渤海某油田复杂地质条件下井身结构设计及应用

谭才渊

（中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司，天津 300457）

渤海某油田自2002年投产，主要采取注水驱替的开采方式，经过十余年的注水开发，目前面临三个方面的问题：（1）综合含水70%左右，但采出程度仅12%，开发效果较差；（2）储层非均质性强，进入中高含水阶段，剩余油分布渐趋复杂，预测难度大；（3）采用大段合采合注方式，井控程度低，注采不平衡。在油藏内部层间矛盾突出，长期的合注合采开发方式导致局部储层超压或亏空。而油田原构造又存在非目的层气和风险断层发育，地质油藏条件非常复杂。地质设计是钻井设计应遵循的主要依据，井身结构是钻井设计的关键内容，井身结构设计时应充分考虑断层及异常地层压力等地质因素对钻井作业的伤害及影响[1，2]。因此，该油田的井身结构设计必须充分考虑复杂地质情况的影响。

1 地质风险因素分析

物探及实钻资料均证实，该油田范围内普遍发育有浅部气层，埋深范围广；断层发育复杂，其中不乏数量较多的通海底断层；油藏类型主要为构造层状油藏，构造主体油气沿砂体呈层状分布，不同断块、同一断块不同油组存在不同的油气水界面及压力系统，油水关系极其复杂。

1.1 浅部非目的层气

油田范围内大部分开发区域埋藏有浅部非目的层气，埋深在海拔深度560 m～1 000 m范围内，周边邻井钻遇浅部非目的层气的峰值为29%。

1.2 断层发育复杂

油田构造为一个在基底隆起背景上发育起来的，处于郯庐断裂带上，受两组近南北向走滑断层控制的断裂背斜，走滑断层及正断层将整个构造由北至南切割成22个断块。断层发育非常复杂，部分断层连通至海底。断层埋深在海拔深度440 m～1 500 m范围内。

1.3 储层压力异常

油田原始地层属正常压力系统（压力系数1.0），主要开发形式为注水开发，开发初期主要采取合注合采的开发方式，因层间吸水能力不同、各油组连通关系不一致，导致层间压力差别较大，最大地层压力系数超过1.35，最小地层压力系数小于0.6。

2 井身结构设计策略分析

合理的井身结构设计是确保安全钻井的关键。地质复杂必封点是井身结构设计中需要重点分析的方面[3]，主要包括：（1）下入表层套管封固浅部未胶结的松软砂泥岩层；（2）表层套管封隔浅部易漏失的风险断层；（3）考虑备用一层套管，以应对未知的复杂地质风险。

钻井作业过程中，该油田多种风险因素并存的问题非常突出。浅部非目的层气、断层、欠压层、超压层等多种地质风险因素叠加后，大大增加了钻完井方案设计和作业风险控制的难度。针对多风险因素并存的复杂情况，首先应当考虑采用合理的井身结构来规避风险，确保井控风险可控、方案合理并且具有经济性。井身结构优化策略分析（见图1）。

图1 井身结构分析类型图

2.1 第Ⅰ类：单一风险应对方案

（1）浅部气层：①针对浅部气层校核表层套管鞋处承压能力，满足井控要求；②表层套管下至浅部气层以上，确保表层井段不揭开浅部气层。

（2）断层：①如果井眼轨迹不能避开断层，对于海拔深度500 m以上的断层用表层井段钻穿并封固[4]；②钻进过程中加强封堵，提高井眼承压能力，做好井漏防范措施及堵漏预案。

（3）超压层：针对超压层校核上层套管鞋处的承压能力，满足井控要求。对于不同储层压力系数的井，井控模拟校核结果（见表1）。

（4）欠压层：钻进过程中加强封堵，提高井眼承压能力。

2.2 第Ⅱ类：双重风险应对方案

（1）浅部气层和断层：①若浅部气层在风险断层之上，表层套管下至浅部气层以上，确保表层井段不揭开浅部气层；②若浅部气层在风险断层之下，并且风险断层埋深较浅（海拔深度500 m以上），则表层井段钻穿并封固断层，确保表层井段不揭开浅部气层；③针对浅部气层校核表层套管鞋处承压能力，满足井控要求。

表1 储层压力系数与表层套管下深关系表

（2）浅部气层和超压层：按照单一风险应对方案进行处理。

（3）浅部气层和欠压层：按照单一风险应对方案进行处理。

（4）断层和超压层：①若超压层在断层以上，以能压稳超压层的低限钻井液密度进行设计，钻进至断层之前做短起下钻，确保井眼稳定、起下钻顺畅，提高钻井液封堵性，钻进至断层控制机械钻速，密切监测井眼漏失情况，如果漏失严重，可增加一层套管封固超压层；②若超压层在断层以下，钻进至断层井段提高钻井液的封堵性，提高井眼的承压能力，进入超压层之前做短起下钻，确保井眼稳定、起下钻顺畅，逐步提高钻井液密度至超压层要求的钻井液密度低限，必要时做地层承压能力试验，控制机械钻速钻进至超压层，密切监测井眼是否发生溢流或漏失情况；③根据该油田作业数据统计分析，断层堵漏之后地层承压能力能够达到当量泥浆密度1.45 g/cm3以上，设计阶段对于通过风险断层的井按承压能力1.45进行井控校核。

（5）断层和欠压层：按照单一风险应对方案进行处理。

（6）超压层和欠压层：①若超压层在欠压层以上，以能压稳超压层的低限钻井液密度进行设计，钻进至欠压层之前做短起下钻，确保井眼稳定、起下钻顺畅，提高钻井液封堵性，钻进至欠压层控制机械钻速，密切监测井眼漏失情况，如果漏失严重，可增加一层套管封固超压层；②若超压层在欠压层以下，钻进欠压层井段提高钻井液的封堵性，提高井眼的承压能力，进入超压层之前做短起下钻，确保井眼稳定、起下钻顺畅，逐步提高钻井液密度至超压层要求的钻井液密度低限，必要时做地层承压能力试验，控制机械钻速钻进至超压层，密切监测井眼是否发生溢流或漏失情况；③根据该油田作业数据统计分析，欠压层封堵之后地层承压能力能够达到当量泥浆密度1.50 g/cm3以上，设计阶段对于欠压层的井按承压能力1.50进行井控校核。

2.3 第Ⅲ类：三重风险应对方案

（1）浅部气层、风险断层、超压层：处理对策方案参照双重风险应对策略执行。

（2）浅部气层、风险断层、欠压层：处理对策方案参照双重风险应对策略执行。

（3）浅部气层、超压层、欠压层：处理对策方案参照双重风险应对策略执行。

（4）风险断层、超压层、欠压层：处理对策方案参照双重风险应对策略执行。

2.4 第Ⅳ类：四重风险应对方案

浅部气层、风险断层、超压层、欠压层：处理对策方案参照双重风险应对策略执行。

3 现场应用

以该油田的K-3井为例，需要考虑的主要地质油藏因素有四方面：（1）断层埋深 400 mTVD；（2）浅部气层埋深580 m～850 mTVD；（3）欠压层埋深1 160 m～1 180 mTVD，压力系数0.7；（4）超压层埋深1 250 m～1 280 mTVD，压力系数1.15。根据四重风险应对方案，分别对双重风险进行分析，结果如下：表层套管要封固断层；表层套管下至浅部气层以上，不揭开浅部气层；根据超压层压力系数1.15来校核表层套管下深，确保满足井涌溢流量的要求。根据以上原则及井控校核结论，采用自上而下的井身结构设计方法[5]，井身结构确定：508 mm隔水导管下至130 m，表层339.7 mm套管下至 500 mTVD，311.2 mm井眼钻至完钻井深，下244.5 mm套管，177.8 mm套管作为备用应急套管程序（见表2，图2）。

表2 K-3井井身结构程序

因存在欠压层，在钻前的方案设计及现场作业过程中还应注意，311.2 mm井段下部存在超压层，上部欠压层钻进过程中应添加随钻堵漏材料，提高地层的承压能力，揭开超压层之前做短起下钻，确保起下钻顺畅，避免钻进超压层时出现复杂情况，导致卡钻等次生井下事故。该井超压层压力系数1.15，压力不高，超压层钻进的钻井液密度为1.2 g/cm3，根据此油田的前期研究成果，欠压层封堵作业后地层承压能力超过1.5，不需做地层承压试验。

现场钻井作业时，K-3井表层406.4 mm井眼钻进过程中钻井液有少量漏失，钻进至中完井深500 mTVD，下339.7 mm套管、固井顺利。311.2 mm井眼采用密度为1.12 g/cm3的钻井液钻穿浅部气层，气全量最高3%，之后钻井液中加入随钻堵漏材料钻进至1 150 mTVD，短起下钻，逐渐提高钻井液密度至1.2 g/cm3，钻进至完钻井深，之后顺利下244.5 mm套管、固井。超压层钻井过程中未出现溢流、井漏等复杂情况，全井钻井周期8 d，作业过程顺利。完钻后，浅部断层与浅部非目的层气分别封隔在两个井段，固井质量良好，符合井筒完整性管理要求。

图2 K-3井封隔风险地层示意图

4 结论

对于存在浅部气层、断层、欠压层、超压层的复杂地质条件的油田，井身结构设计时应尽可能规避地质风险，尽量采用简单套管层次封隔地质必封点，留有备用套管以备应急，对于不同地质风险共存的条件下，采用本文提出的井身结构设计策略现场应用效果良好，该井身结构设计策略在渤海油田成功应用了超过50口井，所有井现场作业安全顺利，维持了较低的钻井成本，符合近几年“降本增效”的行业环境要求，满足安全和钻井作业要求。

［1］《海洋钻井手册》编委会.海洋钻井手册［M］.北京：石油工业出版社，2011.

［2］胜亚楠，管志川，张国辉，等.基于钻前风险预测的井身结构优化方法［J］.石油钻采工艺，2016，38（4）：415-421.

［3］侯喜茹，柳贡慧，仲文旭.井身结构设计必封点综合确定方法研究［J］.石油大学学报，2005，29（4）：52-55.

［4］刘小刚，崔治军，陶林，杨进，吴占民，周波.渤海油田科学探索井井身结构优化设计［J］.断块油气田，2011，18（5）：663-665.

［5］方长传.海上深探井井身结构优化设计［J］.石油天然气学报，2013，35（8）：100-102.