渤南油田老区加密丛式井防碰控制技术
来源:用户上传
作者:
摘 要：随着渤南油田勘探开发程度的不断提高，加密丛式井正变得越来越普遍。渤南油田老区加密井的防碰绕障井多、轨迹控制要求高，整体施工难度大，受老井轨迹数据不准确等因素影响，钻进过程中井眼碰撞风险高，对钻井和油田的正常生产构成了潜在威胁。本文提出了相应的解决方案，对老区加密井的设计和施工具有重要的借鉴意义。
關键词：加密井；丛式井；防碰；轨迹控制
利用丛式井或是老平台加密井对油田进行开发，可节约大量的基础建设投资、节省地面空间，可以使油田的开采井网更加合理、优配，便于采油集中建站管理。已逐渐成为油田老区的主要开发方式。如何监测和控制井眼轨迹，有效穿过或避开老井，是钻井技术中的难点。防碰问题已经成为影响钻井作业顺利进行的关键因素。
1 渤南油田概况
渤南油田属整装注水开发砂岩油藏，已进入特高含水开发后期。布置加密丛式井是开发难动用边际油藏，提高地层能量的有效方式。
2 存在的问题与技术难点
2.1 无总体设计方案
总体防碰与钻井顺序优化是加密丛式井优化设计的关键。因渤南油田为分期布置。以前开发时受当时技术条件所限，未考虑到以后会追加井。
2.2 老井轨迹数据不精确
油田开发前期施工的井只有电测数据，数据点间隔段长，部分无方位。
2.3 小靶半径多目标井增加了施工难度
井网密集度增高，防碰难度提高，实时可控井段增长。同时对于中靶精度要求越来越高，定向井靶半径越来越小，导致绕障余量更小。
2.4 设计造斜率高
部分井局部设计造斜率过高，增加了施工难度和后续施工的风险，以及增加了采油工具的偏磨，缩短了采油工具及套管的使用寿命。
3 技术措施
3.1 进行详细的防碰扫描
借全邻井数据，对设计井进行防碰扫描。对有相碰危险的井段，采用三维绕障。渤南油田老井多且密集，对绕障难度大的新井，应远离生产井。
3.2 优化轨迹设计
对有防碰或造斜率偏高的井，进行井眼轨道优化。确保井眼平滑，避免同台井及老井井眼相碰。尽量选易于实现、技术成熟的轨道类型。
3.3 井眼轨迹控制
井底预测技术是实现井眼轨迹预测与控制的基础。要提高井底数据的预测精度：一是尽可能缩短测点至井底的距离；二是提高测斜资料的精度。
3.4 防碰控制
钻进过程中要密切注意地磁参数的测量，如若发现异常，应立即停钻，及时查明原因，分析判断是否有防碰危险，并采取措施。施工中，密切注意扭矩和钻时等参数，有异常现象应立即停进分析判断防碰问题，检查岩屑中是否有水泥或铁屑，确定两井无相碰才可继续钻进。
4 施工分析
义34-斜201井为渤南油田老区加密井，其靶点多，原设计造斜率高，防碰井多，防碰绕障困难，具有典型性，以其为例进行分析。
4.1 轨道优化
为了解决临井防碰以及原设计造斜率较高的问题，造侧位移对轨道进行优化。优化后，10m以内的防碰井由5口减少为2口，降低了防碰风险。
4.2 直井段控制
直井段轻压慢转，确保直井段钻直。直井段完成后投测多点，跟踪扫描井眼轨迹，及时调整。二开直井段带无线随钻测斜仪器监控，实时调整轨迹，确保满足防碰要求。
4.3 定向段和稳斜段控制
正式定向后，采用定半根转半根、打完划眼的方式施工。因防碰井较多，使用牙轮钻头，过最近防碰点后，起钻更换钻具组合。
4.4 重点防碰段段控制
该井钻进至2774m时，地磁倾角异常。无明显的钻时变化、憋跳等异常现象。初步判断有磁干扰，距离邻近较近，于是停钻，循环后未发现岩屑中有水泥、铁屑，恢复钻进，继续钻进一个单根后，地磁倾角恢复正常。
在B靶附近距防碰井最近为3.75m。经计算发现B靶处防碰距离对垂向变化不敏感，将AB靶之间的方位调小，顺利穿过B靶附近的防碰井段。
5 结论与建议
①优化丛式井的施工顺序可以大大降低防碰风险和施工难度；
②在防碰形式比较严峻的区域，有必要对老井轨迹进行复测；
③渤南油田老区加密丛式井的防碰形式严峻，对轨迹控制要求高，施工中要提高实钻轨迹与设计轨道的吻合度，尽量减少后部施工难度；
④渤南老区加密井数量的增加，主动防碰技术成为防碰技术发展的必然方向，应研发主动防碰仪器与设备，从而为实现无风险钻井奠定基础。
参考文献：
[1]李绪锋.大组丛式井工程设计与施工[J].西部探矿工程，2006，18（3）：74-77.
[2]刘修善，苏义脑.邻井间最近距离的表述及应用[J].中国海上油气（工程），2000，12（4）：31-34.
[3]董志辉.老168大型丛式井组钻井关键技术[J].中国石油和化工标准与质量，2013（4）.
[4]刘晓艳，施亚楠，李培丽.丛式井组总体防碰与钻井顺序优化技术及应用[J].石油钻采工艺，2012，34（2）：9-12.
转载注明来源:https://www.xzbu.com/1/view-14851411.htm
