王 贊，吳占民，王 攀，賀占國(guó)，陳立強(qiáng)，馮 偉

中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452

渤海油田是我國(guó)海上重要能源基地，也是海上油氣增儲(chǔ)上產(chǎn)的主戰(zhàn)場(chǎng)［1］。隨著人們對(duì)油田勘探開(kāi)發(fā)的不斷深入，整裝油田、優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量的發(fā)現(xiàn)越來(lái)越少，部分老油田逐漸進(jìn)入開(kāi)發(fā)的中后期，因出砂、高含水等原因?qū)е碌彤a(chǎn)、低效井或關(guān)停井?dāng)?shù)量逐年上升，因此，老油田的綜合調(diào)整成為增儲(chǔ)上產(chǎn)的主要手段［2］。

槽口作為平臺(tái)設(shè)施的核心，數(shù)量有限且位置固定，稀缺性和重要性日漸凸顯［3］，高效利用井槽資源是發(fā)揮老油田最大產(chǎn)能效益的關(guān)鍵支撐?？梢?jiàn)，槽口置換技術(shù)是實(shí)現(xiàn)井槽高效利用的核心環(huán)節(jié)，也是降低鉆井作業(yè)費(fèi)用與風(fēng)險(xiǎn)的有效途徑。

本文根據(jù)目前渤海油田成熟的老井眼側(cè)鉆工藝，對(duì)其進(jìn)行槽口置換技術(shù)研究，以形成槽口置換的流程與方法，預(yù)留出的空槽口以備后續(xù)油田綜合調(diào)整需要，以期實(shí)現(xiàn)井槽的高效利用。

1 槽口置換技術(shù)研究背景

1）渤海油田經(jīng)過(guò)多年科研攻關(guān)與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，以滿足地質(zhì)油藏要求為前提，以降本增效為主要目標(biāo)，以前期老井出現(xiàn)的問(wèn)題為統(tǒng)籌分析內(nèi)容，已形成了隔水導(dǎo)管重入、大尺寸雙層套管開(kāi)窗、大尺寸套管下裸眼側(cè)鉆、同層側(cè)鉆、中短半徑側(cè)鉆以及魚(yú)骨型水平分支井等技術(shù)，構(gòu)建基于平臺(tái)老井的從槽口、井筒淺層、井筒深層的全井筒全方位側(cè)鉆技術(shù)體系，很大程度上解決了老井井槽利用率低的問(wèn)題，為槽口置換技術(shù)的開(kāi)展提供了良好的支持［4-7］。

2）渤海油田新落實(shí)的區(qū)塊以“碎、小、邊、深”為主要特點(diǎn)，部分井的平臺(tái)位置距離井位靶區(qū)較遠(yuǎn)，井眼軌道具有井斜大、穩(wěn)斜段長(zhǎng)、水平位移大和水垂比高等特點(diǎn)，鉆井作業(yè)存在長(zhǎng)裸眼段井壁穩(wěn)定性差、摩阻扭矩高、管柱屈曲嚴(yán)重以及井眼清潔難度大等問(wèn)題，導(dǎo)致鉆井作業(yè)難度與風(fēng)險(xiǎn)較大［8-12］。

3）井眼軌道防碰設(shè)計(jì)是實(shí)現(xiàn)渤海油田密集叢式井鉆井施工安全的重要前提。海上油田受平臺(tái)面積限制，井網(wǎng)密集，井槽間距由2.0 m×2.0 m 縮至1.5 m×1.7 m，對(duì)部分新井軌道從中心距離、分離系數(shù)和空間關(guān)系等方面進(jìn)行綜合分析后發(fā)現(xiàn)，防碰問(wèn)題越來(lái)越突出，存在繞障作業(yè)井?dāng)?shù)多、與鄰井軌道互相穿插、井眼碰撞風(fēng)險(xiǎn)高和軌道控制難度大等難點(diǎn)［13-15］。

4）渤海油田部分區(qū)塊在開(kāi)發(fā)過(guò)程中，雖然模塊鉆機(jī)承擔(dān)著后期生產(chǎn)平臺(tái)修井和調(diào)整井作業(yè)的重要角色，但是面對(duì)油田探邊區(qū)域或新增加潛力砂體復(fù)雜的地質(zhì)情況，如淺層氣、風(fēng)險(xiǎn)斷層、異常壓力、易塌和易漏等特殊地層，模塊鉆機(jī)配備設(shè)備已經(jīng)很難滿足鉆井安全作業(yè)要求。

5）綜合考慮自升式鉆井平臺(tái)作業(yè)的水深、升船氣隙、插樁能力、縱向覆蓋能力、橫向覆蓋能力、懸臂梁鉆井載荷、井口布局、生產(chǎn)平臺(tái)設(shè)施避讓、生產(chǎn)平臺(tái)周邊管線、電纜與老樁靴腳印等影響因素后發(fā)現(xiàn)，自升式鉆井平臺(tái)在就位生產(chǎn)平臺(tái)的就位過(guò)程中，存在滑移、無(wú)法覆蓋作業(yè)槽口、刮碰海底管線及電纜等風(fēng)險(xiǎn)，導(dǎo)致鉆井平臺(tái)無(wú)法進(jìn)行就位作業(yè)或就位作業(yè)難度高，無(wú)法保證就位作業(yè)的安全性和穩(wěn)定性。

2 槽口置換技術(shù)分析

2.1 低效井側(cè)鉆工藝技術(shù)

根據(jù)老井與側(cè)鉆靶點(diǎn)的位置關(guān)系，結(jié)合側(cè)鉆井進(jìn)尺、側(cè)鉆井軌道難度、棄井難度、老井井身結(jié)構(gòu)、老井固井質(zhì)量、防碰風(fēng)險(xiǎn)、復(fù)雜地層、完井（泵掛深度、產(chǎn)液量、分采要求）與采油、鉆完井設(shè)備能力等影響因素，側(cè)鉆類型可分為深層側(cè)鉆與淺層側(cè)鉆。

深層側(cè)鉆適用于側(cè)鉆靶點(diǎn)在老井井眼軌道附近，能夠最大程度利用老井井眼的井段，降低鉆進(jìn)進(jìn)尺，側(cè)鉆經(jīng)濟(jì)性好。側(cè)鉆方式包括同層側(cè)鉆和生產(chǎn)套管開(kāi)窗側(cè)鉆。同層側(cè)鉆是在回收生產(chǎn)套管鞋以下30 m 防砂管柱后，在著陸點(diǎn)附近實(shí)現(xiàn)側(cè)鉆的技術(shù)，優(yōu)點(diǎn)是能保留原井眼套管程序，不需要考慮井筒完整性問(wèn)題；缺點(diǎn)是由于沖砂切割打撈防砂管柱難度大，棄井作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)高。但是，可通過(guò)對(duì)沖砂打撈工期量化，根據(jù)打撈篩管經(jīng)濟(jì)工期、決策工期、經(jīng)濟(jì)臨界剩余工期進(jìn)行評(píng)估后，指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)方案的及時(shí)調(diào)整，可最大程度降低作業(yè)成本［16-17］。海上生產(chǎn)套管開(kāi)窗側(cè)鉆的主流趨勢(shì)是中短半徑技術(shù)，該技術(shù)主要包括大斜度高曲率設(shè)計(jì)條件下開(kāi)窗工藝技術(shù)、高造斜率鉆具組合優(yōu)化技術(shù)、井眼曲率與管柱剛度適應(yīng)性分析技術(shù)、尾管與防砂管柱下入技術(shù)等。與常規(guī)側(cè)鉆相比，該技術(shù)具有較深側(cè)鉆點(diǎn)與較高造斜率，能大幅節(jié)省進(jìn)尺、減少鉆井費(fèi)用、規(guī)避復(fù)雜地層、降低防碰風(fēng)險(xiǎn)，可實(shí)現(xiàn)井筒高效多次循環(huán)利用［18-19］。

淺層側(cè)鉆適用于新靶點(diǎn)距離老井井眼軌道較遠(yuǎn)或側(cè)鉆后生產(chǎn)套管尺寸較小且不滿足完井及采油要求的情況。側(cè)鉆方式主要有隔水導(dǎo)管重入、隔水管鞋以下裸眼側(cè)鉆、表層套管段開(kāi)窗側(cè)鉆、表層套管鞋下裸眼側(cè)鉆。隔水管鞋以下裸眼側(cè)鉆是回收隔水導(dǎo)管深度以上的表層套管與技術(shù)套管后進(jìn)行裸眼側(cè)鉆。表層套管鞋以下裸眼側(cè)鉆是回收表層套管深度以上的技術(shù)套管后進(jìn)行裸眼側(cè)鉆。表層套管段開(kāi)窗側(cè)鉆是下入斜向器在表層套管開(kāi)窗側(cè)鉆。

棄井方式主要采用水力割刀切割一層或多層、邊扶正邊套銑或者多刀翼領(lǐng)眼磨鞋磨銑，作業(yè)工藝比較成熟，主要是根據(jù)側(cè)鉆軌道與周邊井的防碰風(fēng)險(xiǎn)，以經(jīng)濟(jì)性為原則，結(jié)合表層套管和技術(shù)套管的水泥返高與固井質(zhì)量檢測(cè)結(jié)果進(jìn)行綜合分析。

隔水管重入是利用磨料射流切割回收泥線以下5 m 包括隔水套管在內(nèi)的多層套管，在底部剩余套管串上座掛帶有可調(diào)導(dǎo)向錐的預(yù)開(kāi)窗斜向器，重新下入無(wú)節(jié)箍隔水管并經(jīng)過(guò)斜向工具導(dǎo)向至預(yù)定方位的技術(shù)，技術(shù)的關(guān)鍵主要包括多層套管切割回收技術(shù)、預(yù)開(kāi)窗斜向器設(shè)計(jì)技術(shù)、井口穩(wěn)定性分析技術(shù)、隔水套管選型技術(shù)等，此技術(shù)可從根源上避免常規(guī)套磨銑作業(yè)效率低的問(wèn)題，而且還能創(chuàng)建井槽再利用的新途徑，重新建立新的大尺寸井眼也利于后期再次側(cè)鉆。

2.2 槽口置換技術(shù)流程

槽口置換是指低效井槽口與平臺(tái)空余槽口的置換。當(dāng)平臺(tái)位置距離靶點(diǎn)井位較遠(yuǎn)或平臺(tái)周邊鄰井較多導(dǎo)致設(shè)計(jì)軌道難度大或防碰風(fēng)險(xiǎn)較大、鉆井平臺(tái)無(wú)法進(jìn)行就位作業(yè)或就位作業(yè)難度高、生產(chǎn)平臺(tái)配備的模塊鉆機(jī)很難滿足鉆井安全作業(yè)要求時(shí)，為了進(jìn)一步降低作業(yè)難度與作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，與地質(zhì)油藏部門(mén)聯(lián)動(dòng)，釋放低效井槽口，采用槽口置換技術(shù)流程（圖1），結(jié)合目前成熟的側(cè)鉆工藝，利用井位附近的低效井進(jìn)行側(cè)鉆，平臺(tái)空余槽口也可滿足后續(xù)調(diào)整井作業(yè)需求，從而能實(shí)現(xiàn)平臺(tái)空余槽口與低效井槽口的高效利用。

圖1 槽口置換技術(shù)流程

根據(jù)槽口置換技術(shù)流程，首先，統(tǒng)籌分析地質(zhì)油藏部門(mén)提供的低效井井眼軌道與側(cè)鉆井位之間的位置關(guān)系，進(jìn)行槽口與井位的優(yōu)化配置；其次，對(duì)是否可深層側(cè)鉆進(jìn)行論證，根據(jù)防碰風(fēng)險(xiǎn)低、避開(kāi)斷層等復(fù)雜地層、避開(kāi)扶正器和套管接箍位置、滿足完井與采油要求、滿足地質(zhì)油藏要求等因素優(yōu)化側(cè)鉆點(diǎn)深度，另外按照《海洋石油棄井規(guī)范》（Q/HS 2025—2020）進(jìn)行老井棄置設(shè)計(jì)；再次，在滿足勘探開(kāi)發(fā)要求、壓力平衡原則、安全作業(yè)原則與經(jīng)濟(jì)性原則下進(jìn)行井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，根據(jù)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)結(jié)果，結(jié)合地層情況，進(jìn)行鉆頭、鉆具組合、鉆井液與固井設(shè)計(jì)，然后，按照井眼清潔要求與反算的摩擦系數(shù)，計(jì)算作業(yè)期間的摩阻扭矩與水力參數(shù)，根據(jù)計(jì)算結(jié)果，結(jié)合井控設(shè)計(jì)進(jìn)行鉆井平臺(tái)選擇，并根據(jù)海底調(diào)查資料、水深、天氣、海況和井槽覆蓋要求等進(jìn)行鉆井平臺(tái)設(shè)計(jì)；最后，測(cè)算出鉆井工期與費(fèi)用，從而優(yōu)選出最佳設(shè)計(jì)方案。

3 槽口置換技術(shù)應(yīng)用

3.1 渤海某油田A/B平臺(tái)

該油田綜合調(diào)整方案是新建1座30個(gè)井槽的井口B平臺(tái)，通過(guò)棧橋與老平臺(tái)連接，本次部署21口井。通過(guò)槽口優(yōu)選與軌道設(shè)計(jì)后發(fā)現(xiàn)，B1 井與B2 井由于靶點(diǎn)距離平臺(tái)較遠(yuǎn)（2 825、3 213 m）且垂直深度較淺（1 121、 1 212 m），導(dǎo)致兩口井的井深較深（3 530、 3 761 m）、穩(wěn)斜角較大（88.52°、78.34°）、水垂比較大（2.52、2.65），且與周邊已鉆井呈“逆向”交叉趨勢(shì)，即B2 井深層與5 口井分離系數(shù)均小于1（圖2），防碰問(wèn)題較嚴(yán)重，作業(yè)難度與風(fēng)險(xiǎn)較高。

圖2 分離系數(shù)掃描結(jié)果

通過(guò)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)與模擬分析后，地質(zhì)油藏部門(mén)提出，油田北側(cè)A 平臺(tái)單筒雙井槽口A1H 井為低效井（該槽口目前僅作業(yè)1 口A1H 井），井身結(jié)構(gòu)為Φ914.4 mm×112 m+Φ339.7 mm×187 m+Φ244.5 mm×2 147.57 m，在Φ215.9 mm水平段完鉆，下入篩管礫石充填防砂完井。

由于該平臺(tái)僅有1 口低效井，因此不需要進(jìn)行槽口與側(cè)鉆井位匹配。首先，對(duì)A1H 井槽口側(cè)鉆B2 井井位的側(cè)鉆點(diǎn)進(jìn)行優(yōu)選（表1），將側(cè)鉆點(diǎn)500 m 與130 m 對(duì)比軌道后發(fā)現(xiàn)，該井的扭方位較大、最大全角變化率較高、井深較深且進(jìn)尺變化不明顯，因此推薦130 m 淺層側(cè)鉆。然后，對(duì)棄置設(shè)計(jì)進(jìn)行分析：①僅套銑切割回收Φ244.5 mm 套管后，Φ339.7 mm 表層套管開(kāi)窗側(cè)鉆，后續(xù)井身結(jié)構(gòu)無(wú)法實(shí)現(xiàn)兩口井作業(yè)要求；②由于該槽口為單筒雙井且平臺(tái)轉(zhuǎn)盤(pán)通孔直徑為Φ698.5 mm，因此該槽口隔水管重入方案困難且風(fēng)險(xiǎn)大；③由于Φ339.7 mm 表層套管與Φ914.4 mm 隔水管環(huán)空間隙較大，套銑作業(yè)過(guò)程中損傷隔水導(dǎo)管的風(fēng)險(xiǎn)小，采用水力割刀在Φ244.5 mm 套管內(nèi)一次切割回收雙層套管（Φ244.5 mm 與Φ339.7 mm），比常規(guī)一次單層切割技術(shù)要節(jié)約工期和費(fèi)用，可保證棄置作業(yè)的時(shí)效性，因此推薦雙層套管回收后隔水管鞋以下裸眼側(cè)鉆。后續(xù)開(kāi)展相應(yīng)的鉆井設(shè)計(jì)，綜合分析：①兩口井井深（2 912 m、2 386 m）較置換前共減少1 993 m；②穩(wěn)斜角降至78.67°、59.25°；③水垂比降至1.94、1.20；④深層與周邊井分離系數(shù)均大于1，防碰風(fēng)險(xiǎn)大幅降低；⑤兩口井較置換前摩阻扭矩大幅減低，并減少一層井身結(jié)構(gòu)；⑥鉆井總工期較置換前減少28%，費(fèi)用降低20%左右。由此可見(jiàn)，通過(guò)采用槽口置換技術(shù)，兩口井作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)降低且經(jīng)濟(jì)效益優(yōu)勢(shì)明顯。

表1 不同側(cè)鉆點(diǎn)的軌道設(shè)計(jì)

3.2 渤海某油田X/Y平臺(tái)

Y1 井是渤海某油田綜合調(diào)整階段的1 口生產(chǎn)井。由于該井靶點(diǎn)距離平臺(tái)1 900 m，設(shè)計(jì)井深2 850 m，井斜角由82°降至53°，且最大井斜角82°段長(zhǎng)約1 100 m（圖3），作業(yè)難度大且風(fēng)險(xiǎn)高。

圖3 Y1井垂直投影

由于該油田生產(chǎn)平臺(tái)數(shù)量較多，通過(guò)篩選井位與周邊不同平臺(tái)的位置關(guān)系后發(fā)現(xiàn)，該井位距離X平臺(tái)較近（約480 m），可利用X 平臺(tái)低效井側(cè)鉆。地質(zhì)油藏部門(mén)通過(guò)綜合分析認(rèn)為，X1H2井鉆遇儲(chǔ)層物性差，滲透率較低，通過(guò)解堵措施治理后增油潛力低，定義該井為低效井且槽口可釋放。X1H2井前期已側(cè)鉆2 次，目前井身結(jié)構(gòu)為Φ914.4 mm×110 m+Φ339.7 mm×241 m+Φ244.5 mm×656 m+Φ177.8 mm×（514～1 850） m，Φ152.4 mm 水平段鉆至2 128 m完鉆，下入篩管礫石充填防砂完井。由于該平臺(tái)僅有1 口低效井，因此不需要進(jìn)行槽口與側(cè)鉆井位匹配。

首先，進(jìn)行X1H2 井槽口側(cè)鉆Y1 井井位的側(cè)鉆點(diǎn)優(yōu)選（表2），對(duì)比側(cè)鉆點(diǎn)686 m 與458 m 軌道后發(fā)現(xiàn)，側(cè)鉆點(diǎn)686 m 方案不僅最大全角變化率較高且進(jìn)尺變化不明顯，而且需Φ177.8 mm 套管開(kāi)窗側(cè)鉆Φ152.4 mm井眼導(dǎo)致后期再次調(diào)整側(cè)鉆難度大，因此推薦458 m淺層側(cè)鉆方案。

表2 不同側(cè)鉆點(diǎn)的軌道設(shè)計(jì)

然后，對(duì)棄置設(shè)計(jì)進(jìn)行分析：①由于該井槽為單筒雙井且鄰井為高產(chǎn)井，因此隔水管重入方案不考慮；②Φ244.5 mm 套管固井水泥返高至250 m，且Φ244.5 mm 套管與Φ339.7 mm 套管環(huán)空小，存在居中度差導(dǎo)致套銑作業(yè)損傷本井或鄰井Φ339.7 mm 套管的風(fēng)險(xiǎn)，作業(yè)難度較大，因此套銑切割打撈Φ244.5 mm套管后Φ339.7 mm表層套管鞋下裸眼側(cè)鉆不推薦；③由于Φ177.8 mm 尾管掛頂深514 m，因此不需要套銑Φ177.8 mm 尾管，采用Φ244.5 mm 套管開(kāi)窗側(cè)鉆Φ215.9 mm 井眼完鉆，作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)與難度較小。

最后，開(kāi)展相應(yīng)的鉆井設(shè)計(jì)，綜合分析：①進(jìn)尺較置換前減少1 688 m；②軌道剖面由“S”形優(yōu)化至“J”形（圖4），穩(wěn)斜角由82°優(yōu)化為58.57°；③作業(yè)最大扭矩由40.81 kN·m 降低至13.97 kN·m，大幅度降低了作業(yè)難度；④鉆井工期減少20%，鉆井綜合費(fèi)用降低15%左右。由此可見(jiàn)，通過(guò)采用槽口置換技術(shù)，大幅降低作業(yè)難度和風(fēng)險(xiǎn)，節(jié)約作業(yè)成本。

圖4 槽口置換前后軌道對(duì)比

4 結(jié)論

1）平臺(tái)槽口作為現(xiàn)有生產(chǎn)平臺(tái)設(shè)施的核心，其稀缺性和重要性日漸凸顯，因此高效利用井槽資源是發(fā)揮老油田最大產(chǎn)能效益的關(guān)鍵支撐，也是降低鉆井作業(yè)費(fèi)用與風(fēng)險(xiǎn)的有效途徑。

2）根據(jù)目前渤海油田成熟的老井井眼側(cè)鉆工藝，建立槽口置換的流程與方法，并在現(xiàn)場(chǎng)成功應(yīng)用，可盤(pán)活大量待利用的槽口資源，最大限度地降低鉆井作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)與費(fèi)用，預(yù)留出的空槽口以備后續(xù)油田調(diào)整井需要，從而實(shí)現(xiàn)井槽的高效利用。

3）槽口置換技術(shù)也可應(yīng)用于渤海油田低效井側(cè)鉆設(shè)計(jì)中，建議地質(zhì)與鉆井專業(yè)提前聯(lián)動(dòng)與及時(shí)溝通，根據(jù)軌道特點(diǎn)與作業(yè)難度，優(yōu)化配置老井槽口與側(cè)鉆井井位，助力推動(dòng)地質(zhì)工程一體化。