丛式井防碰技术在金县1-1油田的应用

韩雪银付建民钟 帆程 钧及铭侠侯占文

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司; 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司; 3.中海油田服务股份有限公司)

丛式井防碰技术在金县1-1油田的应用

韩雪银1付建民2钟 帆3程 钧3及铭侠1侯占文3

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司; 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司; 3.中海油田服务股份有限公司)

针对金县1-1油田油藏呈条带状分布、开发层位相近,断层众多、井眼轨迹受限,滚动开发、靶点调整频繁,槽口众多、隔水管锤入偏斜,浅部地层松软、造斜难度大等定向井作业难题,综合实施槽口优选和钻井顺序优化、防碰设计精细化、井眼轨迹控制、操作规范化等关键技术措施,形成了一套系统的丛式井防碰技术。该技术在金县1-1油田48口丛式井防碰绕障作业中取得了成功应用,并已推广到辽东湾地区丛式井钻完井作业中,有效保证了钻完井作业的顺利进行,对今后海上其他地区丛式井防碰作业具有借鉴意义。

丛式井;防碰;关键技术措施;钻完井作业;金县1-1油田

由于海上钻井平台井数众多、井位密集等原因,丛式井防碰是海上钻井面临的主要问题之一[1-4]。随着复杂断块油田的开发进行,防碰问题由浅层或上部井段向深层延伸,因此如何减少碰撞几率、降低作业风险,成为解决海上丛式井防碰问题的关键。笔者结合金县1-1油田丛式井防碰实践,在槽口优选和钻井顺序优化、防碰设计精细化、井眼轨迹控制、操作规范化等定向井轨迹防碰方面进行了卓有成效的尝试,形成了一套切实可行的深浅层防碰技术,有力地保障了海上钻井的作业安全,对今后海上其他地区丛式井防碰作业具有借鉴意义。

1 金县1-1油田定向井钻井作业难点

1)油藏呈条带状,开发层位相近。金县1-1油田被近北东走向的走滑断层分为东、西2个构造区块,其中西块表现为一个被断层复杂化的半背斜构造,开发层系集中在东二、东三段;东块是受主走滑断层和断层控制的复杂断块,开发层系在沙一、沙二段。各区块内开发层位相近,同时层厚较薄,从而导致靶点紧邻、轨迹相近,钻井防碰风险剧增(图1)。

2)断层众多,井眼轨迹受限。金县1-1油田断层发育,将整个油田分隔为众多几何形态不规则的含油断块,面积较小(0.28～1.58 km2)。据统计,整个油田构造共发育有21条主要断层,其中东、西区各自发育10余条主要断层。散乱的断块和纷繁的断层制约了井眼轨迹设计,在满足最大化开发效益的同时,还要规避断层、避免井漏,这使得井眼轨迹的可调性大为降低,也增加了防碰风险。图2为金县1-1油田井眼轨迹平面投影及相应的断层分布图。

图1 金县1-1油田井眼轨迹示意图

3)滚动开发,靶点调整频繁。为加快油田开发效率,近年来渤海多个油田采用滚动开发新模式,其中包括金县1-1油田。伴随着这种开发模式的进行,对地下油藏认识会不断更新,随之后续井靶点井位要做频繁调整。以2010年为例,金县1-1油田共进行靶点调整27次,轨迹修改全年未停。频繁的靶点调整,导致平台槽口使用无序化,防碰风险激增。

图2 金县1-1油田井眼轨迹平面投影图及相应断层分布图

4)槽口众多,隔水管锤入偏斜。金县1-1油田建有2座平台,均为4×5+4×5结构、2.0m×1.8m的槽口间距,全平台共布井96口(含单筒双井16口);同时平台隔水管锤入多有偏斜(图3),如A1井隔水导管最大偏斜达0.91°(偏移量1.04m)。密集而偏斜的井口增加了丛式井防碰难度。

图3 金县1-1油田CEPA平台浅部轨迹数据图

5)浅部地层松软,造斜难度大。为降低上部防碰风险,金县1-1油田外排井须表层预斜,通常在150～300m位置。该油田浅部地层(为平原组)多为细沙及淤泥,地层松软,常出现造斜率不足的情况,变相增加了防碰风险和压力。

2 防碰关键技术措施

针对金县1-1油田丛式井防碰难点,提出的解决思路是:利用钻井顺序和层位细化来控制开发层位相近带来的防碰风险;在满足开发目的的前提下,增加控制点,尽量规避断层;积极与地质油藏人员沟通,对潜力区域进行槽口预留,以适应靶点频繁调整;通过甄选钻具、合理选用参数、优化钻井顺序来解决井口多而密、浅部造斜困难的难题。将以上思路逐步细化,从设计和实施2个方面着手,制定出了一套系统化防碰方案,进而形成了丛式井防碰技术,主要包括槽口优选和钻井顺序优化、防碰设计精细化、井眼轨迹控制、操作规范化等关键技术措施。

2.1 槽口优选和钻井顺序优化

滚动开发模式是“实施、反馈、调整、再实施”的过程,因此期间会有多次调整,而且每次调整都是对防碰工作的一次考验,也是对槽口排布合理性的一次检验。金县1-1油田丛式井井数众多且走向相近,因此开展有关槽口优选和钻井顺序优化的前瞻性规划,对于有效降低轨迹相碰风险尤为必要,同时也需要与地质油藏、开发生产等方面相互协作,为合理布局打下良好基础。金县1-1油田主力开发方向是5、7井区,槽口安排时做好相应的预留,保证后续井的可实施性;同时遵循丛式井布井原则,均布槽口,尽量使井眼轨迹呈放射状分布,避免不必要的交叉风险[5]。具体做法为:用外围的井槽钻位移大的、造斜点浅的井;用中间的井槽钻位移较小的、造斜点深的井;钻井顺序按先外排井后内排井、造斜点先浅后深的顺序。实践表明,金县1-1油田后续虽有认识更新,但该油田开发期间无严重浪费进尺或槽口无法使用的情况出现。金县1-1油田井位及槽口使用如图4所示。

图4 金县1-1油田井位及槽口使用情况

2.2 防碰设计精细化

1)优化调整细节,区分防碰层位。相比于单井设计,大平台的丛式井设计在防碰上更加精细,分为造斜方面优化、槽口井序优化和着陆优化3个方面。以造斜方面为例,除了造斜点由外向内逐步加深、造斜井段应均质易钻外,同时还要做到相邻井的造斜点深度错开30m以上,以防止井眼间窜通和磁干扰[5];若最大井斜角超过采油工艺或常规测井的限制或要求,应尝试提高造斜点或增加设计造斜率;若在槽口排布时出现两井不能错开的情况,则可以通过调整造斜点、调整造斜率或防碰绕障的方法来解决。

以金县1-1油田A平台表层预斜扩眼的单筒双井A6H/A41井为例,φ762mm井眼内下入2组φ339.725mm套管,造成套管紧贴,碰撞风险极高。复测φ339.725mm套管内陀螺轨迹,Landmark软件模拟显示A6H(短管)在A41井(长管)的右下方。为此现场采取绕障作业,使用GF20镶齿牙轮钻头先进行A6H井作业。为让2口井尽快分离,钻头出管鞋2m就开始滑动钻进,马达初始重力工具面摆在右90°,期望得到全力增方位效果,既防止了水泥掉块的影响,又确保了A6H井从右边尽快和A41井分离。钻进中密切关注钻井参数,钻压、泵压、进尺均正常,钻具无憋跳现象。滑动8m后进尺明显开始加快,根据经验判断,钻头已经钻出较硬的水泥塞,进入相对松软的浅层新地层,继续保持此工具面滑动2m;随后10m将马达工具面正转至180°,使A6H井从下方进一步加大与A41井距离;之后A6H井按照设计钻进,无明显碰撞征兆。在随后的A41井作业中,第一柱马达工具面对着左20°滑动,后按照设计钻进,钻进中无碰撞征兆。2口井均顺利通过了浅层防碰井段,实际表层套管轨迹如图5所示。

图5 JX1-1-A6H/A41井φ339.725mm套管复测陀螺轨迹及相对位置关系

另外,着陆防碰时不单纯追求分离系数,而以开发层位区别对待,提升油田整体可实施性。JX1-1A开发层位相近,许多井水平段分离系数很小。针对这种情况,将最近距离拆分为垂向和横向距离,针对性重点调整。如果2口井分离系数较小,但垂向上不同层,在作业中就可以通过地质底层分层和增加控制点的方式来规避作业风险。以金县1-1油田A32H和A36H井为例,虽然2口井水平段在距离上比较近,但是钻遇的不是一个油层(图6),垂深上存在差别,在采用严格控制轨迹、增加控制点等方法后,安全顺利地完成了作业。

图6 JX1-1-A32H井与JX1-1-A36H井防碰扫描图

2)先进软件辅助,防碰井段提示。目前普遍使用Landmark软件对平台轨迹进行防碰扫描并提供防碰报告,对存在防碰风险的井眼进行重点提醒,采用的扫描方式主要有三维最小距离扫描法、水平面法和法面法[5-6](图7)。最精确和常用的扫描方式是最小距离扫描法,该方法通过扫描设计井和邻井间的最小距离,确定井眼碰撞和趋近风险,具体的扫描计算通常是专用软件完成的,设计中重点关注该方法计算的最近距离和分离系数,两者相互校验。图8为金县1-1油田A20H井扫描情况,结果显示防碰问题突出,由于开发层位相近,当钻至水平段及着陆段时与周围井存在较大风险(2 350～2 650m井段)。

图7 3种扫描方式对比示意图[5]

图8 JX1-1-A20H井防碰扫描图

3)绕障与预斜。地下油藏情况决定了金县1-1油田井眼轨迹仅有2个方向,如不绕障,大部分井会在彼此紧邻的状态下钻进、着陆和中靶。因此,设计时进行了绕障处理,人为使轨迹在上部井段向四周发散,及早远离平台和井眼密集区域,减轻中上部井段的防碰压力。

2.3 井眼轨迹控制

1)直井段防斜打直技术。直井段是防碰作业的基础,因此防斜打直钻具的选择十分重要。常规钻具多是通过钻具钟摆力产生纠斜力,达到防斜打直的目的[7],使用时一般采用轻压吊打方式,影响机械钻速。结合渤海油田现场实际以及相关院校在提速和降斜方面的理论研究,最终形成了高陡防斜技术[8]。该技术充分利用单弯螺杆受压弯曲变形的特性,在钻进中稳定器和弯钻具在下井壁方向的高速振动带动钻头冲击下井壁,同时形成很大的降斜力,从而达到降斜提速的效果。该技术应用于金县1-1油田的代表钻具组合为φ311.2mm钻头+φ244.5mm单弯螺杆1根(0.75°)+φ228.6mm短钻铤1根(2m)+φ311.2mm稳定器+φ203.0mm钻铤,钻井参数为排量3 500～4 000 L/min,转速50～60 r/min,钻压5～10 kN。

2)预斜段成功造斜。对于表层防碰形势严峻的部分井来说,表层预斜是不错的选择。渤海油田上部地层普遍疏松不易造斜,但随着技术的进步以及防碰形势的需要,表层预斜技术逐渐完善并得到广泛应用。金县1-1油田使用优选的复合钻具配以优选参数进行表层预斜作业,其预斜钻具组合为φ444.5mm钻头+φ244.5mm马达(1.5°)+φ203.2mm浮阀接头+φ406.4mm扶正器+φ203.2mm非磁钻铤+ φ203.2mm悬挂短节+φ203.2mm非磁钻铤+ φ203.2mm定向接头+φ203.2mm随钻震击器+变扣+φ127.0mm加重钻杆×14,钻井参数为钻压尽量跟上,初始排量2 300 L/min,待确认造斜正常后可逐步提高排量至正常,顶驱转速50～60 r/min。

3)陀螺仪器及牙轮钻头的使用。陀螺仪的原理是利用内部仪器高速自转而测得工具的真北方位和工具面,其优势是测量值不受磁干扰,所以渤海地区防碰井段和其他受磁干扰井段都使用陀螺仪,确保定向参数的准确性。金县1-1油田区的地球磁场强度Btotal值为53 810.5 n T,超过±2%的范围需要重点监测,一般在上部定向开始点使用陀螺仪进行造斜定向和轨迹复测作业。以金县1-1油田A37H井为例,对表层数据进行复测,发现与MWD测得数据偏差较多;经及时修正,避免了数据偏差造成的防碰风险。图9为金县1-1油田A37H井MWD数据与陀螺数据的水平投影对比图。

图9 JX1-1-A37H井MWD数据与陀螺数据的水平投影对比图

另外,在防碰段使用牙轮钻头也可以有效降低钻头对套管的破坏作用,但使用牙轮钻头时须注意参数选用,避免钻穿套管情况的发生。

4)实时传输与陆地支持把控。在金县1-1油田定向井钻进过程中,应用实时可视决策系统将现场数据实时传回陆地,包括实时测井数据、录井数据、气测数据、定向井轨迹数据及钻井参数等,再由陆地专家及项目组回馈现场作业指导意见,使现场作业更加缜密细致。尤其是在重点井及井段作业时,陆地专人24 h值班,增加把控力量,及时发现并解决问题。

2.4 操作规范化

为应对存在的防碰风险,金县1-1油田定向井钻井作业实行“单井方案汇报审批制度”,即对每口井做针对性的考虑和设计,其中也包括防碰部分。结合现场情况对已有防碰预案加以细化,规范每步作业,同时责任到人。现场各方有机地形成一个整体,通过观察钻井参数变化、检测振动筛返出物和监听邻井套管等手段的运用,对井下情况有了客观的反馈。在防碰井段优选铣齿牙轮钻头钻进,同时配以较低的钻井参数:钻压10 kN以内,转速40～50 r/min,排量选马达启动排量范围低限,机械钻速保证不低于20m/h。当钻速突然降低、扭矩增大等情况出现,则有可能发生碰撞,这时先将钻具提离井底3～5m,对井下情况进行分析判断,可利用泵入高粘高切膨润土浆的方式携带出井底岩屑,进一步确认观察是否存在铁屑,也可用酚酞滴定检测水泥。如果井眼相碰风险较小,可下钻到遇阻蹩跳点,采用小排量(2 000 L/min左右)、小转速(30 r/min左右)旋转钻进尝试(2～3次)通过该点。若无明显改善,须及时汇报基地,尽早制定下一步方案。

3 现场应用

丛式井防碰技术在金县1-1油田取得了成功应用,本文仅以JX1-1-A40H井为例对上述防碰关键技术措施的实施情况加以说明。A40H井是金县1-1油田中期开发的一口井,由于靶点开发要求及隔水管锤入偏斜等原因,导致防碰形势严峻(表1),须对该井进行绕障作业,以增加与A17井及其余几口井的防碰距离。

表1 JX1-1-A40H井优化前防碰问题统计

按照初始设计,A40H井将在一次造斜结束后按照26.51°井斜、206.31°方位稳斜钻进,但防碰扫描发现该井将在1 168.43m时从A17井的左方1.18m经过,有严重的碰撞风险;另外,该井将分别在724.5m时从A30H井的左上方14.83m、在924.06m时从A7井左上方22.43m、在1 363.37m时从A11H井左上方29.65m经过,也存在一定防碰风险。通过分析A40H井与防碰井的相对位置关系,决定在400m深度向左边进行一个160m的防碰绕障,这样将会在往后的950m进尺内相对原设计产生一个最大为76m的向左的偏移量,以此来增加A40H井与多口防碰井的最近距离。

A40H井在实钻过程中,从398m开始工具面摆在左60°,以确保更好的扭方位效果。马达造斜钻具平均每柱滑动钻进17～19m,平均全角变化率在(2.5～3.2)°/30m。整个过程严格按照防碰绕障设计钻进,实时模拟预测轨迹的变化,确保与A17井及其他井有较远的分离距离;司钻密切注意钻井参数变化,并派经验丰富的钻井班人员在井口处监听防碰井是否有异常撞击声;录井人员实时从振动筛处捞取返出岩屑并滴酚酞,确保返出物中一直没有水泥成分;MWD仪器每柱测斜时同时记录磁场强度,实测最小值为53 012 n T,最大值为54 108 n T,当地参考磁场强度为53 810.5 n T,达到了MWD仪器实测值的误差要求,表明测斜数据可信,实钻轨迹附近无邻井套管的磁性干扰。钻进至1 387m时, A40H与A17井实际距离从之前的1.18m增加至65m,极大降低了两井发生碰撞的风险(表2、图10)。1 387～1 615m井段,实钻轨迹又逐步回到原设计线上,保证了中靶。另外,A40H井轨迹的变化也使其与另外几口井的距离进一步加大,实钻时各项钻进参数正常,无相碰征兆。这说明,本次防碰绕障发挥了应有的作用,保证了钻井作业的顺利进行。

表2 JX1-1-A40H井优化后防碰问题统计

图10 JX1-1-A40H井绕障前后防碰扫描图对比

4 结束语

截至2011年底,金县1-1油田总计钻完井48口,通过实施丛式井防碰技术,作业期间未发生井眼交碰情况,优质高效地完成了作业任务。之后,丛式井防碰技术在辽东湾地区成功进行了推广,现场作业期间无一起类似钻穿套管的重大事件产生,为今后海上其他地区丛式井防碰作业提供了借鉴经验。

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Application of anti-collisionsolution for cluster wells in JX1-1 oilfield

Han Xueyin1Fu Jianmin2Zhong Fan3Cheng Jun3Ji Mingxia1Hou Zhanwen3
(1.CNOOCEnerTech-Drilling&Production Co.,Tianjin, 300452;2.Tianjin Branch of CNOOC Ltd.,Tianjin, 300452;3.COSL,Tianjin,300457)

Aimed at the technicalproblems in directional drilling operations in JX1-1 oilfield,including the banding distribution of reservoir,developable layers closed to each other,faults,restriction of welltrack,development in a rolling way,frequent change of targetspot,a lot of wellslots,decline of riser,softshallow formation and difficulty in deflecting,asystematical anti-collision technology for cluster wells was developed,based on optimization of wellslots and drillingprogram,fine design of collisionprotection,well track control andstandardization of operation.The technology wassuccessfully used in the operations of collisionprotection and avoidance of obstacle in 48 cluster wells in JX1-1 oilfield,as well as clusters in Liaodong bay.The technologyprovides technicalsupport for drilling and completion operations.Moreover,it canprovide reference for collisionprotection of cluster wells in other offshore areas in the future.

cluster wells;anti-collisionsolution; key technology;drilling and completion operations; JX1-1 oilfield

2013-11-08改回日期:2014-02-10

(编辑:孙丰成)

韩雪银,男,工程师,2006年毕业于中国石油大学(华东)机械设计制造及自动化专业,现主要从事钻完井监督工作。地址:天津市塘沽区渤海石油路668号海洋石油大厦B座(邮编:300452)。E-mail:hanxy2@cnooc.com.cn。