謝鑫 付成林 丁少華 金晶 徐浩（中石化江蘇油田分公司石油工程技術研究院）

*基金項目：中石化江蘇油田分公司科研項目“難動用儲量開發(fā)關鍵工藝技術研究應用”部分研究內容（JS20020）。

由于國際油價不斷下降，江蘇油田面臨很大的成本壓力。但是隨著鉆井井深逐年增加、原材料價格上漲、定額上調等因素影響，鉆井綜合成本卻逐年上升。如何降低鉆井工程成本，已成為油氣田勘探開發(fā)的重要課題。針對江蘇油田這種“低滲、低產”油氣藏的開發(fā)，如果用常規(guī)的開發(fā)技術，由于鉆井成本占勘探開發(fā)總成本的60%以上，單位成本（每桶原油成本）高，在市場上沒有競爭能力。因此，如何降低鉆井成本是油田面臨的一大難題。2020年江蘇油田在聯(lián)38塊開展致密油藏的開發(fā)，探索難動用儲量的低成本開發(fā)方法。

1 聯(lián)38塊目前存在問題

聯(lián)38塊地層可鉆性差，地層巖性復雜，鉆井周期不穩(wěn)定，最慢的聯(lián)38-1井達70天，最快的聯(lián)38-4井為30天；井身結構較復雜，一直采用三開井身結構，技術套管下深超過1000m。同時電測遇阻和劃眼等井壁失穩(wěn)問題時有發(fā)生。聯(lián)38塊處于基本農田保護區(qū)，環(huán)保要求高，征地難度大，征地成本高，這些都導致鉆井投資很高。

2 高效開發(fā)集成技術

針對聯(lián)38塊目前存在問題，采用井工廠模式和整體優(yōu)化設計技術、井身結構優(yōu)化技術、優(yōu)選個性化PDC鉆頭和長壽命等壁厚螺桿+高壓噴射、復雜井眼軌跡降摩減阻以及環(huán)保淀粉基鉆井液體系等系列技術，形成了低成本開發(fā)的集成技術。

2.1 井工廠模式和整體優(yōu)化技術

為節(jié)約土地，減少征地，聯(lián)38塊5口井采用叢式井組開發(fā)方式，采用1個井組施工，套用聯(lián)38-11的老井場，設計軌跡由北向南多穿儲層，節(jié)約永久征地7.5畝。

叢式井組軌跡整體設計中，按照“當井口位置在靶點坐標一側時，大門向著靶點方向則先鉆造斜點深的井，后鉆造斜點淺的井；大門方向背著靶點方向則先鉆造斜點淺的井，后鉆造斜點深的井。當井口位置在靶點中間時，軌跡不交叉，按順序依次施工即可”的原則，優(yōu)化造斜點深度，避免叢式井組之間的憋腿防碰[1]。

2.2 井身結構優(yōu)化技術

聯(lián)38塊已鉆井結構為：一開?425mm鉆頭鉆至80m左右，下入?339.7mm套管；二開?311.1mm鉆頭鉆至1800m左右，下入?244.5mm套管；三開?215.9mm鉆頭，下入?139.7mm套管。雖然二開技術套管在不斷優(yōu)化，由最初的1800m，減少至600m左右，但是該套井身結構依然存在套管層次復雜，大尺寸井眼過長，近1000m左右，導致鉆井周期長，鉆井投資高等問題。針對降低投資和安全鉆井的需要，分析研究聯(lián)38塊孔隙壓力和地層破裂壓力，表明該地區(qū)為正常壓力體系，沒有工程必封點；并且已鉆井的復雜主要為電測遇阻和劃眼等，表明地層井眼穩(wěn)定性較好。因此將三開減少為二開，省去技術套管，將井身結構簡化為：一開?311.1mm鉆頭鉆至400m左右，下入?244.5mm套管；二開?215.9mm鉆頭鉆進，下入?139.7mm套管。簡化后的井身結構減少了大井眼井段600m，減少一個開次的完井作業(yè)，節(jié)約鉆井周期2.5天。

2.3 利用地層可鉆性和實鉆分析優(yōu)選鉆頭，采用激進鉆井參數(shù)

采用聲波時差原理，分析聯(lián)38塊可鉆性在4.5左右，優(yōu)選個性化PDC鉆頭+等壁厚螺桿+高壓噴射鉆井技術提高鉆井速度[2-3]。

在易縮徑的三垛組使用?218mm PDC新型鉆頭S8556DRT，配合等壁厚螺桿，采用36L/s的大排量，聯(lián)38-7井一趟鉆一只鉆頭鉆至2579m，進尺2154m，平均機械鉆速達22.13m/h。聯(lián)38區(qū)塊已鉆井同井段最快鉆速為聯(lián)38-6井，采用M194G1DR鉆頭，機械鉆速為19.65m/h，采用新型鉆頭后，鉆速提高13%，比該區(qū)塊平均鉆速10.38m/h，提高120%。鄰近區(qū)塊同井段最快鉆速為聯(lián)11-6井，采用M194G2D鉆頭，機械鉆速為的13.64m/h，采用新型鉆頭后，鉆速提高70%，上部地層PDC鉆頭使用情況見表1。

表1 上部地層PDC鉆頭使用情況

在下部井段，使用PDC鉆頭S8556DRT鉆進，聯(lián)38-9、聯(lián)38-10、聯(lián)38-11井實鉆平均機械鉆速達到9m/h，較聯(lián)38區(qū)塊已鉆井同井段最快鉆速聯(lián)38-6井的10.17m/h，基本持平；比聯(lián)38塊平均鉆速5.38m/h，提高67%。較鄰近區(qū)塊聯(lián)11塊井同井段最快鉆速聯(lián)11-6井的5.8m/h，提高62%，下部地層新型PDC鉆頭使用情況見表2。

表2 下部地層新型PDC鉆頭使用情況

2.4 復雜井眼軌跡減阻降摩技術

井身剖面設計采用“直-增-穩(wěn)”或“直-增-穩(wěn)-增-穩(wěn)”的結構，造斜率由常規(guī)的8°/100m，降為6°/100m~7°/100m。鉆具組合上采用有利于定向和減少托壓的5刀翼的短刀翼鉆頭，簡化鉆具組合，配合使用水力振蕩器，緩解扭方位井段和大位移井的拖壓，提高鉆速[4-6]。

因地面條件限制，聯(lián)38-7井二開在井深2579~3100m左右井段扭方位30°，聯(lián)38-8井在2349~2705m扭方位井段近40°。聯(lián)38-7井采用常規(guī)鉆具組合，托壓嚴重，工具面控制差，鉆速慢。聯(lián)38-8井采用短刀PDC（FL1653JH），簡化鉆具組合，有效解決了托壓問題，鉆速提高至7.45m/h，相比聯(lián)38-7同井段提高90%，比聯(lián)38塊該井段平均機械鉆速提高40%[7-8]。

2.5 環(huán)保淀粉基鉆井液技術

在三垛組以上地層采用聚合物潤滑防塌鉆井液，在戴南組地層采用抗高溫淀粉基聚胺潤滑鉆井液。

淀粉基聚胺潤滑鉆井液使用FSL120，高溫高壓濾失量小于10mL?，F(xiàn)場鉆井液抗高溫降濾失性能、抗高溫穩(wěn)定性良好，現(xiàn)場軟泥巖地層包被抑制成型，易垮塌的戴南組未出現(xiàn)明顯剝落掉塊，成功解決戴南組深部硬脆性泥巖垮塌和長裸眼潤滑防卡問題。在聯(lián)38塊使用后，井下復雜率為零，電測一次成功。

采用多元抑制封堵儲層保護技術，該技術由抗高溫淀粉FSL-120+超低滲透處理劑LXJ-1復配組成，F(xiàn)SL-120在井壁形成滲透率極低的屏蔽帶，LXJ-1在井壁形成低滲透可變形膠束，協(xié)同作用，阻緩濾液及有害固相進入儲層。實驗表明滲透率恢復值高達80%以上。聯(lián)38-7和聯(lián)38-8井分別成功發(fā)現(xiàn)29.9m和44.8m油層[9-10]。

2.6 合作開發(fā)模式

分解鉆井施工工序和各工序的時效，細化經濟評價已鉆井，倒逼指標優(yōu)化。去除復雜時效后，預測機械鉆速由7.5m/h提高至9.42m/h，純鉆時效由44%提高至47%，預測總周期較定額減少23%。進而與其他公司協(xié)商合作開發(fā)，計劃投資和鉆井公司成本之差的50%由施工方承擔，在投產見效后，采用分成方式補足，進一步降低鉆井投資。

3 經濟效果分析

1）井工廠模式比傳統(tǒng)的布井模式相比，可節(jié)約土地使用，按單井臨時征地1畝計算。5口井采用井工廠模式，5口井可采用1個井場施工，節(jié)約臨時征地80%。采用整體優(yōu)化技術，相比常規(guī)設計技術，可減少叢式井組間直井段防碰風險，減少滑動鉆進調整軌跡井段，節(jié)約鉆井周期。

2）聯(lián)38塊在應用集成優(yōu)化開發(fā)技術后，實鉆全井平均機械鉆速最低為9.79m/h，最高為16m/h，平均機械鉆速為12.9m/h，比技術應用前提高70%。節(jié)約鉆井周期41天，按鉆機日費10萬元計算，節(jié)約投資410萬元。節(jié)約永久征地7.5畝，按畝40萬計算，節(jié)約征地費用300萬元。5口井采用1個井場，單井鉆前投資按50.7萬元計算，節(jié)約鉆前投資203萬元。合計累計節(jié)約鉆井投資913萬元。

3）預測總周期較定額減少41天，按照40鉆機定額計算，累計節(jié)約柴油100t，減小了氮氧化物排放6.28t，減少二氧化硫排放0.4t。

4 結論與建議

經過聯(lián)38塊的開發(fā)探索，已基本形成東部老油田高效開發(fā)技術體系。

1）設計優(yōu)化降本方面：采用叢式井組模式，整體優(yōu)化井組軌跡，可節(jié)約征地，減少因防碰需要而調整軌跡的井段；控制三開、優(yōu)化下深，可減少1個開次的完井作業(yè)節(jié)約投資；采用低造斜率，增加穩(wěn)斜段比例，可減少滑動鉆進井段，增加復合鉆進井段。

2）提速方面：采用高壓噴射技術，優(yōu)選鉆頭，配合等壁厚螺桿、水力振蕩器、旋沖螺桿等降低摩阻及提高破巖效率，提高機械鉆速，提高鉆井周期。

3）鉆井液方面：采用適用性廣的抗高溫淀粉基鉆井液和多元抑制封堵的儲層保護技術，提高井壁穩(wěn)定性，減少泥漿有害廢棄物的排放。

4）生產組織方面：采用合作開發(fā)的模式，和其他公司風險共擔、合作共贏、降低工程造價。