海上丛式井井口平台位置优选方法研究与实践

海上丛式井井口平台位置优选方法研究与实践

张羽臣;林海;陈丽孔;刘海龙

【摘要】在海上油气田开发前期研究阶段，丛式井井口平台位置优选问题是重要研究项目之一，平台位置的优化与钻井总投资密切相关。在“总井深之和最小”方法的基础上，综合考虑不同井型钻井成本的差异，从安全性、经济性、技术成熟度等方面出发，在满足项目基本需求的前提下，对海上井口平台位置进行优选。以垦利10-4油田“KL10-4-WHPA”平台位置优选为例，根据油田基础数据，从总井深最小为原则和不同井型成本因素2方面考虑，推荐垦利10-4油田WHPA平台位置为P2位置。实例分析表明，在该基础上提出的井口平台位置优选方法是可行的且具合理性。

【期刊名称】《长江大学学报（自然版）理工卷》

【年(卷),期】2016(013)026

【总页数】3页(P36-38)

【关键词】丛式井;井口平台;位置优选;海上油气田

【作者】张羽臣;林海;陈丽孔;刘海龙

【作者单位】中海石油中国有限公司天津分公司，天津 300452;中海石油中国有限公司天津分公司，天津 300452;中海石油中国有限公司天津分公司，天津300452;中海石油中国有限公司天津分公司，天津 300452

【正文语种】中文

【中图分类】TE951;TE243.9

丛式井具有投资小、见效快、便于集中管理等优点，能够大大降低海上油气田开发成本，是海上油气田开发常用模式之一。为了减小实施技术风险，缩减钻井周期，降低开发投资，在海上油气田开发前期，需要针对井口平台位置优选问题开展深入研究，确保最终采用技术成熟、经济合理的钻井方案。针对井口平台位置优选问题，以“水平位移之和最小”[1]、“总井深之和最小”[1]、“总水平位移与总井深之

和最小”[2]为评价指标，分别进行了相关的分析研究，并建立了与之对应的丛式

井井口平台位置优选模型。在相关的文献报道中也都采用了上述优选指标[3～5]。笔者认为“水平位移之和最小”法虽然能够快速求解平台位置，但水平位移与井深并非线性正比关系，因此采用该模型选择平台位置将带来较大误差；而“总井深之和最小”、“总水平位移与总井深之和最小”法在设计出井眼轨迹的基础上开展平台位置优选工作，更能直接反映优选结果是否合理；但上述3种方法均未考虑不

同井型钻井成本的差异对平台位置优选的影响。随着钻井技术的进步，为降低油田整体投资，尽量减少平台数量，很多油田都采用大位移井，甚至超大位移井和常规定向井相结合的开发模式，而大位移井的米成本相对常规定向井或水平井会高很多。鉴于此，笔者在“总井深之和最小”法的基础上，综合考虑了不同井型钻井成本的差异对平台位置的影响，对平台位置进行了优选，并归纳出平台位置优选过程中应考虑的其他因素。

1.1 平台位置优选原则

待钻井靶点数据由油藏专业提供，油藏专业一般提供推荐井、潜力井及全寿命方案井靶点数据，平台位置优选的原则是：①根据推荐井位进行平台位置优选，同时兼顾确保潜力井和全寿命方案井可实施；②在保证钻井难度不增加的情况下尽量减少钻井总进尺，在保证总进尺基本不变的情况下尽量降低钻井难度，减少三维井和高位垂比井。

1.2 平台位置优选其他制约因素

1)国际及国内法律法规限制因素考虑航道、各种管线及出货设备(FPSO)等设施对平台位置的影响，根据《1972年国际海上避碰规则》及相关规则的要求，按照航海习惯做法，船舶航线与固定或移动式船舶、结构、设施的距离一般不小于2海里；考虑航道、各种管线及FPSO等设施对平台位置的影响，根据《海洋石油天然气管道保护条例》第十九条管道安全距离内禁止从事危害活动的规定，在下列海域范围内，禁止从事海底捕捞、抛锚、脱锚、挖砂、钻探、爆破、打桩倾废及影响海洋管道安全的活动：①沿海宽阔海域为海洋管道两侧各500m；②海湾等狭窄海域为海洋管道两侧各100m；③海港区内为海洋管道两侧各50m。在平台位置优选过程中，必须满足上述国内外法律法规强制性要求。

2)地质性限制因素①钻井平台就位影响：如果采用钻井平台进行钻完井及后期的修井作业，在井口平台位置选择时应尽量避开断层、古河道、埋积谷、浅层气等对钻井平台就位有潜在影响的区域；如果无法避开该区域，应充分分析地质灾害对钻井平台就位的影响，并采取相关措施保证作业安全。②地质溢油风险的影响：尽量避免各井钻遇断层，尤其“通海底”断层；如果无法避免，应尽量保证尽可能少的井钻遇断层，并应充分分析断层对地质溢油风险的影响，采用相关措施保证作业安全。

3)钻井技术限制因素现有设备的能力及目前的钻井工艺技术对单井水平位移和井深的具有一定限制，需保证每口井可以实施，钻机设备能力满足钻完井作业要求；另外尽量减少绕障作业，降低防碰压力。

4)工程设施限制因素对于综合调整项目，为减少项目投资，在满足作业要求的条件下，尽量依托周边已有的工程设施。可采用外挂槽口方式实施钻井作业，但需要考虑钻井平台和钻修机设施对新老槽口的覆盖能力，如果无法满足要求，不建议采用外挂槽口方式；也可采用栈桥连接方式，但需要考虑新老平台的钻井平台就位和供应船靠泊等影响因素。

1.3 井口平台位置优选方法

研究对象为单靶点定向井或以第一靶点为主的双靶点井，通过Landmark或DesicionSpace软件优选出进尺最小的平台位置，进行定向井轨道设计，得出各类型井总进尺，通过各类型井米成本计算出总成本。根据各类型井所处方位优化平台位置。

以垦利10-4油田“KL10-4-WHPA”平台位置优选为例，研究井口平台位置优选方法。

2.1 油田基础数据

垦利10-4油田分为2个井区，2井区之间距离约4000m。油藏专业在全油田布置21口开发井，其中1井区18口井，2井区3口井，如图1所示。共推荐井位16口和潜力井位5口(A14、A15、A16、A17、A18为潜力井，其余为推荐井)。

2.2 平台位置优选

平台位置优选以16口推荐井位为基础进行方案比选，同时兼顾保证5口潜力井可以实施。

1)以总井深最小为原则的优选结果由于该油田井均为单靶点二维井，因此初步平台位置优选仅以总井深最小为原则优选出P1位置，如图2所示。在该位置，1井区井均为常规定向井，平均井深2473m，2井区井均为大位移井，平均井深5018m，平台总井深47203m。

2)考虑不同井型成本因素的优化结果根据相邻油田大量数据统计，常规定向井平均米成本为1.1×104元，大位移井的平均米成本为1.8×104元，由于大位移井平均米成本远高于常规定向井，因此在P1位置总井深虽然最小，但钻井总成本并非最小，需找出井深和米成本差异的平衡点。单纯考虑2井区3口井，以总井深最小为原则优选出P5位置，在P1与P5的连线上取P2、P3和P4位置，分别与P1位置距离300、400、500m，与P1位置成本对比结果见表1。相对P1位置