沈德新，陳立強，王占領(lǐng)，余建生

（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 300459；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海油田歷經(jīng)多年的開發(fā)，部分油田已進入開發(fā)的中后期，受出砂等因素的影響，低產(chǎn)低效井越來越多，如何高效利用有限的海上井槽，提高油田產(chǎn)量，成為一個亟待解決的課題[1]。為實現(xiàn)渤海油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)目標，必須加快低產(chǎn)低效井治理的步伐，而側(cè)鉆成為調(diào)整實施最為有效的手段[2-4]。

不同于陸地油田，海洋鉆井多采用鉆井船進行作業(yè)，受鉆機綜合日費高的影響，側(cè)鉆中應(yīng)盡量減少側(cè)鉆后的進尺，以節(jié)省作業(yè)工期費用，提高經(jīng)濟效益。參考前期陸地及海上作業(yè)經(jīng)驗，中短半徑技術(shù)可顯著減少鉆井進尺[5-8]。另外，水平井作為渤海油田主要的開發(fā)方式之一，一直被廣泛應(yīng)用，但隨著油田進入中后期，投產(chǎn)初期見水，甚至高含水成為水平裸眼井生產(chǎn)常見的問題。水平套管井技術(shù)因其可避射高含水層、實現(xiàn)有效控水的特點，逐漸被應(yīng)用于水平井的開發(fā)[9]。

1 老井資料情況

海H1井原為東營組一口水平生產(chǎn)井，采用三開井身結(jié)構(gòu)（表1），采用優(yōu)質(zhì)篩管裸眼完井。該井于2010年投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液100 m3，含水4%，生產(chǎn)半年后由于邊水突進造成含水突升至58%，之后3個月含水繼續(xù)升至80%左右并長期高含水生產(chǎn)。2014年因出砂關(guān)停，修井過程中探砂面在頂部封隔器以上491 m，判斷為防砂優(yōu)質(zhì)篩管破裂。經(jīng)分析認為該井處理難度及風險大，建議進行同層位側(cè)鉆，挖潛剩余油，提高油田開發(fā)效果。

表1 海H1井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)Table 1 Well structure data for Well Hai H1

2 側(cè)鉆方案設(shè)計

2.1 側(cè)鉆點優(yōu)選

不同側(cè)鉆點下的軌跡對比見表2。渤海北部遼東灣海域館陶組底部廣泛發(fā)育致密砂礫巖[10]，根據(jù)前期作業(yè)經(jīng)驗，該巖層以石英礫巖為主，硬度高、可鉆性差、一次性鉆穿率低，多數(shù)井在鉆遇時需中途起下鉆更換牙輪鉆頭[11]，對鉆井時效有較大影響。海H1井在1340～1440 m井段鉆遇有底礫巖，考慮到礫巖層段滑動調(diào)整軌跡困難，若從底礫巖以上井段側(cè)鉆，礫巖段軌跡應(yīng)設(shè)計為穩(wěn)斜段，因而會浪費上部井段造斜段進尺，增加下部井段的造斜難度。另外，考慮到礫巖段機械鉆速較低，為提高作業(yè)時效，設(shè)計為從館陶組底礫巖以下地層側(cè)鉆。

表2 海H2井不同側(cè)鉆點下軌跡對比Table 2 Comparison of trajectories under different sidetracking points for Well Hai H2

根據(jù)軌跡設(shè)計（表2、圖1），海H2井在館陶組底礫巖下側(cè)鉆，最小全角變化率均在3.5 °/30 m以上，且隨著側(cè)鉆點加深，進尺逐漸減少，但軌跡實施難度逐漸增大?？紤]到實際作業(yè)中為保證中靶質(zhì)量，通常會提前大狗腿造斜，因而全角變化率一般會大于設(shè)計值。為保障順利進行鉆井作業(yè)，渤海井軌跡設(shè)計時全角變化率一般會小于3.5 °/30 m。參考前期中短半徑作業(yè)井[12]，側(cè)鉆軌跡平均全角變化率為6.4 °/30 m，本次設(shè)計全角變化率值不超過該值。綜合軌跡難度及進尺選用方案四。該方案從1 600 m處側(cè)鉆，設(shè)計為三段式軌跡，第一造斜段全角變化率為5.6 °/30 m，第二造斜段全角變化率為4.3 °/30 m，中一靶后穩(wěn)斜中二靶，側(cè)鉆進尺為911 m。

圖1 海H2井不同側(cè)鉆點下的軌跡水平投影圖Fig.1 Horizontal projection of trajectories under different sidetracking points for Well Hai H2

2.2 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

根據(jù)軌跡可設(shè)計為兩套井身結(jié)構(gòu)（表3），方案一：側(cè)鉆后8-1/2″井眼鉆至著陸井深，下入7″尾管，6″井眼完鉆；方案二：側(cè)鉆后8-1/2″井眼鉆至完鉆井深，下入7″尾管。

表3 海H2井井身結(jié)構(gòu)對比Table 3 Comparison of well structures for Well Hai H2

方案一為常規(guī)作業(yè)方案，但對于水淹嚴重的井，裸眼完井不能封堵強水淹地層實現(xiàn)有效控水，參考前期海H1井生產(chǎn)情況，投產(chǎn)后短時間內(nèi)含水突升，對產(chǎn)能影響較大。方案二可通過選擇性射孔，避射水淹地層，實現(xiàn)控水目的。另外，基于地質(zhì)油藏預(yù)測，海H2井水平段預(yù)測有多段泥巖夾層鉆遇，若采用常規(guī)裸眼方式完井，泥巖段極易在生產(chǎn)后期發(fā)生水化膨脹造成篩管堵塞，從而影響油井產(chǎn)能[13]。采用方案二套管射孔完井可通過水平段套管固井、避射泥巖段完井，有效解決泥巖封堵的問題，保障后期產(chǎn)能。再者，采用水平套管井，可使得著陸段和水平段位于同一套管段，若在著陸段鉆遇有效儲層，能夠?qū)崿F(xiàn)與目的層段同時射孔開采，避免有效儲層的浪費，最大程度上挖潛儲層剩余油。因此，推薦本井采用方案二的井身結(jié)構(gòu)。

2.3 尾管下入可行性分析

根據(jù)模擬計算（圖2），裸眼段摩擦系數(shù)在0.50以內(nèi)時，尾管下入有效懸重（去除頂驅(qū)懸重25 t）均在20 t以上，可實現(xiàn)尾管的順利下入。

圖2 φ177.8 mm尾管下入懸重模擬Fig.2 Hook load of running in φ177.8 mm casing

3 現(xiàn)場實施情況及應(yīng)用效果評價

為避開套管接箍，海H2井從1 602 m實施9-5/8″套管開窗側(cè)鉆，側(cè)鉆后8-1/2″井眼鉆至著陸井深2 125 m后，繼續(xù)鉆進至完鉆井深2 512 m，后下入7″尾管至2 507 m。側(cè)鉆中為保障高造斜率，使用1.35°的高彎角馬達，造斜初段即實現(xiàn)6.91°/30 m的造斜率，整個造斜段最大全角變化率達9.51°/30 m，鉆進過程未發(fā)生鉆具阻卡等復雜情況，完鉆后尾管順利下放到位。本井采用中短半徑側(cè)鉆較常規(guī)作業(yè)方案節(jié)省進尺近300 m；采用水平套管井方案較常規(guī)水平井作業(yè)方案節(jié)省一層井身結(jié)構(gòu)；兩項技術(shù)節(jié)省鉆井工期約4 d，節(jié)省鉆井費用超500萬。

海H2井水平段共鉆遇77.4 m泥巖段，使用水平套管井技術(shù)，成功實現(xiàn)了對泥巖段的封堵；同時，采用套管射孔完井，避射鉆遇的22.9 m強水淹層，實現(xiàn)了有效控水。根據(jù)地質(zhì)油藏預(yù)測，本井投產(chǎn)初期含水率為30%～50%，實際投產(chǎn)后，初期含水在10%以內(nèi)，投產(chǎn)5個月后含水始終維持在40%以內(nèi)。即便后期因為地層供液不足進行環(huán)空補液生產(chǎn)，含水也未超50%，低于預(yù)測值。

4 結(jié)論和建議

（1）渤海近年來通過側(cè)鉆實施低效井綜合治理的調(diào)整井占比達60%以上，近兩年甚至達到80%。對于近井地帶側(cè)鉆，中短半徑設(shè)計可顯著減少鉆井進尺，節(jié)省鉆井工期費用，有效解決了由于鉆完井投資高而產(chǎn)生的經(jīng)濟效益邊界問題，在高效利用井槽的同時實現(xiàn)經(jīng)濟開發(fā)，具有較大的推廣價值。

（2）渤海多數(shù)油田采用注水開發(fā)，隨著開發(fā)進程的深入，開采層段尤其是水平裸眼生產(chǎn)井，極易出現(xiàn)不同程度的水淹造成投產(chǎn)高含水。水平套管井設(shè)計可針對儲層局部強水淹的問題，在保證控水的前提下釋放油井產(chǎn)能。此外，對于泥巖鉆遇率高的水平段，采用水平套管井作業(yè)方案可實現(xiàn)對泥巖段的有效封堵，保障油井生產(chǎn)。