秦世利，張永濤，馬溢，張強(qiáng)

(中海石油中國有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518067)

0 引言

由于水平井?dāng)?shù)量的不斷增加，各水平井間的軌跡防碰風(fēng)險(xiǎn)愈來愈嚴(yán)重，針對(duì)水平井軌跡控制技術(shù)的研究逐步增多。蔣太平等[1]在蘇14-19-34 井組作業(yè)過程中針對(duì)叢式三維水平井存在防碰風(fēng)險(xiǎn)高，斜井段長導(dǎo)致摩阻和扭矩大，滑動(dòng)鉆進(jìn)困難，水平段長及產(chǎn)層不穩(wěn)定導(dǎo)致鉆壓傳遞困難和井壁失穩(wěn)、井壁清潔困難等技術(shù)難題，通過優(yōu)化剖面設(shè)計(jì)和鉆具組合，采用鹽水鉆井液體系、螺桿優(yōu)選形成了配套的技術(shù)對(duì)策，有效地實(shí)現(xiàn)了鉆井工程的安全高效。崔露等[2]針對(duì)華北阿爾油田定向叢式井開發(fā)面臨的互層多、傾角大、跑方位、軌跡控制難度大以及該區(qū)塊叢式井開發(fā)布井多、井網(wǎng)密、井間碰撞因素較多，鉆井施工過程中繞障難度大，鉆具摩阻、扭矩較大，對(duì)井眼軌跡控制和監(jiān)測(cè)技術(shù)要求高的難題，實(shí)鉆過程中采用了定向剖面優(yōu)化設(shè)計(jì)及MWD無線隨鉆定向與監(jiān)測(cè)，及時(shí)調(diào)整井眼軌跡，保證了井眼軌跡規(guī)則，減少了后期采油桿管的偏磨效應(yīng)。于磊等[3]通過對(duì)水平井井眼軌跡控制的關(guān)鍵組成技術(shù)的研究，從技術(shù)、工具和參數(shù)控制三方面入手，對(duì)進(jìn)靶后直到鉆出全段水平井段整個(gè)過程，對(duì)于水平控制要采用實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)監(jiān)控的手段，水平控制采用的是穩(wěn)斜鉆進(jìn)的方式，同時(shí)要采用加強(qiáng)對(duì)復(fù)合鉆進(jìn)工具的使用，保證鉆井速度的轉(zhuǎn)速，還要注意垂向控制的富余量，避免鉆頭在調(diào)整過程出現(xiàn)脫靶現(xiàn)象。但是通過分析，針對(duì)海上油田相同層位的水平井軌跡控制的研究及相關(guān)成果不多，研究深度也存在不足。

南海東部某油田開發(fā)初期共布置5口水下井口，油田開發(fā)末期又在老井基礎(chǔ)上實(shí)施了3口調(diào)整井，該油田經(jīng)歷了棄置和二次開發(fā)兩個(gè)階段，棄置前已鉆9個(gè)井眼，在二次開發(fā)階段設(shè)計(jì)鉆4口生產(chǎn)井，由于油藏圈閉面積較小，且均為開發(fā)同一油層原因，二次開發(fā)階段設(shè)計(jì)A1H、A2H兩口井與已鉆老井軌跡存在不同程度防碰問題，尤其是水平段的防碰問題，除了分離系數(shù)小于1以外，井眼軌跡垂向距離也不滿足當(dāng)前井眼防碰控制標(biāo)準(zhǔn)要求的“水平段作業(yè)中的最近點(diǎn)垂向距離宜大于20 m”，該數(shù)據(jù)引中國海油石油總公司“Q/HS 2016：自海洋叢式井防碰設(shè)計(jì)與作業(yè)要求”，井眼軌跡如圖1所示。

圖1 新井與老井井眼軌跡三位投影圖

為解決這一問題，筆者提出了水平段“主動(dòng)找標(biāo)志層”配套超深電阻率成像測(cè)井工具在水平段進(jìn)行貼頂鉆井的綜合防碰控制技術(shù)措施，最終順利完成二次開發(fā)階段設(shè)計(jì)的4口生產(chǎn)作業(yè)，未發(fā)生井眼碰撞征兆，取得較好的運(yùn)用效果。

1 海上油田叢式井的分類和防碰設(shè)計(jì)

1.1 海上油田叢式井的分類

叢式井是井口集中在一個(gè)有限范圍內(nèi)的一組定向井，是海上油田開發(fā)鉆完井關(guān)鍵技術(shù)。海上油田叢式井主要分為兩類：第一類是在導(dǎo)管架平臺(tái)叢式井，預(yù)先在導(dǎo)管架上預(yù)制好一定數(shù)量的井槽，正方形或長方形網(wǎng)格分布，一般井槽間距2.286×2.286 m，主要用于開發(fā)淺水油田；第二類為水下井口叢式井，主要用于開發(fā)水下深水油田，井口間距一般為10～100 m左右，主要為正方形、長方形或環(huán)形分布。

該油田是典型的水下井口叢式井開發(fā)油田，初次開發(fā)為5口叢式井、二次開發(fā)為4口叢式井。

1.2 海上油田叢式井防碰設(shè)計(jì)要求

當(dāng)前海上油田叢式井防碰設(shè)計(jì)主要參考如下要求執(zhí)行[4]：

(1)常壓油田淺層防碰的設(shè)計(jì)分離系數(shù)應(yīng)大于1.0。

(2)常壓油田斜深超過1 000 m 的深層防碰設(shè)計(jì)分離系數(shù)宜大于1.0。若分離系數(shù)小于1.0，應(yīng)避免并行防碰風(fēng)險(xiǎn)，井筒最近點(diǎn)垂向距離應(yīng)大于30 m；水平井著陸段(井斜大于85°)及水平段作業(yè)中的最近點(diǎn)垂向距離宜大于20 m。

(3)異常壓力油田、氣油比大于350 m3/m3的油田及氣田設(shè)計(jì)分離系數(shù)應(yīng)大于1.5。

(4)井槽設(shè)計(jì)宜將井底位移小的井布置在內(nèi)排井槽，井底位移大的井布置在外排井槽，并根據(jù)井眼方位依次布井，避免井與井立體交叉。

(5)軌跡設(shè)計(jì)應(yīng)整體考慮防碰，鉆井順序宜先鉆外排井，后鉆內(nèi)排井，最后鉆直井。

(6)每口井的防碰井段應(yīng)在施工設(shè)計(jì)中明確提示，且有針對(duì)性防碰及應(yīng)急處置預(yù)案。

(7)造斜點(diǎn)深度宜外排淺，內(nèi)排深。相鄰井造斜點(diǎn)深度差宜大于30 m。

(8)外排井宜考慮預(yù)斜設(shè)計(jì)，不宜采用低于內(nèi)排井的造斜率。

(9)單筒雙井原則上表層套管下深淺的井先進(jìn)行作業(yè)，兩井眼初始分離井段應(yīng)使用牙輪鉆頭鉆進(jìn)。

(10)已投產(chǎn)平臺(tái)進(jìn)行外掛井槽時(shí)，宜將井槽外掛在有利于防碰設(shè)計(jì)的方位。

2 主動(dòng)找標(biāo)志層及配套隨鉆測(cè)井技術(shù)

2.1 主動(dòng)找標(biāo)志層技術(shù)原理

叢式井鉆井過程中，若井筒間距較短，井眼軌跡存在防碰風(fēng)險(xiǎn)時(shí)，需要尋找參照物進(jìn)行軌跡識(shí)別，降低測(cè)量誤差?，F(xiàn)場作業(yè)過程中常以標(biāo)志層為主要依據(jù)，對(duì)標(biāo)志層可辨識(shí)的井，用標(biāo)志層來劃分。標(biāo)志層不易辨識(shí)的井則綜合采取鄰井對(duì)比法，并參照沉積旋回，巖性、測(cè)井曲線組合特征、地層厚度等進(jìn)行對(duì)比，從而規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)，實(shí)現(xiàn)安全鉆進(jìn)。

主動(dòng)找標(biāo)志層，是在水平段鉆進(jìn)過程中提出了一種規(guī)避防碰問題的技術(shù)措施，即在儲(chǔ)層附近主動(dòng)找到一個(gè)標(biāo)志層作為參考，控制水平段鉆進(jìn)軌跡始終貼近該標(biāo)志層或者軌跡偏差在可控深度范圍內(nèi)，達(dá)到避免井眼碰撞目的。

主動(dòng)找標(biāo)志層技術(shù)，需要配套相應(yīng)的隨鉆測(cè)井工具才能夠?qū)崿F(xiàn)，常用的隨鉆測(cè)井工具包括電阻率成像測(cè)井、伽馬電阻率測(cè)井，中子密度孔隙度測(cè)井等，以準(zhǔn)確識(shí)別地層內(nèi)的標(biāo)志層，筆者引入了超深電阻率成像測(cè)井工具。

2.2 配套超深電阻率成像測(cè)井工具

超深電阻率成像及測(cè)井工具是一種隨鉆油藏描述技術(shù)，該工具探測(cè)能力超過30 m，可實(shí)現(xiàn)自動(dòng)實(shí)時(shí)多層反演，有助于增進(jìn)對(duì)油藏的認(rèn)識(shí)。

該工具由1個(gè)發(fā)射器和2～3個(gè)接收器組成，在井下工作如圖2所示。通常在使用過程中配套其他隨鉆測(cè)井工具使用，如孔隙度/密度隨鉆測(cè)井工具，工具串配合如圖3所示。

圖2 超深電阻率成像測(cè)井工具工作示意圖

圖3 超深電阻率成像測(cè)井工具工作示意圖

2.3 油田防碰段鉆井方案設(shè)計(jì)

根據(jù)油田地層特點(diǎn)，首次及二次開發(fā)均為同一個(gè)油層ZJ470，而ZJ470層內(nèi)細(xì)分為頂鈣砂和孔隙砂兩套儲(chǔ)層，由于頂鈣砂物性較差，不具備開發(fā)價(jià)值，水平段井眼軌跡主要設(shè)計(jì)在孔隙砂內(nèi)。

以本油田一口水平井A井為例，本井軌跡設(shè)計(jì)水平段從四口老井B、C、D、E共4條井眼軌跡上方穿過，分離系數(shù)小于1，垂向距離小于20 m，且老井曾下入了7"割縫管，棄置階段未進(jìn)行了回收，不滿足現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)要求，井眼碰撞風(fēng)險(xiǎn)極高，該井于鄰井防碰掃描結(jié)果如表1所示。

表1 A1H井與鄰近防碰掃描結(jié)果

通過對(duì)老井軌跡和新井軌跡位置的研究，以及對(duì)老井水平段隨鉆測(cè)井資料的研究，已棄置老井軌跡全部位于孔隙砂巖內(nèi)，軌跡距離頂鈣砂5～20 m范圍內(nèi)，本次作業(yè)將新井軌跡布置在距離頂鈣砂5 m以內(nèi)的孔隙砂內(nèi)，始終保持軌跡貼頂鈣砂鉆進(jìn)是油井順利實(shí)施的關(guān)鍵。

常規(guī)電阻率成像測(cè)井工具對(duì)于識(shí)別頂鈣砂和孔隙砂不明顯，水平段儲(chǔ)層內(nèi)無其他明顯可識(shí)別的標(biāo)志層。通過向外拓展，可將頂蓋砂層以上的泥巖蓋層作為標(biāo)志層，但由于該油田泥巖蓋層距離計(jì)劃開發(fā)的孔隙砂巖層達(dá)到12 m的原因，常規(guī)電阻率成像測(cè)井工具探測(cè)范圍有限，必須要引入超深電阻率成像測(cè)井工具，通過超深電阻率工具探測(cè)到的泥巖界面，扣除12 m左右的頂鈣砂巖垂厚，即可明確此時(shí)鉆具處在孔隙砂中的具體位置。同時(shí)通過分析已鉆井測(cè)井曲線和儲(chǔ)層分布特征，發(fā)現(xiàn)油田范圍內(nèi)蓋層以下的儲(chǔ)層的橫向及縱向有較一致的規(guī)律。綜上所述，實(shí)鉆過程中配合測(cè)井曲線響應(yīng)值的大小實(shí)現(xiàn)軌跡的實(shí)時(shí)調(diào)整。

以相鄰的探井(2井)進(jìn)行鉆前預(yù)測(cè)。

(1)目的層ZJ470頂部存在約12 m垂厚的頂鈣砂巖，其下為物性較好的孔除砂巖(目的層)；

(2)基于2井電阻率特征的反演顯示，軌跡可在ZJ470頂之下最遠(yuǎn)21 m的地方探測(cè)到比較準(zhǔn)確的ZJ470頂?shù)哪鄮r底界面，見節(jié)點(diǎn)(1)。扣除12 m的頂鈣砂巖厚度，可在空隙砂巖頂面之下約9 m范圍內(nèi)探測(cè)到比較準(zhǔn)確的ZJ470頂面；

(3)Z470孔隙砂巖下部存在低阻的水層，軌跡可提前約30 m探測(cè)到下方的水層，見節(jié)點(diǎn) (2)。

水平段主動(dòng)找標(biāo)志層貼頂鉆井方案最終確定為：

(1)水平段著陸井斜盡量高，87°以上為宜；

(2)密切跟蹤隨鉆電阻率成像測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，控制軌跡始終位于距離頂鈣砂5 m以內(nèi)；

(3)在進(jìn)入軌跡防碰段之前提前3柱上探孔隙砂和頂鈣砂過渡帶，使用孔隙度/密度工具輔助識(shí)別過渡帶；

(4)配套常規(guī)定向井工具磁干擾監(jiān)測(cè)、加密測(cè)斜、嚴(yán)密鉆井參數(shù)監(jiān)測(cè)等手段降低風(fēng)險(xiǎn)。

3 主動(dòng)找標(biāo)志層貼頂鉆井實(shí)施情況

該油田二次開發(fā)階段，主動(dòng)找標(biāo)志層貼頂鉆井技術(shù)在該油田兩口存在嚴(yán)重問題的開發(fā)井井中進(jìn)行了實(shí)施，在水平段鉆具組合中增加超深電阻率成像測(cè)井工具，鉆進(jìn)過程中按照非防碰段適當(dāng)放寬軌跡調(diào)整空間，防碰段嚴(yán)格按照主動(dòng)找標(biāo)志層貼頂鉆井措施的原則進(jìn)行施工，兩口井順利實(shí)施，未發(fā)生井眼碰撞征兆，油藏鉆遇率100%，取得了較好的實(shí)施效果，實(shí)鉆情況如表2所示。

表2 A1H井與鄰近防碰掃描結(jié)果

4 結(jié)語

油田開發(fā)過程中，創(chuàng)新性提出了水平段主動(dòng)找標(biāo)志層貼頂鉆井的綜合防碰控制措施，通過2口井的實(shí)踐，通過在水平段主動(dòng)拓寬標(biāo)志層的范圍，使用超深電阻率成像測(cè)井工具，配套常規(guī)定向井工具磁干擾監(jiān)測(cè)、加密測(cè)斜、嚴(yán)密鉆井參數(shù)監(jiān)測(cè)等手段，最終順利完成油田開發(fā)作業(yè)，取得了較好的應(yīng)用效果，超深電阻率成像測(cè)井工具的運(yùn)用，同時(shí)也達(dá)到油藏完全貼頂鉆進(jìn)要求，實(shí)現(xiàn)了最大限度地開發(fā)油藏剩余油，建議推廣運(yùn)用。