钻采工艺 | 崔国杰等：渤海浅层油气藏高效钻完井技术现状及发展趋势

文摘 2024-08-08 06:11 湖北

作者|崔国杰陈卓李海玉谢荣斌张磊赵佳彬

原题|渤海浅层油气藏高效钻完井技术现状及发展趋势

来源|中国海上油气

小编|小油

→这是"油气研究前瞻"的第255篇文章

当前，中国石油、天然气对外依存度分别维持在70%、40%以上的高位，油气供应成为中国能源安全体系的薄弱环节^[1]。渤海油田作为中国第二大油气田，是中国海油国内产量规模最大的主力油田。2023年，渤海油田全年累产油气当量超3 680万吨，其中原油产量超3 400万吨，天然气产量超35亿立方米，双双创造历史最高水平，原油增量近230万吨，占全国原油增量的50%左右，是国内最大原油生产基地，为保障中国能源安全发挥了主要作用，取得了巨大的经济、社会效益。然而，随着渤海部分区域逐渐步入开发的中后期，渤海油田整体进入“双高”阶段^[2-3],且用海重叠区域制约新油田的勘探开发，亟需钻完井技术突破，保障渤海油田可持续高质量发展^[4-6]。

渤海浅层油气藏的钻完井技术已历经两个阶段的跨越。第一阶段，20世纪90年代，针对海上钻完井周期长，钻完井成本高等问题，引进顶部驱动技术、批钻技术、快速钻井储层保护技术等，平均建井周期由57天缩短至11.19天；第二阶段，2006年，针对调整井丛式井网密集、注采压力系统紊乱等问题，创新形成注采条件下压力评价及调控、密集井网加密钻井防碰、高孔渗低压地层高效封堵等技术体系，有力地支撑了渤海油田稳产3 000万吨油气当量^[7]。近年来，渤海油田在油气当量上产4 000万吨和油气资源劣质化的背景下，钻完井年均工作量由330口攀升至560口，钻完井作业面临作业再提速、井漏、防碰及劣质储层产能释放等新难题。经过长期的探索与研究，渤海目前已形成马达深钻一趟钻提速技术、钻井风险高效管控技术、储层产能释放增产技术、水下井口及采油树系统等关键技术体系，基本实现浅层油气藏开发技术的第三次跨越，平均钻井周期降低至10天以内，助力垦利6-1、垦利16-1、垦利10-1N、渤中29-6、绥中36-1等多个油气田的高效开发。随着勘探开发领域的扩大，渤海油田面临受限区油气田高效经济开发、“少井高产”产能释放等难题和挑战，需要在多分支井窗口支撑和分采技术、长水平段完井防砂技术、浅部疏松地层短半径/超短半径小井眼侧钻技术、减摩降阻钻井液及智能化/国产化水下井口等多个方面开展深入研究，以期持续推动渤海油田的安全高效开发。

浅层油气藏高效钻完井技术体系研究现状

1.1 马达深钻一趟钻提速技术

渤海浅部地层包括平原组、明化镇组及馆陶组等，从中新世开始沉积，具有沉积年限短、地质年代新、黏土含量高、地层成岩差、固结弱、强度低等特征，存在井眼不清洁、憋压蹩扭频繁、井壁易失稳、井眼变形大、钻具粘卡等问题，严重制约渤海浅部地层再提速。

针对以上难题，渤海以“适度扩大井眼+高效携岩”为核心，通过采用振动工具、优化钻井液方案等手段，构建了马达深钻一趟钻提速技术，渤海浅部地层平均机械钻速达70 m/h以上，单井可节省更换钻具组合时间超0.5天。

1.1.1 振动工具优选

渤海先后引入水力振荡器、径向振动短节、振荡马达等多种振动工具[8-13],通过给底部钻具施加额外振动，解决了马达钻具频繁托压、无法接触井底、滑动效率低等问题。各振动工具工作原理如下。

1) 水力振荡器。

主要包括脉冲短节和振荡短节，当钻井液流经脉冲短节时会产生压力脉冲，压力脉冲作用在振荡短节上，产生一定频率的径向蠕动，带动上下连接的钻具产生振动。

2) 径向振动短节。

主要由涡轮组件和偏心总成两部分组成，涡轮组件带动偏心组件旋转产生径向振动，减小钻具摩阻，从而提高马达滑动效率。

3) 振荡马达。

由水力短节、液力马达和钻头端组成，通过水力短节将横向有害振动转换成轴向冲击力，利用产生的高频纵向冲击力来提高钻进过程中钻压的传递及钻进的效率。

根据渤海不同区域的浅部地层地质特点，考虑振动工具主要工作原理及实际应用效果，渤海形成马达+水力振荡器、马达+径向振动短节、马达+双径向振动短节、振荡马达+径向短节、振荡马达+水力振荡器等多种振动工具组合模式及推荐表(表1),实现了绥中、曹妃甸、垦利、渤中、秦皇岛等多个油田的马达一趟钻。

1.1.2 钻井液方案优化

以“适度扩大井眼+高效携岩”为钻井液主要优化方向，针对渤海浅部地层红褐色泥岩发育，易吸水膨胀导致的井眼缩径、憋压蹩扭频繁、倒划眼困难等问题，采用海水膨润土浆深钻技术，将钻井液转化深度加深为明化镇下部，适度扩大上部井眼，释放机械钻速。同时，在“适度抑制+活度平衡”的钻井液体系基础上[14-15],研发新型提切剂BIOVIS-YK,将低黏度下的钻井液ϕ3/ϕ6值由4/7进一步提高到8/10(表2),在不增加循环压耗的前提下，大幅提升钻井液携岩性能。利用landmark软件模拟不同摩擦系数下钻具上提/下放悬重，形成悬重图版，若钻进期间上提/下放摩擦系数持续异常升高，进行循环作业或调整钻井液性能，确保井眼清洁。垦利16-1、垦利6-1、曹妃甸11-1等油田应用该技术，实现单井段一趟钻零短起作业，大幅提高了作业效率。

1.2 钻井风险高效管控技术

1.2.1 丛式井加密井网防碰技术

渤海油田历经多年开发，部署丛式井加密井网成为渤海油田稳产增产的主要方式。一方面，渤海油田平台规模增大，最大的平台槽口数量已超过70口；另一方面，为了充分依托老平台的设施设备，外挂井槽、栈桥连接平台增多，对浅部油气藏的开发带来非常严峻的井眼碰撞风险，渤中28-2S、绥中36-1、秦皇岛33-1等多个项目的防碰风险井占比达到100%。为了避免井眼碰撞，防止井眼报废、井喷等恶性事故的发生，渤海油田以防碰风险指标(表3)为基础[16],结合随钻陀螺仪(图1)及随钻主动磁测距，建立了丛式井加密井网防碰技术[17-20]。其中，自主研发的国产随钻陀螺仪突破了国外技术封锁，测量井斜误差小于 0.1°,方位误差小于2.0°,与电缆陀螺复测精度相当，井下作业时间长达65 h, 多项指标高于国际水平，解决了电缆陀螺复测浪费钻井工期、易发生井下复杂情况、对井斜要求高等问题，实现随钻井眼轨迹的精确测量。对于防碰风险等级极高的井，采用兼具随钻测距和测斜的随钻磁测距防碰工具，测距精度±10%,工具面朝向精度±5°,实现了邻井距离和方位的实时精确计算，实现了丛式井加密井网“零”碰撞，有力保障了渤中28-2S、绥中36-1、秦皇岛33-1等油田的安全开发。

图1 国产随钻陀螺仪简图

Fig .1 Sketch of domestic gyro

1.2.2 井漏综合治理技术

渤海构造运动活跃，构造断裂发育，随着渤海油田开发区块走向“边、碎、小”,井漏风险大幅升高。针对此问题，渤海提出“以避、控为主”的井漏治理技术，在地质方面，针对常规地震偏移剖面无法有效识别漏失薄弱层的问题，提出从多角度多属性识别薄弱层[21],从常规、波形和方差3个地震属性综合判识薄弱层，从而对断层、薄弱层、火山通道等地质风险进行精准识别。在钻井过程中，结合过井地震剖面薄弱点，精细优化轨迹，避开断层及破碎带、避开火山通道至少150 m以上；如无法避免，则轨迹选择尽可能地震剖面清晰、连续的位置穿过断层。当轨迹无法避开断层时，采用精细控压或连续循环等控压方式揭开断层，把井筒压力波动控制在2 MPa以内，在孔隙压力、坍塌压力与漏失压力之间寻找平衡点，预防发生井漏、井涌、井塌等复杂事故。通过应用该技术，渤海恶性漏失事故降低70%以上。

1.3 储层产能释放增产技术

1.3.1 全过程储层保护技术

由于储层压力系统复杂、伤害机理及类型多，渤海浅部储层保护难度大，渤海以“降低井筒流体侵入储层、减少有害固相侵入储层、助力侵入流体返排”为抓手，形成全过程储层保护技术体系[22-24]。

1) 降低井筒流体侵入储层。

针对压力衰竭储层。自主研发了智能暂堵剂，具有良好泥饼自动解除效果，24 h泥饼自动解除效果提高30%,有效抑制了储层污染。绥中36-1、埕北等油田应用该技术，单井超配产20%～150%。

2) 减少有害固相侵入储层。

采用固控配套清除固相技术，振动筛采用进口筛布(API200目以上)+清洁器+2台可用的中、高速离心机配合清除有害固相，配置钻井液/完井液/测试液所需海水须双级过滤，避免孔喉堵塞。

3) 助力侵入流体返排。

针对水敏性气层，在钻完井液和测试液中加入防水锁剂，降低气水界面张力，方便水相返排。

4) 减少储层浸泡时间。

利用随钻测井钻具补测固井质量，提高作业时效，减少储层暴露时间；根据无人平台实际情况，预制生产管汇，提前就位并连接艾普返排流程，实现完井即投产，充分贯彻及时返排理念，垦利6-1亿吨级油田开发项目应用该技术后，日产油超配产45%。

1.3.2 稳油控水技术

针对渤海油田中后期开发中存在的高含水问题，转变控水稳油理念，实现从“后期堵水”向“先期控水”转变[25-26],控水措施由笼统转变为精细。渤海油田已采用的控水技术包括水平裸眼井控水、水平套管井选择性射孔控水工艺技术两大类。其中，水平裸眼井控水技术包括中心管、变密度筛管、ICD、AICD、C-AICD、连续封隔体(轻质颗粒充填+ICD)、亲油疏水颗粒+可充填AICD、水平裸眼井分仓充填+智能控水等；水平套管井选择性射孔控水包括变密度射孔、定向射孔等选择性射孔控水，配合压裂充填深部调剖控水等。通过总结各控水措施的应用效果及储层特点，渤海已形成不同储层的稳油控水措施推荐方案(表4)及控水方案优选流程图(图2)。曹妃甸11-1、秦皇岛32-6等油田采取控水措施后，含水率下降2%～18%(表5)。

图2 控水方案优选流程图

Fig .2 Flow chart of optimal selection of water control scheme

1.3.3 多枝导流钻完井技术

随着渤海油田开发进入中后期，预计“十四五”“十五五”平均单井新增可采收油气分别下降至6.0万吨、4.5万吨，单井井控储量由58万吨降低至30万吨，单井井控储量低、累产逐年下降，亟需提高单井产能。为了解决这一问题，渤海油田以“增产降本”为目标，聚焦多枝导流钻完井技术，扩大泄油面积，以提高单井产能并降低投资。蓬莱25-6-F39M1井是渤海第一口T型分支井，首次成功应用柔性筛管丢手、柔性自膨胀封隔器等工具(图3),实现了主支井眼砾石充填防砂，并顺利完成T型分支井眼柔性筛管砾石充填防砂作业，建立长效稳定的流动通道。渤中29-6-A31M井在分支井眼采用裸眼空心斜向器+裸眼锚定器，首次实现海上分支及主井眼的全井壁支撑，避免生产过程井壁坍塌堵塞生产通道。主支井段油层长361.5 m, 分支井段油层长207 m, 产能达到常规井的1.4～1.7倍，为提高和改善油田开发效果提供新渠道。

图3 裸眼水平分支井防砂

Fig .3 Sand control of open hole horizontal branch well

1.4 水下井口及采油树系统

针对浅海油气开发存在受限区的问题，渤海油田在水下井口开发模式上陆续取得突破。首个浅水水下井口及采油树在锦州31-1气田应用成功，开创自升式钻井船潜水水下安装模式，建立了浅水水下作业钻完井标准化体系，日产气超配产40%以上。顺利完成中国海油首套浅水油井水下井口及采油树海试作业，实现采油树强电穿越系统、液压式井口连接器、隔水管回接、永久导向基座(PGB)单独安装4项成果成功海试，降低成本16%,节省工期0.53天，发现15项科研产品主要问题，有效指导了后续水下井口系统攻关方向。

浅层油气藏钻完井技术面临的挑战及发展趋势

渤海油田为了全力保障在生产油气田稳产、新发现油气田高产，需要探索并完善“少井高产”技术体系，以油藏为核心，灵活运用各种井型，做到定向井、水平井、水平分支井、多底井、阶梯井等量体裁衣，增大油藏暴露面积，实现油田开发高控储、高产出、低成本。同时，渤海油田生态、航路等受限区资源丰富，24个未开发探明油田中，83%处于受限区，受限区储量达8.7亿吨。亟需采用大位移井技术或水下井口技术突破用海瓶颈。目前渤海浅部地层大位移井最大水垂比4.03、最大位移约4 km, 完成浅水气井水下井口钻完井作业及浅水油井水下井口海试作业。若想要实现秦皇岛27-3亿吨级油气田、曹妃甸12-6油气田等油田的开发，还需要将大位移井水平位移提升至6 km以上，并降低水下井口作业成本。下一步，渤海油田需要重点针对以下问题进行攻关。

1) 针对多分支井技术体系不完善、需升级降本以及长水平段完井技术体系不完整的问题，开展裸眼分支井支撑管窗口支撑工艺和分采工艺、套管同层多分支井分支井眼快速分离技术、长水平段分仓防砂控水技术、智能完井分采技术等技术体系的研究。

2) 针对浅部疏松地层短半径/超短半径侧钻技术需要提升技术能力，现有工艺无法满足海上侧钻小井眼要求的问题，开展高造斜率下短半径轨迹(井斜、方位)测量与精准控制、超短半径水平段井斜测量与轨迹调整控制能力，伽马随钻测量技术等技术体系的研究。

3) 针对渤海大位移井水平位移进一步延伸面临的水基钻井液摩阻系数高、非水基钻井液受限，面临管柱下入困难、作业时效低等挑战，开展减摩降阻水基钻井液及适应浅部地层的合成基钻井液研究。

4) 针对渤海大位移井水平位移进一步延伸面临的水基钻井液摩阻系数高、非水基钻井液受限，面临管柱下入困难、作业时效低等挑战，开展减摩降阻水基钻井液及适应渤海浅部地层的合成基钻井液研究。

5) 以模块化、简易化、低成本化为中期目标，以智能化、电气化为长期目标，继续引导浅水水下采油树系统零部件的国产化攻关，完成浅水装备产业链的建设，提高受限区油气田水下井口的开发效益。

结论

1) 在油气当量上产4 000万吨和油气资源劣质化的背景下，渤海油田钻完井技术通过持续科研攻关，形成马达深钻一趟钻提速技术、钻井风险高效管控技术、储层产能释放增产技术、水下井口及采油树系统等关键技术体系，基本实现浅层油气藏钻完井技术的第三次跨越，平均钻井周期降低至10天以内，助力垦利6-1、垦利16-1、垦利10-1N、渤中29-6、绥中36-1等多个油气田的高效开发，满足了渤海油气勘探开发的需要。

2) 随着勘探开发领域的扩大，渤海油田钻完井面临在生产油气田稳产、新发现油气田高产、受限区油气田开发等难题和挑战，渤海油田今后将开展多分支井窗口支撑和分采技术、长水平段完井防砂技术、浅部疏松地层短半径/超短半径小井眼侧钻技术、减摩降阻钻井液及智能化/国产化水下井口等专项技术研究，更积极地推动渤海油田安全高效开发。

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