海上油田丛式井平台位置优化方法研究与应用*

李 滨 刘书杰 耿亚楠 岳家平

(中海油研究总院 北京 100028)

海上油田丛式井平台位置优化方法研究与应用*

李 滨 刘书杰 耿亚楠 岳家平

(中海油研究总院 北京 100028)

针对以钻井总进尺为依据选择海上油田丛式井钻井平台位置的方法存在无法完全反映钻井时间和费用的问题，通过对定向井钻井难度评价，开展了定向井钻井难度系数与机械钻速变化规律以及造斜段与稳斜段机械钻速变化规律的研究,确定了平台位置所对应的总钻井时间，并在此基础上建立了以钻井时间和费用为标准的海上油田丛式井平台位置优化方法。应用实例计算表明，本文所建立的海上油田丛式井平台位置优化方法可有效节约钻井成本，有利于高效开发海上油气田。

海上油田；丛式井；平台位置；优化方法；钻井时间；定向井难度系数；机械钻速；钻井费用

海上油田开发具有高风险、高投入及受海上环境条件限制等特点，因此井口平台位置的合理选择是降低海上钻井投资及风险、提高油田开发效益的关键[1]，目前已形成“水平位移之和最小”、“总井深之和最小”、“井深与总水平位移之和最小”等平台位置优选方法[2-4]。尽管决定钻井投资大小的指标与钻井进尺有关，但其最终与钻井周期有直接关系，而钻井周期长短不但与总进尺有关，还与机械钻速密切相关。因此，现有的平台位置优选方法存在仅以钻井进尺作为衡量钻井投资高低的标准、无法准确评估钻井难度对钻井时间和钻井投资的影响等问题。为改善上述不足，优选出更加合理的钻井平台位置，在平台位置选择时不能仅依靠总进尺来衡量钻井成本，而要在准确预测机械钻速基础上，准确预测钻井时间，进而形成一套以钻井时间和投资最小为目标的丛式井平台位置优选方法。笔者通过对定向井难度系数与机械钻速变化规律以及造斜段和稳斜段机械钻速变化规律的研究，对钻井时间进行了准确预测，进而形成了以钻井投资最小为目标的丛式井平台位置优化方法，并进行了应用实例分析，显著降低了海上油田丛式井钻井投资费用。

1 定向井钻井时间预测

准确预测钻井时间，需要准确评估不同定向井的钻井难度及对应的机械钻速。钻井难度的评价可以通过建立钻井难度评价参数来反映，同时也可以通过井眼轨迹中造斜井段与稳斜井段的长度来衡量[5-7]。本文选择上述2种方法预测钻井时间,为平台位置优选奠定基础。

1.1 定向井难度系数与机械钻速变化规律

目前还没有统一的定向井钻井难度评价指标，通常只能用井深、井斜、全角变化率等参数来定性评价[8-10]。 W.Oag Alistair等[11]提出了定向井难度系数的概念，并建立了定向井难度系数计算模型(公式(1))，从而能够达到简单快速评价定向井钻井难度的目的。

(1)

式(1)中：D为定向井难度系数，无因次；Hm为井眼斜深，m；Sa为沿井眼位移，m；τ为曲率，无因次；Hv为垂深，m。

式(1)综合考虑了斜深、井斜、方位、曲率等因素对钻井难度的影响，该模型有利于对定向井钻井难度做出快速准确的评价。通过大量的数据分析，按照定向井难度系数的大小可将定向井分为4种难度级别，结果见表1。

表1 定向井难度系数分类及特点

对M油田已钻井的机械钻速进行了统计，水平井和常规定向井的机械钻速随垂深的变化规律如图1、2所示。由图1、2可以看出：随着垂深的增加，机械钻速呈递减趋势；当垂深小于1 800 m时,机械钻速约10～35 m/h；当垂深大于1 800 m时，机械钻速约5～25 m/h。

图1 水平井机械钻速随垂深的变化规律

图2 常规定向井机械钻速随垂深的变化规律

因此，为了尽量减小地层因素对机械钻速的影响，更加准确地描述机械钻速与钻井难度的关系，以垂深1 800 m为界分段分别对水平井和常规定向井的机械钻速随难度系数变化关系进行了分析，结果如图3、4所示。由图3、4可以得出,在同一深度范围内，水平井和常规定向井的机械钻速均随难度系数的增加而呈线性递减趋势，因此可以利用难度系数与机械钻速的对应关系来预测钻井时间。

图3 水平井机械钻速随难度系数变化规律

图4 常规定向井机械钻速随难度系数变化规律

1.2 造斜和稳斜井段机械钻速变化规律

定义造斜效率为造斜井段与稳斜井段机械钻速的比值，用于反映造斜工具在造斜与稳斜井段机械钻速的差异。对渤海J油田造斜井段和稳斜井段的机械钻速进行了统计，并根据统计数据将造斜井段分为5段进行对比，从而得到了旋转导向和马达等2种造斜钻具组合在不同深度井段的机械钻速和造斜效率，结果如图5、6所示。

从图5、6可以看出：马达滑动造斜钻具组合适合小于1 500 m的造斜井段，而旋转导向钻具组合则适合大于1 500 m的造斜井段；在相同深度范围内，稳斜段的机械速度均高于造斜段的机械钻速,旋转导向造斜效率在0.60～0.72，马达造斜效率在0.33～0.55，说明旋转导向工具比马达工具的造斜效率高；随着造斜井段深度的加深，旋转导向与马达的机械钻速都逐步减小，且以马达工具的机械钻速降幅最大，其造斜效率对深度变化更为敏感，因此马达工具机械钻速更容易受到井深增加的影响。

图5 不同深度井段平均机械钻速对比

图6 两种造斜钻具组合在不同深度井段造斜效率对比

2 丛式井平台位置优化方法

目前采用的平台位置优选方法无法按照不同定向井的难度准确预测钻井时间，难以真正按照钻井费用最小的指标选择平台位置[10-12]，因此结合上述定向井钻井时间预测方法建立了丛式井平台位置优化方法，具体步骤如下：

1) 调研目标区块和相邻区块已钻井资料，计算定向井难度系数随机械钻速的变化规律或造斜井段和稳斜井段的机械钻速差异，作为钻井时间预测基础；

2) 采用DecisionSpace或Landmark软件设计定向井的井眼轨迹；

3) 利用DecisionSpace软件选择出最小进尺和权衡难度条件下的平台位置；

4) 根据油田靶点分布特征，确定可能的备选平台位置；

5) 以第1步中统计分析得到的不同钻井难度或造斜井段与稳斜井段机械钻速为基础，对备选平台位置条件下的定向井钻井时间进行预测；

6) 对比各平台位置条件下定向井钻井时间，选择总钻井时间最短的平台位置作为可能的平台位置。

7) 在第6步中选出的平台位置附近选取备选平台位置，按照第5、6步再次对平台位置进行细化，直至选出钻井时间和投资最优化的平台位置。

3 应用实例

A油田油藏埋深1 070～1 480 m，共设计12口水平井。根据最小进尺和权衡难度优选的该油田平台位置见图7。由井眼轨迹数据分析可知，根据最小进尺优选出的平台位置1在油藏中间，最大狗腿度达到6.6°/30 m，狗腿度大于3°/30 m的井有5口，造斜井段钻井难度较大，虽然在此位置进尺最短，但钻井难度较大，机械钻速随难度增加而下降；而根据权衡难度优选出的平台位置16的造斜率虽下降到3°/30m，但总进尺由24 219 m增加到了30 784 m。因此，根据最小进尺和权衡难度优选出的该油田平台位置均无法保证钻井时间最少、费用最低，需要进一步优化平台位置以降低钻井难度、提高机械钻速，最终降低钻井时间与投资费用。

图7 根据最小进尺和权衡难度优选出的A油田平台位置

3.1 利用定向井难度系数法优选平台位置

利用本文建立的平台位置优选方法，在该油田最小进尺平台位置1与权衡难度平台位置16之间逐步进行优化，直到备选平台位置间距离小于50 m停止优化(共45个备选平台位置，含平台位置1、16，见图8)。分别计算45个备选平台位置处12口井的钻井进尺和钻井时间，由计算结果(图9)可知：在备选平台位置45处的钻井时间最小为55.0 d，与备选平台位置1相比节约钻井时间3.6 d，并且与备选平台位置1相距305 m，因此可以将备选平台位置45作为平台位置。

图8 根据本文定向井难度系数法优选出的A油田全部

3.2 优选平台位置经济性评价

参考中海油2014年的钻完井机具费用，综合日费分别假定为80万、120万、150万、200万元，旋转导向费用假定为27.6万元/d，利用公式(2)、(3)计算该油田优化后平台位置45较平台位置1节约的钻井费用，结果如图10所示。

ΔC马达=C综合日费×Δt总

(2)

ΔC旋转导向=C综合日费×Δt总+C旋转导向×Δt造斜(3)

式(2)、(3)中：ΔC马达为采用马达造斜钻井投资节约费用，万元；ΔC旋转导向为采用旋转导向造斜钻井投资节约费用，万元；C综合日费为采用马达情况下钻井综合日费，万元；C旋转导向为采用旋转导向情况下钻井综合日费，万元；Δt总为节约的总钻井时间，d；Δt造斜为节约的增斜段钻井时间，d。

由图10可以看出，采用本文方法优化平台位置后，在不同的钻井综合日费条件下，采用2种造斜工具均能节约钻井时间和费用，具有较好的经济效益。

图9 A油田不同备选平台位置处的钻井时间和钻井进尺

图10 不同钻井综合日费条件下A油田平台位置优化节约的钻井成本

4 结论

1) 通过评价定向井钻井难度,研究定向井难度系数与机械钻速的对应关系,以及定向井稳斜段和造斜段机械钻速的变化规律，可以准确预测得到平台位置对应的总钻井时间。

2) 在准确预测定向井机械钻速和钻井时间基础上，建立了以钻井投资最小为目标的海上油田丛式井平台位置优化方法。应用实例表明：利用新方法优选出的平台位置可显著降低海上油田丛式井钻井投资费用，有利于高效开发海上油气田。

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(编辑：孙丰成)

Research and application of platform location optimization for cluster wells in offshore oilfields

Li Bin Liu Shujie Geng Yanan Yue Jiaping

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

The method of choosing the platform location of cluster well in offshore oilfields on the basis of drilling footage cannot fully reflect the drilling time and cost. Based on the difficulty evaluation for directional drilling, we carried out research on the law of ROP variation with directional drilling difficulty index, and that in the building section and holding section, hence having determined the total drilling time corresponding to various platform locations. Furthermore, the platform location optimization methodology for cluster wells in offshore oilfields was developed, which takes the drilling time and cost as the criteria. Application cases show that the method can save the drilling cost effectively, and contribute to the efficient development of offshore oilfields.

offshore oilfield; cluster well; platform location; optimization method; drilling time; directional well difficulty index; ROP; drilling cost

李滨，男，工程师，2006年毕业于西南石油大学，现主要从事海上油气田钻采工程设计和研究工作。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号院中海油大厦(邮编：100028)。E-mail:libin5@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)01-0103-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.01.016

TE22

A

2014-12-29 改回日期：2015-02-12

*“十二五”国家科技重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整技术(编号：2011ZX05024-002)”部分研究成果。

李滨,刘书杰,耿亚楠，等.海上油田丛式井平台位置优化方法研究与应用[J].中国海上油气，2016,28(1)：103-108.

Li Bin,Liu Shujie,Geng Yanan,et al.Research and application of platform location optimization for cluster wells in offshore oilfields[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(1):103-108.