渤海油田井筒及井槽优化利用技术研究进展及展望*

王晓鹏 许 杰 张彬奇 刘海龙 谢 涛

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

渤海油田于1964年开始建设，经过多年海上油田高效开发及优快钻井技术发展[1-2]，2010年进入了油气产量3 000万吨的历史新阶段，至今已持续稳产10年，2021年底发展成为中国第一大原油生产基地。然而，历经五十多年的开发，渤海部分油田逐渐进入开发中后期，面临采出程度低、综合含水率高、自然递减率高的主要矛盾。为进一步挖潜剩余油，缓解上述矛盾，每年实施约200口调整井，其中使用原井筒和井槽的井占比70%～80%，并且逐年增加[3-5]。调整井的实施助力了渤海油田稳产3 000万吨，而井筒和槽口资源在海洋平台上具有无法替代的稀缺性和重要性。因此，井筒和槽口资源的重复利用技术势必成为能否高效实施调整井的资源保障和关键环节。

渤海油田围绕井筒和井槽资源高效利用开展了相关技术研究与应用[6-11]。2010年，黄毓祥 等[11]在渤中25-1E3 井应用φ244.475 mm套管开窗侧钻技术取得较好效果；2016年，付建民 等[7]利用槽口扩展和水下基盘等技术，在平台原有结构允许前提下，通过内挂井槽、外挂井槽、新增桩腿加挂井槽等3种扩展形式增加槽口数量，使槽口资源得以增加。对无隔水导管的槽口采取非浮吊法隔水导管打桩或非标复合导管下入的方法，盘活现有空井槽资源；利用单筒双井技术，提高现有槽口资源利用率。2017年，韩耀图 等[8]以渤中34油田 F 平台为例，对加挂井槽、单筒双井技术、以及特殊尺寸φ838.2 mm+φ914.4 mm复合隔水导管钻井下入技术进行了应用分析，使已有技术在适用条件方面更加明晰。后续几年渤海油田在老井侧钻方面取得了持续性的成功应用[12-13]。上述技术研究，一定程度上提高了井筒和井槽资源利用率。但是，井筒内仍是以φ244.5 mm和φ177.8 mm单层套管内开窗侧钻为主，且均基于(3°～5°)/30 m全角变化率的井眼轨迹要求，导致了原井筒未能充分利用，新钻井段长、开发投资成本高；井槽资源方面仍是以增加新井槽数量方式为主，未能实现原有井槽重复使用，且增加数量和方位受到限制。基于上述问题，从2012年开始，渤海油田开始针对中短半径侧钻技术[4,13]、同层侧钻技术[14-17]、双层套管开窗技术[18]、分支井重入技术和井槽重利用技术等进行科技攻关。逐步实现了中短半径侧钻全角变化率最高达18.97°/30 m，大大缩短了侧钻点和靶点之间距离，减少了新钻井段长度；针对同层位储层再次开发的同层侧钻高效复产技术；φ339.7 mm和φ609.6 mm大尺寸双层套管一趟钻开窗；并且突破3层套管同时切割、大尺寸预开窗斜向器设计[19-20]、原井眼重入方向控制等技术瓶颈，首创了利用已有低产低效或停产井的井槽，切割回收原隔水导管，重建新隔水导管的系列技术；同时首次创新研发应用了分支井重入技术，即在保持原井动用储层砂体不变的条件下，再新增侧钻一个分支井眼以挖潜原井筒周边剩余油，建立了1个井筒2个分支的复杂结构井，并且2个分支井眼可以实现完井和生产阶段重入，以及单独分支井眼分采或两个分支井眼合采。通过上述技术创新，渤海油田逐步构建完成了从井筒深部到浅部，再到地面井槽的重树技术体系。本文是对上述技术研究的梳理总结，以期为渤海油田高效可持续发展提供借鉴。

1 井筒及井槽优化利用技术新进展

1.1 中短半径侧钻技术

海上油田侧钻作业一直以长半径侧钻为主，侧钻点一般较浅，不能充分利用原有井筒资源，为了最大限度地利用老井眼套管减少钻井进尺，必须将侧钻点加深下移，这就要求必须有较高的造斜率。渤海油田地层疏松、造斜困难，并且常规螺杆钻具弯点距较大，钻头偏移量大，钻具组合通过套管和窗口较困难。

基于上述问题，针对φ215.9 mm井眼研制了一种高造斜率近钻头测斜钻具组合(图1)，通过在近钻头上部设置近钻头测斜短节，使用无线摇传技术将钻头实时井斜数据传输至MWD(随钻测量工具)，并通过钻井液脉冲信号传输至地面分析系统。测斜盲区由原来23 m左右缩减至0.6 m，提高了井轨迹控制精度。优化设计螺杆钻具，弯点设置较常规钻具组合低，马达弯点至马达驱动头底端面距离由1.567 m减少至0.865 m，由于弯点距的减少，该螺杆钻具具备旋转功能，满足高造斜率井眼轨迹控制及井眼净化的需要，并且钻头产生的偏移量小，可实现钻井工具在原井筒及窗口的顺利下入。设计了非对称扶正器，包括一只宽边扶正翼，宽度范围14.5±1 cm与2只窄边扶正翼，宽度范围6.5±1 cm，有效地保证了螺杆钻具造斜作业中工具面的稳定性。一般选择螺杆钻具弯角为1.5°或1.75°，新型螺杆钻具理论造斜率见表1。

图1 高造斜率近钻头测斜钻具组合

表1 30 m理论造斜率对比表

渤海油田储层岩石胶结疏松,属于中高孔渗，且稠油拖拽力强，需要进行防砂，而之前防砂工具的开发都针对长半径井眼轨迹。此次针对中短半径井眼轨迹进行了特殊的优化设计，防砂的外层管柱在原充填滑套总成上部与顶部封隔器之间增加φ101.6 mm密封筒和10 m长的φ127 mm盲管，其他工具不变。在服务工具方面，在液压脱手和平衡总成之间增加10 m长的φ73 mm冲管和旋转接头，其他工具不变。优化后管柱对顶部封隔器具有一定的保护作用，可减小顶部封隔器附近的弯曲刚度，能够有效降低封隔器位置处摩阻力35%，对整个管柱减小约28%总摩阻。

2017年6月26日，渤海油田成功钻出中国海上首口中短半径侧钻水平井SZ36-1-E19H1。截至目前，该技术已逐步推广应用至绥中36-1、渤中26-2、南堡35-2等6个油田12口井，节约进尺6 985 m，充分利用原有井槽，创造经济效益2.55亿元，取得了极大的经济效益。中短半径钻完井技术研究与应用对降低海上钻井成本、提高油气田采收率和经济效益，克服低油价对投资和生产的制约等具有重大意义。

1.2 同层侧钻技术

同层侧钻是指在水平井中新靶点分布在老井眼的同一开采层位，在老井眼水平段回收顶部封隔器和部分筛管，然后在裸眼段注水泥塞侧钻至新靶点的一种深层侧钻方式。具有侧钻工艺操作简单，能保持原井筒尺寸，原有井筒的套管段全部重利用，距离目标靶点近等优点。但弃井作业需要打捞封隔器和防砂管柱，一般老井历经多年生产，井下工况复杂，水平井摩阻大，井口的上提力及扭矩传递效率低，为高效打捞造成困难；同时在水平段注水泥浆阶段，由于重力影响，水泥浆会沿着下井壁一边前进，形成底边指进现象，影响顶替效率，水泥强度达不到侧钻要求。上述原因极易造成弃井工期较长和侧钻成功率偏低。

针对技术难点，结合海上油田开发特点，不断进行技术攻关和实践，逐步形成了渤海同层侧钻的技术工艺。

1) 侧钻窗口设计。一般侧钻点设计在φ244.5 mm套管鞋以下。因此，根据造斜工具能力和井筒内原有管柱结构，需要回收φ244.5 mm套管鞋以下30～50 m的筛盲管，以便为侧钻留足空间。如遇原井筒管柱弃置困难等特殊条件，优选造斜能力强的钻具组合和优化施工参数，渤海油田已成功实施在φ244.5 mm套管鞋以下17 m的范围内窄侧钻窗口条件下的作业案例。

2) 切割回收工艺。一般设计为2刀切割，遵循从下至上的切割顺序，要求避开接箍和打孔位置，第1刀位置设计考虑为侧钻窗口留足空间，第2刀位置设计考虑顶部封隔器的顺利回收。以切割φ139.7 mm筛盲管为例：φ114.3 mm水力割刀(配47 mm刀片)+φ73 mm钻杆若干+变扣211×310+变扣311×410+φ165 mm震击器+φ127 mm钻杆。其中钻杆部分，应使用专业软件设计加重钻杆数量和加放位置。

3) 水平裸眼段注塞技术。一般老井储层段经多年开采，压力亏空严重，需要采取合理的弃置方法，避免对同层位的新井造成影响。渤海油田使用SEAL BOND PLUS堵漏隔离液来防止储层亏空漏失。采取控制水泥浆失水、提髙沉降稳定性、提高触变性、保证 “直角”稠化，提髙水泥石早期强度等措施，防止水泥浆漏失和窜流。施工工艺上加大顶替排量，循环及注替水泥浆期间活动钻具，提高顶替效率，避免水泥浆的指进现象。同时结合海上平台空间受限，部分修井机弃井作业的平台无固井设备，渤海油田因地制宜，创新采用新型化学材料LHD作为裸眼段塞材料，该材料具有占地小、操作简便、有效驻留、胶结强度高、有效期长等特点，满足了水平井同层侧钻作业要求。

水平井同层侧钻技术是在原有储层认识的基础上开展再认识，油藏风险低。工程方面，设备能力要求低，部分修井机可满足要求。与常规侧钻相比，费用降低40%左右。该技术于2016年首次成功示范以来，实施30多口井，成为在生产油田井周同层挖潜的首选技术。

1.3 大尺寸双层套管开窗技术

双层套管开窗是在开窗处存在2层套管时进行的开窗侧钻工艺。由于双层套管的尺寸、壁厚、钢级强度，以及两层套管间的间距等因素的影响，使得双层套管开窗窗口长度增长，窗口形成难度增大，钻具难以和老井眼分叉，侧钻不出技术套管的事故频发，双层套管开窗的可靠性和效率很低，目前双层套管开窗一般为φ177.8 mm和φ244.5 mm双层套管为主。渤海油田首次尝试大尺寸φ339.7 mm和φ609.6 mm双层套管一趟钻开窗取得成功，积累了一定的经验。

首先采用了高硬度的多斜面斜向器，开窗后有效窗口长度长、通过性好，解决了双层套管开窗过程中穿越死点的技术难题。研制形成了高抗拉、压和高抗扭的锚定器和可免投球坐封锚定器的循环短节和坐封服务工具，大幅提高了双层套管开窗过程中斜向器的稳定。其次在铣锥、钻柱铣敷焊抗研磨型好、强度高的合金，提高铣锥工作寿命；铣锥采用微偏心设计，适当提高窗口直径，保证后续钻具通过性；并且合理确定座挂井深，避开内外两层套管接箍位置；采用合理磨铣参数，开窗过程根据实际磨铣情况实施调整。

2017年，大尺寸双层套管开窗技术在SZ1井φ339.7 mm和φ609.6 mm双层套管开窗中应用，其中斜向器座挂钻具组合为SZ-300斜向器+定向接头+φ127 mm钻杆。开窗钻具组合：φ311.5 mm 复合铣锥+φ311.5 mm钻柱铣+φ203.2 mmDC×3+变扣短接+φ127 mm加重钻杆若干。开窗和修窗作业后测量铣锥、钻柱铣外径为308 mm。窗口深度：89.4～96.0 m。磨铣时间21.5 h，修窗时间4 h。与常规作业相比，单井节省工期约5.5 d，节省成本约300余万元。

1.4 分支井轮采技术

渤海油田为了有效治理低效井，进一步挖潜油田剩余油，应用分支井轮采技术，在保留原井眼基础上，侧钻多底分支井开发邻近储层，实现了2个分支井筒相对独立，既可以实现“合采”，又可以根据需要选择性“轮采”，还能够实现各自井眼的修井作业。在原井眼(主井眼)φ244.48 mm套管侧钻φ215.9 mm井眼，着陆段与水平段一趟完钻，采用φ177.8 mm尾管完井作业方式，井身结构如图2所示。分支井轮采技术增加了单井的泄油面积，可有效挖掘井周邻近储层剩余油潜力，实现一井多层开采，提高采收率，改善油田开发效果，已经成为油气田开发的一项关键技术。

图2 分支轮采井井身结构图

分支轮采技术应用之初还存在诸多限制。例如如何保障分支井眼和主井眼的机械连接性能、密封性能和选择性重入可靠性。针对上述难点，渤海油田采用HOOK壁挂式悬挂器，悬挂技术套管或者生产套管坐挂于主井筒内，通过不同的导向器配合，实现不同井筒的密封、连通与重入。其次目标油田储层疏松，稠油拖拽力强，要求砾石充填防砂，而分支井眼导向器内径小，对完井防砂、生产管柱最大外径、刚性设计带来诸多限制，且国内外尚无分支井砾石充填防砂经验。渤海油田采用的分支井眼导向器和壁挂式悬挂器最小内径为154.15 mm，一般砾石充填作业的防砂封隔器外径为152.40 mm，管柱下入间隙小1.75 mm、刚性过强，存在管柱下入风险。针对上述难点，采取了3项优化措施：①重新设计顶部封隔器，将外径由152.40 mm减少至147.32 mm；②将卡瓦和封隔器本体设计为一体，降低下入阻力和预防提前坐封风险；③使用“旋转刮管器+多个强磁刮管器+多功能井筒清洁器”的刮管管柱组合，保证了井筒清洁，确保防砂管柱顺利下入。

分支轮采技术在渤海油田完成了首批次3口井的应用，投产初期日产油252 m3/d，是老井产量的4.7倍。实现了槽口高效利用，大幅节省工程投资，实现了“一井多用”，成功解决了井周邻近储层挖潜问题，具有广阔的应用前景。

1.5 井槽重利用技术

海上油田的开发，从工程建设到钻完井再到采油工程都围绕槽口资源进行。作为平台现有设施的核心，槽口资源具有无法替代的稀缺性和重要性，高效利用井槽资源能够大幅度提高油田的经济效益。之前平台井槽资源的高效利用技术一直围绕如何利用已有平台空间多增加井槽个数的方向开展工作，例如单筒双井、外/内挂槽口等，而井槽个数的增加数量受到平台空间的严格限制，无法满足调整井对井槽资源的需求。渤海油田创新技术思路，从隔水导管重建技术着手，经过8年科技攻关，建立了井槽重利用技术(图3)，即从泥线以下4～5 m位置切割回收原井筒套管串，利用平台原井槽，通过导向锥引导将预开窗斜向器和隔水导管串座挂在原剩余套管串上，重新建立隔水导管并经过斜向器导向，按照预定方位侧钻新井眼的技术。实现了井槽资源从有限到无限的质的转变，实现了单个井槽资源循环利用的目标。

图3 隔水导管重建示意图

井槽重建仍面临诸多难题。首先是需要实现原井筒高效弃置，关键是带水泥环多层套管一次性精准切割。渤海油田研究250 MPa超高压水射流磨料切割技术，对比研究了前混合和后混合磨料射流系统，设计了前混合磨料射流切割系统，主要包括高压泵站、磨料混合装置、切割控制装置、空气撬、脐带缆绞车和水下切割工具，具备渤海泥面以下4～5 m切割作业能力，且具备φ177.8至φ762.0 mm多层套管且带水泥环条件的一趟切割能力，现场已成功实施了φ339.7 mm、φ508.0 mm、φ762.0 mm等3层套管带水泥环一次切割，分段回收作业。该工艺切割口平整，满足了隔水导管重入座挂要求，切割效果如图4所示。

图4 3层套管同时切割效果图

其次，老槽口的套管管柱在泥面以下4～5 m位置被整体切割并拔出弃置后，如何利用平台原井槽重建隔水导管，是一个空白的技术领域，需要解决重入导管下入后的定位问题，并要满足后期可侧钻功能。因此，研发了导向锥+预开窗斜向工具，如图5所示。其中导向锥可实现轴向和径向调节，同时根据现场回收的套管偏向情况，下入前调整好导向锥方位，保证了导向锥准确进入切割后的原井筒内坐挂，即解决了重入导管定方位问题。另外设计了预开窗斜向器，其窗口为弧面渐进式开口，防止起钻时钻头挂台阶面，增加了通过性。斜向器加长设计为10.43 m，斜面角度为3.5°，降低了后续套管下入的弯曲度，减小磨损量。同时在斜向器结构面设计凹槽，控制侧钻钻柱方向，保证了新井眼按照预定方向钻进。

图5 可调节导向锥+预开窗斜向器

针对重入隔水导管稳定性问题，以X52钢材料φ609.6 mm、壁厚25.4 mm隔水导管为例，井口载荷取500 kN、1 000 kN，强风、浪流耦合沿同一平面作用，应用有限元ANSYS软件分析，最大水平位移、最大应力均满足海况重现期为100 a的作业要求，计算结果见表2。

表2 隔水导管稳定性有限元计算结果

2 技术展望

渤海油田在井筒和井槽优化利用技术方面已取得一定的成果，但是随着渤海油田开发不断深入，层间矛盾越发复杂，剩余油挖潜的经济门槛需要持续降低，亟需进一步缩短弃井工期，提升原井筒利用程度，丰富技术手段。因此，渤海油田应着重开展好以下方向攻关：

1) 高效弃井技术开发。针对原有井筒弃置仍是以传统的套铣、磨铣、水力切割方式为主，作业时效低，工期不确定性大，弃置费用较高。针对海洋油气井永久性弃置泥线下多层带水泥环套管的特殊工况，发展机械、水射流及化学的精准切割以及探索激光、电弧等切割方式，并进一步提升带水泥环套管切割后地面分段处理时效。

2) 超短半径钻井及完井技术。为了实现小井眼薄层动用，提高原井筒利用程度，需要在中短半径钻井技术基础上进一步发展超短半径钻井技术，并结合渤海油田以疏松砂岩稠油储层为主的特点，攻关研发超短半径井眼轨迹配套的防砂完井工具及工艺。同时，进一步发展应用多分支井和五级完井等增产技术工艺，高效率利用井筒，节省平台槽口和投资成本。

3) 持续发展提升隔水导管重建技术水平。井槽重树技术在“十三五”期间经历了从无到有的发展阶段，下一步应从深切割回收及重入能力，精准的方位定向，大尺寸及内排井槽重建等方面开展攻关，并持续提升作业效率，实现海洋平台井槽区全覆盖高效重建。

4) 勘探井筒再利用技术。目前海洋钻井中永久弃置的探井无法再转为生产井，上亿元的井筒资源成为了一次性产品，利用效率低。应进一步优化创新平台位置优选方法，攻关井口保留和回接技术，实现堪探井转开发井，促进渤海油田勘探开发一体化进程，有效应对低油价，降低油田开发投资成本。

3 结束语

渤海油田经过不断科研攻关与创新实践，形成了以中短半径侧钻技术、同层侧钻技术、大尺寸双层套管开窗技术、分支井轮采技术和井槽重利用技术为代表的从井筒深部到浅部，再到地面井槽的重树技术体系，很大程度上解决了井筒与井槽的利用率问题，具有较好的推广应用价值。

随着渤海油田开发逐步深入，未来将面临更加严峻的挑战，需要从弃井、重建、及勘探开发一体化方向不断丰富、升级和完善现有的技术体系。引进或攻关适应渤海实际工况的新技术、新工艺和新工具，实现渤海在生产油田的高效开发。