渤海边际油田开发配套钻完井技术

2021-01-06霍宏博李金蔓张羽臣何瑞兵

海洋石油 2021年1期

霍宏博，李金蔓，张羽臣，谢涛，何瑞兵

（1. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 30045；2. 海洋石油高效开发国家重点实验室，天津 300459）

渤海边际油田储量规模巨大，开发关键在于海上工程设施的简化以降低投资[1]。简易海洋平台给钻完井专业带来的难度在于：大位移井使钻井难度增加；井槽数量受限制；作业机具费用高昂等导致工程技术投资增加与产量受限之间的矛盾。受经济评价限制，目前能够成功开发边际油田的模式只有几种：利用区域已有生产设施扩展井槽部署井位的“依托模式[2]”，通过一艘油轮在多个简易平台巡回采油的“蜜蜂模式[3]”，一个平台、一条海底电缆及一条海底管线的“三一模式[4]”。边际油田开发模式对钻完井专业提出的挑战是减少井槽部署、降低修井频率、控制更大的地下含油面积。在渤海的渤中区域、曹妃甸区域、锦州区域的多个边际项目[5-6]开发过程中，钻完井技术创新克服了海洋平台结构简化带来的困难，实现了渤海多个边际油田有效开发，在满足工程结构简化前提下降低了油田开发投资，获得了良好的经济效益。结合渤海边际油田所面临的开发难题，介绍了降低投资风险的边际油田开发钻完井技术，并论证制约渤海边际油田开发的钻完井技术瓶颈，提出利用相关行业技术的想法，分析了新技术的应用前景，为渤海边际油田开发整理了思路。

1 渤海边际油田配套钻完井技术

渤海边际油田钻完井技术主要为解决海洋生产平台结构简化、依托已有设施部署井位等难题，并降低钻、完、修井投资。渤海形成了一套边际油田钻完井技术，克服了制约边际油田开发的难题。

1.1 单筒双井技术

边际油田开发中，井槽数量可决定海洋结构物规模。无论依托老平台滚动开发或新建简易平台开发边际油田，均可应用单筒双井技术，用更少井槽钻更多井以提高油田产量，该技术上世纪九十年代在美国怀俄明州应用成功[7]。QK17-2油田是我国海上首个应用单筒双井技术的油田，是单筒双井技术的开端[8]。在一口762 mm隔水导管钻660 mm井眼中成功下入2根244.8 mm套管，但当时660 mm井眼无法实现造斜，海上丛式井绕障存在问题；绥中36-1油田采用444.5 mm钻头钻领眼，660 mm或762 mm扩眼器扩眼实现了两口井339.7 mm套管段预斜，降低了浅层防碰风险[9]，但单筒双井技术不能实现两井表层套管分离，影响井轨迹使进尺增加，且绕障难度高。我国北部湾应用占位钻具技术实现了井轨迹浅层造斜使同一井眼中两井轨迹互不干扰[10]，解决了这一难题，随后该技术在渤海油田推广。渤海A平台依托老平台外扩甲板，增加一排4口单筒双井井槽，满足新增8口井位需求[11]，是工程与钻完井专业相结合为依托老油田挖掘剩余储量取得的进步，经济效益显著。

1.2 大位移井钻井技术

大位移井可覆盖更大面积含油区域。渤海地层地质条件复杂，上部地层以砂泥岩互层为主，坍塌周期短，深部地层为潜山花岗岩、凝灰岩等地层，多套地层压力并存，钻井难度大。再此区域大位移井主要问题为：（1）钻井、测井、套管下入困难；（2）岩屑沉积井眼清洁困难；（3）裸眼段长泥岩浸泡引发井壁周期坍塌；（4）钩载、扭矩较大，对钻井装备要求高。

大位移井定向滑动钻进时间长、岩屑床厚度大易造成钻具托压，严重者会造成黏附卡钻，导致井眼报废。渤海油田应用水力振荡器有效减缓了钻具托压，使钻压有效传递到钻头，提高机械钻速至少10%[12]。

套管下入遇阻制约大位移井开发，为解决套管下入问题，渤海油田应用了漂浮下套管、旋转下套管等技术。漂浮下套管技术是在套管漂浮接箍以下充满空气，下入过程中浮力抵消一部分套管摩擦力，增加钩载便于套管下入的一种操作方法[13]，但漂浮接箍遇阻无法开泵循环。旋转下套管技术无需充气，可用于钻杆带尾管下入，实现遇阻循环[14]。

准确计算摩阻系数可预测作业过程中的最大钩载、扭矩，有助于钻井设备选择，辅助判断井下复杂情况。BZ34-1-D6井基于钩载分析准确判断井眼清洁程度，通过短起下等措施降低了作业风险[15]。

软硬交错地层、高研磨性地层钻井周期长，增加了裸眼段暴露时间。阿特拉扭力冲击器配合专用钻头有效提高了渤中深部砂砾岩及火成岩地层等各向异性及高研磨性地层的机械钻速，减少裸露地层在钻井液中的浸泡，降低发生井下复杂的概率。

多种技术的综合应用拓展了大位移井的延伸极限，使渤海大位移井最大水垂比达到2.8，最大水平位移达到4 090 m。

1.3 单井双泵技术

边际油田导管架结构简单，一般难以配备修井机具，需要钻井船修井，边际项目修井费用占钻完井投资22%～25%，对边际储量能否动用影响较大。双泵技术能够有效降低修井频率，延长修井周期，减少油田开发周期内的钻井船动复员次数[16]。流花油田是我国首次应用双泵完井技术的海上油田，随后该技术引入渤海边际油田开发中，采用“单Y”和“双Y”生产管柱设计，电潜泵一用一备工作模式生产。通过现场实验，摸索出双泵管柱对地层供液能力的要求，总结出因电泵轮换运转减少、长时间停止运转导致电泵锈蚀，形成了双泵、双电缆下入方法等经验。该技术在渤中、秦皇岛、锦州等油田得以规模化应用，降低了电泵故障率，有效控制了油田的开发费用[17]。

1.4 井口回接技术

井口回接技术通过水下基盘、隔水导管遥控接头、泥线悬挂器配合使用达到先钻井后安装海洋工程结构的目的。BZ34-3油田对二十年前采取临时弃井措施的一口探井进行井口回接，使探井转化为生产井开发该边际油田，在探井井位处安装简易井口保护架新增4个槽口；绥中36-1-E平台、渤中34-2/4油田也成功应用了套管回接技术[18]，该技术既能够使勘探投资得以有效利用，又使海洋工程结构投资有的放矢[19]。曹妃甸某边际油田开发前期研究坚持勘探开发一体化思路，应用井口回接技术评价井既能达到勘探储量规模的能力，又具备评价井可转化为开发井的退路。通过评价井落实该油田确实存在储量风险，并没有直接安装导管架整体开发，避免了工程技术投资的浪费。井口回接技术可为海洋争议区域[20]开发赢得时间，为新技术发展创造条件。

多种钻完井技术的综合应用，降低了海上油田开发门槛。

2 渤海边际油田钻完井技术瓶颈

渤海油田虽然已通过多种技术使部分边际油田得以开发，但是渤海仍然存在大量难以动用的边际储量，这类油田开发难度更大。

不同区域地层岩性、轨迹差异使大位移井的延伸极限判断目前仍是技术难题，导致海洋生产平台所部署井位能否覆盖含油层位无法准确判断。影响大位移井延伸极限的瓶颈在于安全钻井周期的确定，长裸眼段钻进导致井壁浸泡时间增加，井壁失稳判断已不是常规岩石力学理论能够解决。运用力化耦合方法判断钻井液浸泡时间对井壁稳定造成的影响[21]，对确定大位移井延伸极限意义重大，但目前力化耦合方法仍需探索发展，以准确预测井壁坍塌周期。

未来还需优化钻井液性能改进、优选钻井液密度，降低钻井液摩阻，减少钻井液滤矢量；另一方面运用钻井提速工具降低钻井周期，有效增加大位移井延伸极限。国外大位移井钻井普遍采用油基钻井液，但渤海由于其环保等特殊要求，大部分海域只能应用水基钻井液[22]，其相比于油基钻井液还存在一定差距，对安全环保钻井液体系改进提高钻井液性能有利于大位移井延伸极限拓展。

依托已有生产设施开发的边际油田浅层绕障风险较高，表层作业上部地层疏松不易造斜且磁干扰严重，井眼防碰难度高，两井区之间高防碰风险甚至导致内挂方案无法推进[23]，而外挂方案需要新增桩腿使工程投资增加，有可能使收益率过低否定边际油田的开发。

目前渤海已经开展泥线预开窗绕障技术尝试，浅部地层直接预设井轨迹方向，有利于丛式井浅层绕障且可实现废弃井槽再利用，为部分油田提供了井槽，但该技术仍存在目标井位选择受限、大尺寸套管套铣作业效率低、造斜点浅等难题。

由于渤海海域特殊性，近年来对安全环保要求持续提高，岩屑、泥浆回收处理使钻完井成本增加[24]，对边际油田经济效益影响极大。海上边际油田的空间局限性和开发经济性限制了常规处理方法的应用，占用空间少、处理费用低廉甚至能够变废为宝的钻井废弃物处理技术亟待开发。

国内外对自升式钻井平台研究主要针对深水[25]，作业日费也相应增加。400 ft水深，悬臂梁覆盖范围100 ft以上自升式钻井平台作业日费较200 ft水深、悬臂梁覆盖范围40～50 ft的自升式钻井平台增加约200%。钻井平台作业日费是钻完井投资占比最大项，渤海水域内海平均水深18 m[26]，最大水深50 m，海底以淤泥为主，渤海相应钻井装备需求也具有特殊性，日费低廉的钻井设备对于渤海边际油田开发意义重大。国内以L-780MODⅡ型作为母型平台进行适应性修改，用圆柱桩腿取代桁架桩腿，降低平台造价2亿元，同时增加了平台甲板面积[27]，作业日费更具竞争力，是钻井平台改造的成功尝试。针对渤海海况的新船型研发或者深水老旧自升平台适应性改造是降低钻井船日费、提高边际油田动用程度的另一条途径。

3 油田钻完井技术展望

钻完井技术突破对于边际油田开发非常重要。大位移井提高预测延伸极限预测准确度、改进钻井液性能等是渤海大位移井需要持续推进的技术，优化井轨迹降低摩阻也是大位移井技术突破的方向之一。悬链线井轨迹设计可减小钻柱摩阻，改善钻柱受力[28]，该技术在国内外大位移钻井中已有成功应用[29]，但在渤海应用较少，未来可进行悬链线井轨迹设计尝试。

钻井装备不应局限于自升式钻井船，一些适用于简易海洋工程结构的钻井设备也能够降低钻完井投资，可搬迁液压钻机占用空间少，非常适合海上作业需求。四川威远区块成功应用了TI-350T全液压深井智能钻机，作业深度达到6 000 m[30]，针对液压钻机国产化及海上应用已进行了尝试[31]，未来液压钻机有望应用于海上简化海洋钻井装备结构。

探井水下回接技术虽然可解决探井转化为生产井的难题，但是也面临临时弃井转为永久弃井增加钻井投资的难题。泥面以下的探井可回接技术可在泥面4 m以下进行井口回接，且满足符合永久弃置标准，目前渤海油田已经立项开展该技术的研究。

除单筒双井技术外，单筒三井技术在我国南海涠洲6-1油田已有应用[32]，该技术虽存在大尺寸井眼清洁及固井用灰量大等难题，但可更好实现空间利用，可为我国边际油田开发提供借鉴。

此外，中短半径侧钻技术、海洋废弃物回收再利用技术、高效防砂延长修井周期等技术未来也有望为拓展渤海边际储量作出贡献。