提升海上丛式井网加密井钻井效果的关键措施研究

提升海上丛式井网加密井钻井效果的关键措施研究

刘溪鸣

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摘要：采取丛式井网整体加密的方式，即在原来的丛式井网中再打加密调整井，已经成为海上油田高效开发、提高采收率的重要手段。但这种特殊的调整方式给钻井设计和作业带来诸多技术挑战和难点。基于此，本文以渤海老油田为研究对象，通过技术攻关，形成了一整套适用于海上丛式井网加密调整的关键技术系列，并成功应用于渤海油田多个调整井项目，取得了良好效果。

关键字：海上丛式井网；加密调整井；钻井技术

1海上丛式井网加密调整钻井难点

（1）海上丛式井网一般是以平台为中心点向四周发散的轨迹分布，由于井网密集，井眼之间碰撞风险非常大。如何从新建平台位置的优选、定向井轨迹优化设计方面最大程度降低井眼防碰风险，并提高现场作业的防碰监测与绕障技术已成为今后一段时间内海上调整井安全作业的关键技术之一。

（2）如何利用老平台的设备资源，节约开发投资成本、提高经济效益成为加密调整井深度挖潜的关键问题。采用轻型模块钻机及其滑移共享、单筒多井等核心技术成为解决这一问题的首选。

（3）由于长期的生产开采，老油田原始地层压力降低、含水率上升、油层变薄等问题凸

显，从而导致钻井、固井过程更容易发生漏失，储层保护问题更加突出。如何较为准确的进行地层压力预测，选择合适的钻完井液、固井水泥浆体系也成为加密调整井所必须要解决的问题。

2海上丛式井网加密调整井防碰关键技术

2.1老井井眼轨迹数据精确再处理技术

由于大部分调整井油田都是上世纪九十年代开发的老油田，井眼轨迹的测量结果精确度不高，为避免与老井之间发生碰撞，需要对存在防碰风险的井在生产阶段进行井斜数据的再处理。首先完成了从WGS72到WGS84坐标系统的转换，再利用陀螺复测轨迹，以保证数据的准确性，在此基础上进行井眼轨迹优化防碰设计。

2.2丛式井网钻井平台位置优选技术

与陆上钻井成本构成相比，海洋钻井的特点是钻井平台日费和定向钻井费用（日费）均比较高，而平台位置优选是降低钻井总进尺、作业难度及钻进周期最基本和最有效的手段之一，同时也是海上钻井设计最基础的一项任务。在原来已十分密集的丛式井组中再度加密钻出加密井网，使得加密调整井新建平台位置的选择是一个非常复杂的过程。首先需要对已存在的井眼轨迹进行分析，再根据以“井口位移法”（井组的井口位移之和最小）确定的初始调整井平台位置进行新钻井轨迹设计，并与老井网进行防碰分析，最后根据防碰分析结果对平台位置进行调 整，直到所有井均满足防碰要求为止。

针对上述平台位置优选的复杂性，研究形成了以三维地质模型及原有井网为设计环境的平台位置优选方法。

基于三维井位设计软件 DecisionSpace 和定向井设计软件Compass 实现了含水平井平台位置优选的方法。同时将 3D 钻井地质属性模型与钻井工程优化设计相结合，考虑了钻井工程设计及施工水平、复杂地质构造及地层的危险水平对钻进时间的影响，能够从钻井工程设计上降低风险、提高效率。

2.3井眼轨迹优化及防碰绕障技术

在丛式井网加密调整井的设计与施工中，除了需要时刻注意实钻轨迹与设计轨迹的相符程度及其变化趋势，以确保中靶并保持良好的井身质量外，还需要考虑邻井的设计轨迹和实钻轨迹，用于进行防碰计算与设计。在井眼轨迹防碰绕障设计时，需要综合考虑油藏钻井顺序、井斜方位等因素，合理分配槽口，确定造斜点、造斜率及关键绕障控制点。并采用最精确的最小距离法进行防碰扫描，通过计算井眼距离的分离系数，来判断井眼间距是否处于危险情况，并做出相应的决策。用参考井和比较井的中心距和两井的误差椭圆半径之比来表示井的接近程度，如比值等于 1 说明两井相切，即有可能蹭着邻井；如比值大于 1，说明两井是安全的；如比值小于 1，说明两井不安全，很有可能碰撞套管。

2.4丛式井网井眼轨迹控制技术现场实施要点

（1）直井段防斜打直：表层钻井过程中，除预斜井外，应使用钟摆钻具防斜打直，井斜尽量小于 0.5°。

（2）表层预斜措施：对于表层需要预斜的井采用如下钻具组合：17-1/2"PDC Bit+X/O+

9-5/8"PDM(1.5º)+8"F/V+16-1/4"STB+8"NMDC+8"MWD+8"SNMDC+8"(F/J+JAR)+X/O+5"HWD

P14；一般采用的表层套管下入深度要以表层预斜井斜能够达到 8～10°的深度为参考，以保证二开井眼轨迹尽量分离且造斜时能以 MWD 高边工具面造斜，可使二开可减少使用陀螺定向，节约作业时间，提高作业时效。

（3）精密测量仪器确认已钻井眼轨迹，所有表层段都要有陀螺测斜数据，为后期井的防碰计算提供准确数据。直井段陀螺测量轨迹间隔不大于 10 米/每点。陀螺定向过程中，及时用 MWD工具面及实测结果检验、判断陀螺定向方向是否正确、以及造斜率是否满足要求。

（4）浅层造斜率保障措施：为保证表层的造斜率，马达弯角不小于 1.5°；马达本体扶正套要尽量满眼；上扶正器选择 12-1/4"或着不加上扶正器。钻井参数选择要尽量降低排量，保证钻压，并在造斜过程中尽量不使马达制动，保持造斜工具面比较稳定和连续造斜。

（5）防碰风险井段应采用牙轮钻头钻进通过。

2.5丛式井网井眼防碰地面监测技术

通过技术攻关，提出了一种基于监测套管地面振动信号特征，预测钻头趋近或碰撞风险邻井的定向井防碰监测理论；构建了定向井防碰地面监测及预警装备软/硬件系统。其监测原理为：钻头破碎岩石的过程中会产生振动波，而振动波可以通过地层和邻井的套管传递到邻井套管头上，通过安装在正钻井和风险邻井套管头部位的加速度计，采集通过地层和套管传播到套管头传感器的钻头破岩时（趋近风险井套管时）产生的振动波，利用信号的采集、传输装备将信号传输给计算机，采用所编制的数据处理、分析软件对振动信号进行分析处理，当信号的时域、频域特征超过防碰报警阀值时，系统软件发出报警信息。实现监测系统判断钻头趋近和对邻井套管的碰撞的预警或警报功能。

3海上丛式井网加密调整井配套技术

3.1轻型模块钻机及其滑移共享技术

为了充分利用老平台设备资源，节约加密井网开发投资成本，在采用海洋独特的轻型模块钻机技术的基础上，通过技术创新，研究开发了两平台间短距离模块钻机直接滑移共享技术，其主要的措施是在新老平台之间通过特殊的钢结构滑移轨道实现模块钻机的往复滑动，该技术已成功的应用于渤海 36 油田及 5-2 油田调整项目。应用海上油田两平台间短距离模块钻机直接滑移共享技术，既可以节约设备资源及人力的投入成本，又可以增加平台甲板可利用空间，已成为我国海上老油田二次开发的核心配套技术之一。

3.2单筒多井技术

采用大尺寸隔水导管，在共享一个井槽的情况下将原来只能钻 1 口井增加到 2~3 口井，这种单筒多井技术最大程度的提高了井槽的利用率，可有效降低加密调整井的开发成本

3.3 调整井地层压力预测技术

在油气藏开发中后期，由于储层非均质与注采关系复杂，使得传统的地层压力预测方法不能够适用于调整井的压力预测。

3.4调整井钻完井液体系

由于长期开采，地层压力衰竭严重，对于低压或衰竭油气藏，钻井主要问题表现为：严重储层伤害、压差卡钻、漏失。经过技术攻关研究开发了多套钻完井液体系。主要有：

1）微泡沫聚胺钻井液体系；2）低自由水钻井液体系；3）强封堵小阳离子钻井液体系；4）PRD射孔液、聚胺完井液体系。

3.5调整井固井水泥浆体系

以工业漂珠为主要原料，开发了一套可满足疏松砂岩衰竭油藏固井的低密高强水泥浆体系。

该体系是在紧密堆积和颗粒级配的基础上，以提高干混水泥密实程度，减少液态水泥浆固相间有效空隙度为方向进行研究设计的，体系由减轻剂(漂珠 CP-61)、增强剂(CRET1)、API 油井 G级水泥、降失水剂(G80L)组成。

低密度水泥浆可以保证在多压力体系下不致压漏地层，可防压碎壁面砂体结构，以免造成

水窜；以低密高强水泥浆体系基本配方为基础，加入纤维作为堵漏增韧剂，提高了水泥浆在多压力体系下的防漏性能，增加水泥石韧性，提高侧钻安全保证；加入液体微硅作为防窜剂，提高水泥浆的防窜能力；加入氮气发气剂作为膨胀剂和粘接剂，以减少水泥石的体积收缩，减小微间隙，并提高水泥石与两界面的胶结能力。

4结论和认识

（1）针对目前我国海上油气田开发的技术特点，以及加密调整井的复杂情况，通过探索、实践、研究得出了一套适合于海上加密调整井钻井关键技术及主要配套技术，并将研究成果在工程实践中得到了很好的应用。

（2）海上丛式井网加密调整井的关键和核心钻井技术是如何进行定向井井眼轨迹的控制，特别是如何降低防碰风险。通过技术研究逐步形成了一整套完善的平台位置优选、防碰扫描、绕障防碰和地面监测技术。

参考文献

[1] 张凤久.海上油田从式井网整体加密调整技术研究[J].中国工程科学 2020.13（5）：12-19.

[2] 姜伟.海上密集丛式井组在加密调整井网钻井技术探索与实践[J].钻井工程 2021. 31（11）:12-18.