渤海油田侧钻井槽口优选设计方法

王占领，陈立强

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300459）

海上油气田平台空间有限，为实现稳产增产，新增调整井逐年增多。新建平台成本过高，无法满足经济效益，因此，充分利用老井槽口资源进行侧钻成为了海上油气田稳产增产的重要措施之一[1-3]。统计表明，渤海油田近几年来利用老井进行侧钻的井数逐年增加，已成为了渤海油田调整井增产的重要手段[4-6]。

通常情况下，地质油藏专业通过模拟分析剩余油分布情况，根据平台释放的低效井槽口情况提出相应数量的侧钻井位[7-10]。但如何将低效井槽口与侧钻井位实现合理匹配、最大程度降低作业难度、节约成本，需要钻井设计进行分析[11-13]。

钻井设计的重要一部分是进行槽口优选。在设计过程中可以全面考虑各种因素，将侧钻槽口与侧钻井位进行匹配，进行轨道设计，模拟分析其作业难度，估算工期费用，从而制定出最优的设计方案。

1 渤海某油田侧钻井实施背景

1.1 老井基本数据

渤海油田地层探索相对成熟，主要含油层系位于明化镇组及馆陶组。渤海某油田三口井（E1H、E5H、E7H）为馆陶组某砂体油井，经过十余年的生产，表现为低产低效（日产油量均低于5.0 m3/d），特高含水（含水率高达98%以上），剩余油可采储量低（均少于0.5×104m3），常规措施增油效果有限，经分析认为可利用该三口老井实施侧钻。结合砂体单井动态资料，基于水平井水淹波及范围研究，认为该砂体单井水淹波及范围主要集中在水平井轨迹300 m以内，因此在井间仍然存在剩余油富集区。基于此，计划利用E1H、E5H、E7H三口低效井挖掘井间剩余油，改善砂体开发效果。

三口老井井身结构均为：表层套管13-3/8″，技术套管9-5/8″，水平段8-1/2″为裸眼（图1、表1）。裸眼段的完井方式为优质筛管防砂。投产初期为自喷生产，两年后启泵生产，生产十年左右，进入特高含水阶段，日产油量不足5.0 m3/d。

图 1 井身结构示意图Fig. 1 Schematic diagram of wellbore structure

表 1 井身结构数据Table 1 Well structure data

1.2 油藏实施方案

综合考虑构造、储层、隔夹层、井网、水淹分析、邻井生产现状及剩余油分布等因素，对3口低效井井位进行优化，总体优化至构造较高、厚度大、剩余油富集区的位置。地质油藏专业针对3口井提出了各自的侧钻井位，考虑E1H、E5H目前高含水、累产液较高，存在局部水淹强可能，制定了E1H预案井位。针对老井E1H提出了侧钻井位为A井位，针对老井E5H提出了侧钻井位为B井位，针对老井E7H提出了侧钻井位为C井位，一旦E1H老井侧钻A井位失败，则侧钻D井位，即预案井位。具体侧钻井位与老井位置关系见图2、图3。

2 侧钻井槽口优选设计方法

地质油藏专业通过综合考虑，针对三口低效井提出了3个侧钻井位，并考虑到水淹风险，提出了预案井位。即3口低效井，4个侧钻井位。从图2、图3中可以明显看出E7H老井与侧钻C井位匹配度最高，利用该井侧钻其他任何井位都较远，因此，首先确定E7H侧钻C井位。但是E1H距离A井位较近，E5H距离B井位较近，但E1H与E5H距离预案井位D都较近，无法直观确定匹配方案，因此需要钻井设计优化槽口，寻找最优匹配方案。

2.1 侧钻井槽口优选设计流程

根据以上分析，可以确定的是E7H侧钻至C井位，难以确定的是预案井位D由哪个老井眼侧钻，因此制定了图4中的侧钻方案。E7H侧钻距离其最近的C井位，E1H侧钻距离其最近的A井位，如果侧钻成功，E5H侧钻距离其最近的B井位。如果E1H侧钻A井位失败，则需回填重新侧钻，方案一为：E1H回填侧钻预案井位D，E5H侧钻B井位；方案二为：E1H回填侧钻B井位，E5H侧钻预案井位D。需要从作业难度及经济性的角度对比分析方案一和方案二，选择最优方案。

2.2 侧钻方案优选

图 2 老井轨迹垂直投影图与侧钻井位关系Fig. 2 Relationship between vertical projection and sidetracking well location

图 3 老井轨迹水平投影图与侧钻井位关系Fig. 3 Relationship between horizontal projection and sidetracking well location

通过以上分析，需对比分析E1H与E5H侧钻预案靶点的技术难度与经济性，为此，从全角变化率变化、井斜角变化、方位角变化、造斜段长度、井深、进尺等几方面展开研究，具体对比结果见表2、表3。

从表2、表3可以看出，方案一中E1H老井侧钻至D井位，全角变化率为4.335°/30 m，井斜由51.08°降斜至38.56°，再增斜至90°，为典型的“板凳型”轨迹；方位角由264.1°增至337.17°，再降至291.6°，共计变化118.64°，共计进尺1 134 m。而如果利用E1H老井侧钻至B井位，全角变化率为4.0°/30 m，井斜由60.71°增斜至63.00°，再增斜至90°；方位角由292.44°增至345.98°，再降至311.47°，共计变化88.05°，共计进尺1 211 m。

从表2、表3可以看出，方案一中E5H老井侧钻至B井位，全角变化率为4.0°/30 m，井斜由59.77°降斜至78.52°，再增斜至90°；方位角由271.44°增至337.47°，再降至311.47°，共计变化92.03°，共计进尺1 314 m。而如果利用E5H老井侧钻至D井位，全角变化率为4.0°/30 m，井斜由59.77°增斜至62.45°，再增斜至90°；方位角由271.44°增至317.47°，再降至291.66°，共计变化71.84°，共计进尺1 007 m。

图 4 侧钻槽口优选策略图Fig. 4 Slot optimization strategy map

综上所述，从施工作业难度的角度考虑，方案二是优于方案一的。从进尺的角度可以看出，方案一的总进尺为2 448 m，方案二的总进尺为2 218 m，方案二相对方案一节约进尺230 m。因此，综合对比预案井实施难度及进尺，推荐方案二，即E1H回填侧钻B井位，E5H侧钻预案D井位。目前，该油田三口侧钻井已顺利实施。

据统计，自2013年至2019年，渤海油田的侧钻井数逐年增多，平均每个平台每年侧钻井多达4～5口，需要统筹考虑低效井槽口与侧钻井位之间的关系，对侧钻槽口与井位进行合理匹配，选择最优方案，最大程度降低作业难度及成本。

表 2 方案一侧钻技术难度及经济性对比结果Table 2 Sidetracking technical difficulty and economic comparison results of Option One

表 3 方案二侧钻技术难度及经济性对比结果Table 3 Sidetracking technical difficulty and economic comparison results of Option Two

3 结论

老井侧钻是渤海油田调整井增产的重要手段，本文通过将渤海某油田三口低效井与侧钻井位进行合理匹配，选择难度较小的方案，同时节约成本两百余万元，建立了一种侧钻槽口优选设计方法流程。针对渤海油田越来越多的侧钻井，建议钻井专业与地质油藏专业在确定井位阶段提前联合研究，整体把握低效井槽口与侧钻井位之间的关系，对侧钻槽口与井位进行合理匹配，选择最优方案，最大程度降低作业难度及成本。