武廣璦，邱 浩，梁鈺焜，朱玖琳

（1.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100028；3.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

E油田位于西非尼日利亞深水海域O區(qū)塊，水深1 450～1 750 m，距海岸線約200 km。該油田是O區(qū)塊內開發(fā)的第2個油田，共分為A、B、C三套層位，采用早期注水保持地層壓力的開發(fā)方式，開采方式為自噴生產，開發(fā)方案包括44口開發(fā)井，其中21口生產井，23口注水井。水下生產系統(tǒng)由生產管匯、注水管匯和注氣管匯組成，通過浮式立管回接到FPSO上進行生產處理。該油田于2003年發(fā)現(xiàn)，2012年通過最終投資決策審查，2014年開鉆。

A油田是O區(qū)塊內開發(fā)的第1個油田[1]，鉆完井過程中遇到深水油氣田開發(fā)常見的多類復雜事故，包括水下BOP等機具故障、管柱阻卡、井控、水合物、智能完井工具故障等，導致作業(yè)時間大幅增加，生產時率僅為74.6%，平均單井鉆完井工期82.9 d。為提高鉆完井作業(yè)效率、縮短非生產作業(yè)時間，E油田在鉆完井設計階段及作業(yè)中始終貫穿優(yōu)快作業(yè)思想，從方案設計到鉆前模擬，從優(yōu)選作業(yè)機具到現(xiàn)場作業(yè)流程精細化安排，均采取了系列優(yōu)快措施，實現(xiàn)平均單井鉆完井工期40.9 d，最快的一口井僅耗時20.9 d，創(chuàng)造了全球最快深水鉆完井作業(yè)紀錄。我國海洋石油工業(yè)已進入超深水時代，總結E油田的作業(yè)經驗有助于為后續(xù)深水油田的開發(fā)提供參考。

1 概況

1.1 難點與挑戰(zhàn)

E油田位于超深水海域，儲層埋深較淺（A油藏埋深800～900 m，B、C油藏埋深1 200～1 400 m），鉆完井期間除了存在深水油田開發(fā)常見的難點外[2-6]，還有因油藏方案設計給鉆完井作業(yè)帶來的新的挑戰(zhàn)，具體如下。

（1）水合物問題。泥線處的高壓低溫環(huán)境（15 MPa，3 ℃）易生成水合物[7]，容易導致防噴器管線堵塞、功能失效或難以解脫，影響正常作業(yè)。

（2）淺層氣風險。根據(jù)三維地震資料解釋成果及水下潛航器勘測結果，井場區(qū)域內存在淺層氣風險，所有井在安裝BOP前均需嚴密監(jiān)測淺層氣情況，一旦鉆遇，需調整井口位置至淺層氣區(qū)域外，并相應調整井眼軌跡。

（3）井眼軌跡難度大，地層巖石強度低，軌跡控制困難，下管柱易遇阻。均為水平井，靶點埋深920～1 700 m，水平位移560～3 400 m，水平裸眼段長度137～1 400 m，最大狗腿度4.9°/30 m。

（4）安全作業(yè)窗口窄，斷層發(fā)育，鉆井及固井時易發(fā)生井漏。

（5）所有開發(fā)井均配備地層隔離閥，增加了潛在事故風險點。球型地層隔離閥為井筒提供了一個雙向機械屏障，為保證其能正常開關，對井筒清潔程度要求較高，如因碎屑沉積等原因導致無法打開地層隔離閥，將導致大量的非生產作業(yè)時間。

1.2 鉆完井技術方案概況

E油田所有井均為水平井設計，井深2 960～5 650 m。井身結構分為2類：A、B油藏開發(fā)井為4開井身結構（36″導管+20″×14″套管+10-3/4″套管+9-1/2″裸眼），C油藏開發(fā)井為5開井身結構（36″導管+20″套管+14″套管+10-3/4″套管+9-1/2″裸眼）（圖1）。所有井均采用10-3/4″生產套管，9-1/2″水平井裸眼打開儲層。采用裸眼礫石充填或獨立篩管防砂方式，合采不分段。要求所有井的表皮系數(shù)＜5。油井油管尺寸均為5-1/2″，13Cr防腐材質；注水井注水量超過8 000 m3/d則采用7″油管，否則為5-1/2″，均為L80材質。所有井均采用立式水下采油樹。

圖1 E油田井身結構示意圖（左：A、B油藏開發(fā)井；右：C油藏開發(fā)井）Fig.1 Well architectures in E oilfield (left:wells in A and B reservoir;right:wells in C reservoir)

2 鉆完井實施情況

A油田已完成的44口井單井鉆完井工期38.7～162.6 d，平均82.9 d/井。各井工期統(tǒng)計數(shù)據(jù)見圖2。截至目前，單井鉆完井作業(yè)的生產時率為29.6%～94.0%，整個項目為74.6%。

圖2 A油田已完成井鉆完井工期統(tǒng)計Fig.2 Statistics of D &C time of completed wells in A oilfield

E油田在鉆完井過程中充分貫徹了優(yōu)快作業(yè)思想，采取了一系列提效措施[8-9]，成果顯著。已完成的29口井單井鉆完井工期20.9～97.8 d，平均40.9 d/井。前3口井處于項目磨合期且領眼及取資料作業(yè)較多，將其去除后平均為36.9 d/井。其中E-18井鉆完井工期20.9 d，更是創(chuàng)造了全球最快深水鉆完井工期紀錄。各井工期統(tǒng)計數(shù)據(jù)見圖3。截至目前，單井鉆完井作業(yè)的PT時間占比范圍為54.9%～100.0%，整個項目為85.9%。

圖3 E油田已完成井鉆完井工期統(tǒng)計Fig.3 Statistics of D &C time of completed wells in E oilfield

油井投產前需要返排清井，注水井開注前需要進行注入能力測試。以上措施不僅可以盡量消除鉆完井期間對儲層的污染，使其處于待投產狀態(tài)，也可了解開發(fā)井的生產能力或注入能力，根據(jù)需要采取增產增注措施，同時也可加深對油藏參數(shù)的了解。根據(jù)實際完成情況，E油田所有已完成井的平均表皮為2.5，部分表皮系數(shù)異常偏高的井在進行酸化處理后也降至5以下，滿足了油藏要求。各井表皮系數(shù)統(tǒng)計見圖4。

圖4 E油田已完成井各井表皮系數(shù)Fig.4 Skin factor of completed wells in E oilfield

3 鉆完井提效措施

E油田在鉆完井過程中采取了多項提效措施，最大化的降低了作業(yè)風險，并減少了無效作業(yè)時間，具體措施及效果如下。

3.1 標準化完井管柱設計

雖然涉及到3個儲層、44口井和2類井別，但所有井均采用標準化完井管柱設計（圖5，生產井和注水井僅在局部工具上有所不同）。這一措施有利于現(xiàn)場作業(yè)經驗的積累，提升了整體完井作業(yè)效率，同時降低了修井需求。作業(yè)時對每口井的作業(yè)過程和結果進行測試和跟蹤，跟蹤特定的作業(yè)工序以快速了解存在的問題及需要的改進，一旦完成改進，就可以快速地將之在整個項目組內宣貫和推廣，并為后續(xù)的井設定明確的作業(yè)目標。

圖5 E油田標準化完井管柱設計方案Fig.5 Design scheme of standardized completion string in E oilfield

主要完井工具包括：

（1）接線器。在庫房內提前將該工具與油管懸掛器連接，并完成各電液線纜的連接和測試，現(xiàn)場作業(yè)時只需組裝并與下部管線連接即可，避免了在現(xiàn)場進行復雜的管線連接和穿越以及試壓，減少了井筒落物的可能性，降低了HSE事故率，可大幅提升作業(yè)效率。目前，在鉆臺上需對6根管線（4根液控管線、1根化學藥劑注入管線、1根電纜）進行組裝和測試，平均時間只需6 h，相比以往深水作業(yè)，預計每口井可節(jié)約鉆機時間約12 h。

（2）防噴閥。作為井下的一道機械屏障，可保證在更換和/或測試采油樹時井的完整性，而無需再鋼絲作業(yè)投撈油管掛堵塞器。與使用常規(guī)油管掛堵塞器相比，預計每口井可節(jié)省3～4 d作業(yè)時間，節(jié)省費用4 ×106$左右。

（3）油管可回收井下安全閥。磁力耦合式設計，可降低控制管線工作壓力等級，同時保證安全閥位于水合物形成深度以下。井下安全閥下深位于海平面以下2 200 m左右，常規(guī)安全閥的控制管線壓力等級需要10 000 psi，而該類型安全閥的控制管線壓力等級只需7 500 psi即可，其操作壓力更是低至5 000 psi。液控管線內均配有過濾器，以保證管線內液壓流體的清潔度達到或超過NAS 6規(guī)范要求。

（4）復合式工作筒。承托2個溫壓計和1個化學藥劑注入閥，可實時監(jiān)測油管環(huán)空壓力和溫度?；瘜W藥劑注入管線和井下溫壓計電纜采用一體式鎧裝設計，便于現(xiàn)場作業(yè)。

（5）可調式伸縮短節(jié)。簡化了油管懸掛器的坐掛和配長問題，保證了上部完井和下部完井管柱間平穩(wěn)的機械連接，管柱配長和油管掛坐掛的平均時間不足1 h。作業(yè)準備階段進行扭矩和拉力的模擬計算以確定伸縮短節(jié)的插入量，下入上部完井管柱前做最終確認。

（6）地層隔離閥。提供了一道可靠的井筒機械屏障，開關無需鋼絲作業(yè)，大幅降低了成本。其能夠承受更惡劣的碎屑沉積工況，滿足ISO 28781和API 19V的要求。

3.2 升級改造鉆井船，優(yōu)化完井作業(yè)模式

鉆井船在作業(yè)初期不具備上部完井功能，鉆井及下部完井作業(yè)結束后需臨時棄井，后續(xù)再單獨進行上部完井作業(yè)。后對鉆井船進行改造，增加了IWOCS等設備，使其具備了上部完井作業(yè)的能力。鉆井船改造后，節(jié)省了臨時棄井、防噴器解脫、鉆井船再就位及重入等作業(yè)，節(jié)省鉆井船時間約1 d/井（圖6）。

圖6 鉆井船改造前后完井作業(yè)模式Fig.6 Completion mode before and after drilling ship modification

3.3 作業(yè)全過程模擬分析，減少不必要作業(yè)

各井作業(yè)前必須對入井管柱進行摩阻扭矩模擬，并基于實際完成井的作業(yè)表現(xiàn)優(yōu)化模擬參數(shù)，提高模擬精度。該措施在降低復雜事故率和入井管柱故障率方面發(fā)揮了重要作用。從前期方案設計階段到建井作業(yè)完成，對井的模擬計算貫穿始終。通過模擬計算優(yōu)化管柱配置，避免發(fā)生屈曲，保證管柱能夠下至目的深度。裸眼水平段鉆井和下部完井過程中，基于模擬計算結果，及時對可能發(fā)生復雜事故的深度點提前預警，以便現(xiàn)場作業(yè)人員提前做好準備。

（1）減少倒劃眼次數(shù)。為保證井眼質量，在最初作業(yè)模式下，每鉆完一柱需倒劃眼兩遍。通過錄井參數(shù)及軟件模擬評估，發(fā)現(xiàn)每鉆完兩柱倒劃眼一遍亦具有同樣效果，且通過隨鉆ECD可清楚判斷井眼清潔狀況。新的作業(yè)模式采用了每鉆完兩柱倒劃眼一遍的方式，無復雜事故，提高了作業(yè)時效。

（2）取消短起下鉆。原作業(yè)模式下，每鉆至中完井深，需進行短起下作業(yè)，為后續(xù)下套管作業(yè)提供摩阻參考。采用軟件分析之前已完鉆的13口井，發(fā)現(xiàn)各井的摩阻參數(shù)基本一致，故嘗試取消短起下鉆作業(yè)，起鉆后直接下套管。根據(jù)實際情況，取消該作業(yè)的后續(xù)新井的摩阻參數(shù)在允許范圍內，各層套管均可順利下入到位。

（3）取消下篩管前的刮管作業(yè)和下篩管模擬作業(yè)（圖7）。

圖7 取消下篩管前的刮管作業(yè)和下篩管模擬作業(yè)Fig.7 Cancel the scraping and simulation operation before running the screen

原作業(yè)模式下，下篩管之前需要單獨進行一趟刮管作業(yè)，以保證篩管頂部封隔器的有效坐封；刮管器的位置需基于裸眼段長度設定，以保證其下部的鉆具長度能夠在刮管前探至井底，模擬下篩管的過程，從而采集懸重等數(shù)據(jù)用于反演摩阻系數(shù)，確保篩管能夠下至目的深度。通過分析已完井的資料，發(fā)現(xiàn)刮管作業(yè)收獲的井筒雜物并不多，故嘗試取消此刮管作業(yè)，改為下完10-3/4″套管之后，利用固井候凝時間刮管。同時，發(fā)現(xiàn)各井在裸眼段的摩阻系數(shù)基本一致，故取消模擬下篩管作業(yè)，改為在儲層段完鉆后，記錄起下鉆具的懸重擬合摩阻系數(shù)，將校正后的摩阻系數(shù)用于下篩管作業(yè)前的最終模擬計算。作業(yè)程序優(yōu)化后，篩管下放及封隔器坐封均無問題，無復雜情況發(fā)生。

3.4 離線作業(yè)最大化，節(jié)省井口時間

（1）入井管柱預裝扶正器。為保證管柱居中度，篩管、盲管、油管需安裝扶正器。原作業(yè)模式下，扶正器的安裝均在井口進行，需占用井口時間。新作業(yè)模式下，扶正器在連接管柱前均已預裝完畢，無需額外占用井口，節(jié)省了昂貴的鉆井船的作業(yè)時間。

（2）篩管、盲管、沖管、油管入井前預接立柱。篩管和盲管最初采用傳統(tǒng)的單根下入方式，后經作業(yè)各方從人員安全、設備完整性等角度綜合評估分析潛在風險，并在現(xiàn)場采取措施將風險降至可控水平，提前預接立柱立于鉆臺，大幅提高了下入組裝效率。所有沖管在入井前均預接立柱，出井后以立柱方式立于鉆臺，隨后甩下鉆臺（不占鉆機時間），運往庫房清潔檢測，再返回井場用于下一口井作業(yè)。油管入井前也采取預接立柱的模式（圖8）。

圖8 篩盲管、沖管組裝速度隨時間的變化Fig.8 The makeup speed of screen blind pipe and wash pipe varies with time

3.5 充分利用多功能船，降低鉆井船作業(yè)量

A油田開發(fā)井的鉆完井及相關作業(yè)（采油樹安裝、清井返排等）主要采用鉆井船或半潛式鉆井平臺完成，功能強大但日費高昂。E油田在借鑒A油田后期調整井作業(yè)經驗的基礎上，充分挖掘日費更低的多功能船的作業(yè)潛力，以替代部分原本由鉆井船完成的作業(yè)，包括：

（1）采用多功能船安裝水下采油樹。E油田所有井均采用帶升沉補償功能吊機的多功能船，通過鋼纜作業(yè)，分批次完成采油樹安裝，平均節(jié)約鉆井船時間約5 d/井。

（2）采用多功能船對注水井進行注入能力和干擾測試。采用連續(xù)油管裝備完成，平均節(jié)約鉆井船時間約7 d/井。

（3）后續(xù)計劃采用FPSO對生產井進行返排清井。對于本油田，F(xiàn)PSO的交付使用是制約油田投產時間的關鍵環(huán)節(jié)，油田投產前FPSO尚未到位，為避免完井后完井液長期浸泡儲層段導致的潛在儲層傷害并做好投產準備，采用鉆井船對投產前完成的生產井進行清井返排。FPSO到位后，通過臍帶纜遠程加壓打開地層隔離閥進行清井返排，返排出的油氣進入生產流程，不僅可減少鉆井船和多功能船的利用，還能減少資源浪費和環(huán)境污染。

3.6 上部完井前確保井筒清潔，降低復雜事故率

根據(jù)以往作業(yè)經驗，完井作業(yè)能否順利進行很大程度上取決于井筒內是否足夠干凈，對于采用地層隔離閥的井來講尤其如此。下入篩管前，井筒內必須替換為過濾干凈的鉆井液，且鉆井液必須經過室內試驗，以保證其不會對篩管造成堵塞。

井筒內如存在固相碎屑等雜物，將嚴重影響上部完井管柱及地層隔離閥的正常工作。因此在下部完井結束后，必須將地層隔離閥以上井段替換為干凈鹽水完井液，再進行上部完井作業(yè)。采用地層隔離閥后，由于其將上部井筒與儲層段隔離開，在上部井筒洗井時可以采用更大的排量或是專門的處理劑，而不用擔心儲層污染和井控問題。

所有開發(fā)井均配備地層隔離閥，完井后臨時關井，平均關井時長314 d，最長達917 d。后期采用鉆井船或多功能船液壓遠程打開，均未發(fā)生復雜事故。

3.7 懸掛隔水管移船

原作業(yè)模式下，鉆井船自前一作業(yè)點移至下一作業(yè)點時，因擔心航行期間隔水管潛在的受損風險，需在移船前將隔水管和水下BOP全部起出。后經模擬計算，在一定環(huán)境條件下，通過控制航行速度，懸掛隔水管移船時不會損壞隔水管[10-11]。采用該模式可節(jié)省起下防噴器的時間。

采用的雙井架鉆井船正常航速為10 knot，懸掛隔水管時航速為0.3 knot，若兩作業(yè)點間距10 km，則兩種模式下作業(yè)時間差異對比如表1所示。采用懸掛防噴器航行模式可節(jié)省時間17 h。

表1 不同移船模式下的耗時對比Table 1 Time comparison of different ship moving modes

基于以上作業(yè)效率可以計算得出，在兩個作業(yè)點間距不超過20 km的條件下，懸掛隔水管移船可有效節(jié)省作業(yè)時間。

4 結論

通過總結E油田成功鉆完井作業(yè)經驗，得到以下結論：

（1）采用標準化鉆完井方案設計有利于現(xiàn)場作業(yè)經驗積累，提高作業(yè)效率；

（2）貫徹全過程模擬計算策略，采取作業(yè)前模擬-作業(yè)中對比分析-作業(yè)后擬合反演-計算參數(shù)持續(xù)優(yōu)化的模式，有助于提前識別風險，有效降低復雜事故率；

（3）深度挖潛鉆完井作業(yè)優(yōu)化空間，采用離線作業(yè)最大化、減少不必要倒劃眼和刮管作業(yè)、充分使用多功能船等措施，可有效節(jié)省鉆井船作業(yè)時間；

（4）充分洗井保障井筒清潔程度，是降低完井復雜事故的有效手段。