)定向鉆進(jìn)F37H 井Φ 406.4 mm 井段并下入薄接箍Φ339.7 mm 套管，最后整體注水泥封固F37H井及隔水導(dǎo)管空間，實(shí)現(xiàn)了在同一井槽完成兩口不同靶點(diǎn)方向鉆井的目的[11]。

1.3 隔水導(dǎo)管重入技術(shù)

對于生產(chǎn)能力不足，已無繼續(xù)開采價(jià)值的老井，采用開窗側(cè)鉆方式再利用老井槽需要對多層套管進(jìn)行套銑打撈，并磨銑開窗，施工復(fù)雜，作業(yè)周期長。隔水導(dǎo)管重入技術(shù)能夠大大提高老井槽利用的經(jīng)濟(jì)性[19]，如圖3所示。

圖3 隔水導(dǎo)管重入示意圖

渤海油田E9 井為隔水導(dǎo)管重入技術(shù)的首次應(yīng)用，采用高壓磨料射流設(shè)備由Φ177.8 mm 油層套管內(nèi)下入，在泥面下5 m 一次性割斷Φ609.6 mm 隔水導(dǎo)管、Φ339.7 mm表層套管、Φ244.5 mm 技術(shù)套管和Φ177.8 mm 油層套管4層管柱。依靠Φ177.8 mm 油層套管作為定位孔，下入隔水導(dǎo)管，底部安裝帶有導(dǎo)向錐的預(yù)斜工具，實(shí)現(xiàn)調(diào)整井初始軌跡的確定，之后按照表層鉆井的常規(guī)方式鉆進(jìn)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，隔水導(dǎo)管重入技術(shù)較常規(guī)套銑開窗技術(shù)可提高作業(yè)時(shí)效32%。

2 海洋調(diào)整井防碰鄰井技術(shù)

海洋叢式井開發(fā)井軌跡密集、復(fù)雜，鉆井過程中若碰撞鄰井，將有兩口井報(bào)廢風(fēng)險(xiǎn)，甚至?xí)?dǎo)致海洋溢油事故的發(fā)生。按照與鄰井防碰位置的垂深不同，防碰鄰井分為淺層防碰和深層防碰。淺層防碰主要針對從生產(chǎn)平臺槽口區(qū)至表層鉆進(jìn)的井段，槽口區(qū)井間距通常不足2.0 m，為節(jié)省海洋平臺空間，兩井中心距甚至縮小至1.5 m。相鄰兩口井水泥環(huán)外壁距離不足1.0 m，尤其是新鉆調(diào)整井在兩井間穿過；深層防碰主要針對靶點(diǎn)深度區(qū)域，調(diào)整井動(dòng)用兩口老井間的剩余儲量，著陸點(diǎn)位置與老井安全系數(shù)過小，井距較近[20-21]。除常規(guī)的鉆井參數(shù)控制之外，渤海油田還采取了多種技術(shù)措施應(yīng)對碰撞鄰井的風(fēng)險(xiǎn)。

2.1 淺層防碰技術(shù)

設(shè)計(jì)之初，就需要對軌跡、井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化，調(diào)整井造斜點(diǎn)與鄰井錯(cuò)位部署，放射性分布，避免空間上的交叉，綜合所有井的軌跡進(jìn)行分析，使所有井滿足防碰需要。

海洋叢式井井距過近，MWD 等軌跡測量方式受鄰井磁干擾影響且精度不高，平臺開發(fā)之初鉆井采用MWD導(dǎo)向的老井需要進(jìn)行陀螺復(fù)測。調(diào)整井鉆井過程中，也需要對軌跡進(jìn)行陀螺復(fù)測，保證參考坐標(biāo)、測量工具的統(tǒng)一。

調(diào)整井鉆進(jìn)時(shí)，在防碰風(fēng)險(xiǎn)大的老井套管頭安裝可以感受振動(dòng)的傳感器，在鉆頭碰撞老井水泥環(huán)時(shí)就可及時(shí)判斷已碰撞鄰井，并隨之對調(diào)整井軌跡進(jìn)行校正，避免鉆穿鄰井套管。淺層防碰預(yù)警技術(shù)在綏中36-1油田綜合調(diào)整過程中發(fā)揮了重要作用，雖然防碰系數(shù)均小于1.5，甚至多口井小于1.0，在實(shí)際鉆井過程中未發(fā)生任何鉆穿鄰井事故[22]。

2.2 深層防碰技術(shù)

中短半徑造斜側(cè)鉆技術(shù)可以在狹小的空間內(nèi)實(shí)現(xiàn)井斜、方位的大幅變化，有利于井軌跡調(diào)整，增加了深層防碰的技術(shù)措施。但若使用常規(guī)鉆具，剛性不滿足短距離內(nèi)對井軌跡的大幅調(diào)整，且軌跡測量數(shù)據(jù)傳輸滯后，軌跡控制有延遲，且無法達(dá)到造斜率要求。

渤海某井采用1.35°高彎角馬達(dá)，配合NBIG-D隨鉆測量工具，該工具近鉆頭安裝，可以在滑動(dòng)定向鉆井過程中實(shí)現(xiàn)井斜數(shù)據(jù)上傳，該井最大造斜率達(dá)到11°/30 m，造斜段平均5.5°/30 m。高角度馬達(dá)帶來井徑擴(kuò)大、井眼不規(guī)則的問題，鉆完進(jìn)尺后，通過多次倒劃眼修整井壁改善井眼質(zhì)量；采用高抗扭Φ177.8 mm 尾管帶可劃眼浮鞋下入到位，保證了井眼封固[23]。

3 壓力紊亂地層壓力控制技術(shù)

3.1 區(qū)域壓力預(yù)測分析

注水是老油田穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)的重要措施，但注水導(dǎo)致地層壓力紊亂影響調(diào)整井鉆井安全，井涌、溢流經(jīng)常發(fā)生。相鄰層位滲透率非均質(zhì)程度越大，漏涌同存的復(fù)雜情況越突出。

根據(jù)地震、錄井、測井、鉆井等資料建立地質(zhì)模型，并通過長期開發(fā)過程中的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料調(diào)整模型，分析注水井注水、停注對地層壓力的影響，分析停注后壓力變化情況[24]。

將原有的沿井眼軸線的三壓力剖面分析方法擴(kuò)展為立體的、區(qū)域三維沿程壓力分析方法，如圖4所示。并建立調(diào)整井區(qū)域壓力隨時(shí)間變化曲線，使壓力差消散至壓力窗口滿足安全鉆井需求再鉆井。

圖4 地層壓力平面分布預(yù)測

3.2 海洋壓力控制鉆井技術(shù)

油氣田開發(fā)過程中非均衡注采引起的地層局部高壓及壓力虧空，使調(diào)整井地層壓力紊亂導(dǎo)致鉆井漏失、溢流、漏噴同存?？貕恒@井技術(shù)可改善油氣鉆井“窄安全密度窗口”難題，控制井底壓力在小范圍波動(dòng)，有效保障鉆井流動(dòng)安全。

海洋平臺的作業(yè)空間極其有限，對壓力控制裝備的體積和質(zhì)量有明確要求，在保障井筒壓力控制精度要求的基礎(chǔ)上，通過研發(fā)緊湊型的自動(dòng)節(jié)流管匯、回壓補(bǔ)償撬，滿足了海洋平臺的對井筒壓力控制設(shè)備尺寸及質(zhì)量的限制，解決了井筒壓力控制設(shè)備上平臺的難題[25]。

3.3 壓力控制固井技術(shù)

調(diào)整井固井一方面要解決水泥材料難題，減少水泥漿凝固體積收縮；另一方面鄰井注水導(dǎo)致的壓力波動(dòng)，要解決壓力控制工藝難題，低排量頂替會發(fā)生水竄不利于井筒安全，高排量頂替又會發(fā)生漏失。

基于調(diào)整井固井環(huán)境，構(gòu)建動(dòng)態(tài)壓力下膠結(jié)界面防竄性能綜合評價(jià)方法，研發(fā)動(dòng)態(tài)壓力下防竄性能評價(jià)試驗(yàn)裝置，對水泥漿體系的抗動(dòng)態(tài)水分散性、膨脹性能、增韌性能、防漏堵漏性能進(jìn)行優(yōu)選。通過自由基膠束聚合法制備一種水溶性疏水締合聚合物增強(qiáng)固井水泥漿的抗水侵能力，改善水泥漿的防竄能力，提高該類井的固井質(zhì)量。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對比顯示，優(yōu)化后的水泥漿密度、流變性能、失水相近，抗壓強(qiáng)度提高18.6%，抗折強(qiáng)度提高34.0%，膠結(jié)強(qiáng)度提高28.7%，抗水竄壓力提高60.8%[26]。

在候凝過程中，采用封閉防噴器憋壓候凝的方式，降低水泥石失重對壓力控制的影響，在應(yīng)用中起到了較好的效果。

4 調(diào)整井鉆井新技術(shù)展望

未來渤海需要進(jìn)行綜合調(diào)整的油田會逐年增加，所面臨的難點(diǎn)也會逐步暴露，渤海油田也在引入國內(nèi)外類似油田相關(guān)技術(shù)，以解決調(diào)整井鉆井難題，例如精細(xì)壓力控制固井技術(shù)、T型井鉆井技術(shù)等應(yīng)用潛力巨大，T型井鉆井示意圖，如圖5所示。

圖5 T型井鉆井示意圖

T型井鉆井技術(shù)可實(shí)現(xiàn)任意井型、任意傾角、任意方位的鉆井，開窗僅20 cm 左右，可實(shí)現(xiàn)1.8 m 超短半徑側(cè)鉆，對套管損壞小，所采用的鉆具組合由單根長度0.15 m 的鉆桿+柔性短節(jié)構(gòu)成，柔性鉆具強(qiáng)度超過常規(guī)73.02 mm（2?″）鉆桿的2倍以上。開窗過程中由陀螺儀定方位，確定開窗方位，造斜階段靠機(jī)械單彎結(jié)構(gòu)保方位，采用過盈保徑鉆頭保證鉆進(jìn)過程的方位，可鉆水平段長度200 m 以上[29]。對該技術(shù)進(jìn)行了礦場試驗(yàn)，未來可能會在渤海調(diào)整井大規(guī)模推廣。

精細(xì)壓力控制固井技術(shù)是基于控壓鉆井工藝，通過主動(dòng)降低水泥漿靜液柱壓力，使靜液柱壓力處于欠平衡，然后利用控壓鉆井裝備，借助井口回壓和環(huán)空摩阻提供壓力補(bǔ)償，實(shí)施井口控壓，確保固井過程中的井筒動(dòng)態(tài)壓力介于地層孔隙壓力與地層漏失壓力之間，實(shí)現(xiàn)壓力平衡法固井，從而提高固井質(zhì)量[27-28]。精細(xì)壓力控制固井技術(shù)，在四川盆地已經(jīng)有較好應(yīng)用，在渤海應(yīng)用需對鉆井裝備進(jìn)行整體優(yōu)化。

5 認(rèn)識和建議

在全球能源轉(zhuǎn)型和數(shù)字化轉(zhuǎn)型的背景下，隨著勘探開發(fā)以及新技術(shù)的發(fā)展，渤海油田調(diào)整井鉆完井技術(shù)未來的發(fā)展將以解決現(xiàn)場實(shí)際問題為導(dǎo)向，以提高鉆井效率、質(zhì)量，踐行綠色發(fā)展目標(biāo)、提升數(shù)字化、信息化水平，達(dá)到提質(zhì)增效為目標(biāo)。還有以下幾方面建議：

1）針對油氣藏調(diào)整井面臨的井筒完整性難題，特別是以三高油氣井及稠油熱采井等為代表的特殊調(diào)整井的建井安全性問題，基于“全局把控，重點(diǎn)防護(hù)，經(jīng)濟(jì)有效”的思想，開展井筒屏障設(shè)計(jì)與優(yōu)化方法，保障調(diào)整井物理上和功能上的完整性，防止地層流體全生命周期內(nèi)不可控“泄竄”。

2）加大對分布式井下微電子隨鉆測量系統(tǒng)、Edrilling 中心、遠(yuǎn)程鉆井咨詢系統(tǒng)等國內(nèi)外隨鉆測量導(dǎo)向系統(tǒng)的研究、引進(jìn)，建立地面-井下一體化寬帶信息傳輸技術(shù)，實(shí)時(shí)測量和傳輸鉆井?dāng)?shù)據(jù)，提高隨鉆測量系統(tǒng)的可靠性、準(zhǔn)確性和穩(wěn)定性，避免加密井網(wǎng)防碰及高難度鉆井安全風(fēng)險(xiǎn)。

3）通過優(yōu)化設(shè)計(jì)施工流程，提高自動(dòng)化程度，減少非生產(chǎn)時(shí)間；優(yōu)化設(shè)計(jì)井身和軌跡方案加快鉆進(jìn)速度，減少鉆頭用量和起下鉆次數(shù)，努力實(shí)現(xiàn)“一趟鉆”。

4）降低開發(fā)成本，海洋施工費(fèi)用高，容錯(cuò)率低，調(diào)整井鉆井技術(shù)還需廣泛借鑒已經(jīng)過實(shí)際應(yīng)用技術(shù)，并加改進(jìn)進(jìn)以解決油田面臨的實(shí)際問題。

5）利用大數(shù)據(jù)、云計(jì)算、數(shù)字孿生等高新技術(shù)手段提高建井效率，通過將人工智能與鉆井自動(dòng)化結(jié)合，實(shí)現(xiàn)建井?dāng)?shù)據(jù)自動(dòng)采集、輸送、分析、決策、自動(dòng)控制執(zhí)行，降低人力資源以及人為不確定性，加快作業(yè)進(jìn)度以及安全性。