渤海某油田加密调整井关键技术研究与应用

渤海某油田加密调整井关键技术研究与应用

裴星越

天津滨海概念人力信息科技有限公司 天津 300457

摘要：调整井作为一种在原有井网基础上补充的新钻井，对于改善油田的开发效果、落实潜力储量具有重大意义。随着渤海油田增储上产要求的进一步细化，规模化实施的井网加密调整井对于增储上产具有举足轻重的作用。但是这些井是在钻井实施过程中面临着定向井方面深、浅层防碰风险严重、地层方面油藏衰竭压力系统复杂等问题，严重影响了钻井成功率。基于此，本文通过对难点和风险点的深入研究，从技术和管理两方面双管齐下，通过单筒双井表层预斜、疏松砂岩连续密闭取芯、优选power drive Archer等新工具的、区域化管理模式等措施的应用，成功完成了多口井的井间加密调整作业。

关键词：调整井；整体加密；油藏衰竭；关键技术

0引言

油田经过一段时间的高强度的开发尤其是进入中高含水期后，及时对井网进行调整，对于落实潜在储量、改善开发效果，提高采收率具有较明显的效果。国内外加密井网主要有加钻点状注水井和加密生产井，以缩小单井控制储量两种方式。这其中渤海某油田采取滚动开发模式，自1993年开采以来截至2020年年底，油田总体采出程度20％以上，综合含水80％。

为缓解层间矛盾，在以往调整的基础上利用定向井+水平井的模式进行整体加密调整。

1加密井作业特点与难点

1.1地层特点

渤海某油田相关区块水深33m左右，地层自上而下有：第四系平原组、上第三系明化镇组和馆陶组、东营组，其巾东营组东二段为该油田的主要含油层系。油田属于正常温度压力系统：地温梯度约为3.22℃／100m，原始地层压力系数接近1.0。经过多年的开采，地层压力不断下降。根据这些年压力测试资料，调整井所在井区地层压力均已经下降，预测综合调整井目的层段地层压力为11.5～13.5MPa，储层压力下降1～2MPa，折合压力系数0.81～0.95。

（1） 平原组垂厚约400m，极其松软：

（2）馆陶组底砾岩以浅灰色砂砾岩为主，部分灰白色，砾石成分以石英为主，次为火成岩岩块，少量燧石，砾径2～3mm，最大4mm，棱角状，砂成分以石英为主，次为长石及暗色矿物，中粗粒，分选差，泥质胶结；

（3）东营组上部沙泥岩互层、灰绿色泥岩为主，有较强的造浆性，储层物性较好，孔隙度在28％～35％之间，平均31％：渗透率在100～10000mD之问，平均2000mD，属于典型的高孔、高渗疏松砂岩油藏。

1.2钻井作业难点

（1）井眼防碰加密之前，全油由共有X口井，本次整体加密，新建2个新槽口平台，2个外挂槽口平台，槽口间距1.8(横向)×2m(纵向)。在原有井刚基础上采用定向井结合水平并调整方式，对目前井网油井问进行加密，地卜井刚密布，井眼轨迹复杂，井槽毗邻原生产平台，浅层防碰压力愈发突出，同时由于属于井问加密，各新钻井靶点均布在已钻井靶点间，由此导致深层防碰问题也极为严重。一方面轨迹实施非常困难，基本上所有井均存在小同程度地防碰问题；另一方面，由于邻近平台均为在生产平台，一旦出现井眼碰撞，钻穿邻井套管的情况，影响巨大，后果不堪设想。

（2）疏松砂岩密闭取芯

密闭取心是取得地层原始含油饱和度、油水动态等数据的晕要技术手段，在海上石油开发中得到广泛的应用。 榆查油田的注水开发效果、油层水洗情况，综合分析剩余油饱和度及驱油效率的分布规律与变化规律，分别在两口井进行密闭取心作业取心l4筒、19筒。两口井取心层位埋藏较浅，压实成岩差，岩心疏松易破碎，从而影响收获率、密闭率。

（3）储层保护

储层压力下降较多，储层压力低；各小层压力系数存在差异，层间矛盾比较突出；不同井区注水量不均，压力系数不同导致储层保护网难。储层压力系数低，储层连通性好，渗透率高，井下漏失风险高。经对比发现加密前油田不仅压力亏空严重，而且受注水影响层间矛盾更为突出，最大层间压差3.03MPa，压力体系更为复杂!因此，储层保护难度更大、钻完井作业安全风险更高。

2加密调整井关键技术

2.1定向井轨迹控制技术

2.1.1老井井眼轨迹的数据处理技术

最初本油田定向井轨迹数据使用的坐标系系统为WGS 72系统。现阶段渤海钻井作业定向井方面使用的坐标系系统为WGS 84系统，WGS 72系统下的定向井轨迹数据将无法在WGS 84系统下实现与周围井的防碰扫描，给定向井防碰扫描带来一定困难，需要将WGS 72系统下的坐标数据转换到wGS 84系统下。此外，鉴于当时的作业条件及测量设备的测量精度所限，部分平台的定向井轨迹数据存在较大误差。

为此，钻完井方面一方面使用keeper系列陀螺，对油田A、B、J等老平台的所有井数据统一进行复测，建立了完备的老升定向井轨迹数据库，另一方面，组织研发专业软件，对原WGS 72系统下的坐标数据，依据相关技术规范和标准，将其转化到WGS 84系统下，首先根据平台中心坐标及结构北角，计算各个井的理论井口坐标数据，然后对转化完成的数据，利用其井口坐标及井轨迹数据进行投影成图，与理论计算值相互验证，检验数据准确情况，确保了转化过程中数据的准确无误。为在渤海某油田钻调整加密井进行精确地防碰扫描奠定了坚实基础。

2.1.2表层预斜技术的再创新

（1）常规表层预斜的创新优化。海上从式井定向井轨迹设计时，为了让上部轨迹不发生碰撞，一般利用上卜错开造斜点、根据轨迹方向分散原则选择槽口等措施。对于初次造斜点发生在表层的做法一般称为预斜技术，但是由于上部地层极其松软，钻头很难产生较大的侧向力，预斜作业存在较大的难度。常规渤海预斜技术采用简易井口闭路循环，利用马达钻具配合合理参数实现。在本次加密调整设计阶段，本着高效、优质的理念，在原有作业工序的基础上，优化思路，提出开路表层预斜技术。即不安装简易井口，不建立闭路循环，通过海水开路钻进配合扫稠膨润土浆的思路，保证作业质量的同时，提高作业效率，单井表层提效20～30％。

(2)单筒双井表层预斜技术。海上平台建造费用极高，将每个槽口的利用效率最大化是降本增效的有力手段。对于914.4mm隔水导管内实现两口井的咀筒双井技术不断发展，最早在岐口17-2油田首次实现啦筒双井，但是在表层防碰压力极大的情况下，如何实现译筒双井的表层预斜是海上油田加密调整的大命题。通过理论研究与不断创新最终形成一套成熟的睢筒双井表层预斜技术：①表层预斜设计造斜率尽量低于3°/30m，第一趟钻具组合444.5mm钻头+1.5°高弯角马达配合低排量、高钻压(尽量钻压跟进)的钻井参数，实现表层压实强度较低、胶结较差情况的预斜；②第二趟扩眼钻具组合：203.2mms．DC(46m)+425．5mm STB+203．2mm F／V+203.2mm DC+X／O+762mm OPENER+203.2mm NMDC+203.2mm MWD+203.2mm NMDC+203.2mm UBHO+203.2mm(F／J+JAR)+X／0+127mm HWDP×14根。第一趟预斜钻进至设计中完井深后，起钻更换第二趟扩眼钻具，要求扩眼钻压持续不低于4～5t，保证进尺不低于正常钻进的1.5倍，以免出现新井眼；③双套管下入。两口井的套管分短筒和长筒，管鞋距离差20m左右，采用倒角套管，先下入长筒套管，再下入短筒套管，长筒套管内灌满钻井液，短筒空置，利用重力、浮力原理分开双套管。

（3）Power Drive Archer混合型旋转导向系统的应用。本油田储层具有埋藏浅、油稠储层胶结疏松的特点，储层物性为中高孔一高渗，岩性以褐灰色细砂岩为主，夹薄层泥岩，泥质胶结。经过长期开发，储层压力衰竭，疏松程度进，一步加深。为了保证水平段钻进过程巾的轨迹控制，同时提高作业效果，优选新型混合型旋转导向系统Power Drive Archer，该系统具有指向式旋转导向和常规弯角马达的复合效果，可实现理论高达15°/30m的造斜率，同时可全力解放机械钻速，最终应用表明平均机械钻速可达90m／h，是本区块马达作业效率的2.2倍。

2.2密闭取芯关键技术

根据油田取心层位地层岩性特征以及渤海油田疏松砂岩地层取心成熟经验，两口井均选择专用取心工具配合硬质合金切削齿钻头和切削齿钻头。

φ311．5nun井眼第一筒取心钻具组合：φ215mm取心钻头+φ213mm取心扶正器+φ178mm取心筒+φ213nmn取心扶正器+定位接头+加压接头+变扣接头(411×630)+φ203．2mm钻铤×1根十扶正器+φ203.2mm钻铤×2根+φ203.2mm随钻震击器+φ127mm加重钻杆×14根。

连续取心钻具组合：φ215mm取心钻头+φ213mm取心扶正器+φ178mm取心筒+φ213mm取心扶正器+定位接头+加压接头+φ165.1mm钻铤×9根+φ165.1mm随钻震击器+φ127mm加重钻杆×14根。

2.3储层保护关键技术

目前面临压力衰竭和注采失衡的难题。如何通过部署调整井提高采收率挖掘剩余储层潜力是目前油田作业的重点，而降低钻完井液侵入储层、减小对地层的伤害是调整井钻完井工程成功的关键。

主要措施有:(1)加强管理周边注入井，原则上要求钻开储层前15天停止邻井同层生产、注水、注气、注聚等作业；(2)提高钻井效率，降低储层浸泡时间；(3)开展随钻测压作业，依据测压结果，合理选择钻井液密度；(4)优化作业程序，严格控制储层段固相含量，进入储层前垂深20～50m，进行短起下钻，并通过大排量循环清除钻井液中有害固相；全程开启固控设备，并保证运行良好，振动筛使用高目数筛布(140目及以上)；储层段钻进采用连续钻进、不倒划眼方式，以避免初始泥饼的破坏，减小钻井滤液的侵入量；完钻后的井筒循环时间要充分，至少循环2个半井筒容积，以振动筛返出干净为标准；(5)精细化钻井操作，减小储层段压力激动，起下钻、下套管时控制速度在0.2～O.3m／s以减少压力激动；(6)优化储层段钻井液配方与操作。

3结论与认识

海上从式井综合调整加密钻井的关键在于对老井轨迹的确定和计划井轨迹的设计，只有这样才能有效避免井眼碰撞，实现油田效率最大化，因此老井轨迹的陀螺复测意义重大，同时表层预斜开路钻进和单筒双井表层预斜技术的创新发展进。进一步扩展了从式井定向井轨迹控制思路，具有广泛的应用前景。对于渤海相关油田来说，在长期开发后压力衰竭而导致调整井面临的轨迹控制、取芯、储层保护问题，本文在深入研究的基础上给出了一套完成的解决措施并成功应用，对渤海老油田的进一步高效开发具有积极的指导意义。

参考文献：
[1]王宝军.海上调整井井槽高效利用技术创新与实践[J].装备维修技术.2020(3)：112-115.