渤海某油田利用模块钻机调整井钻井作业的难点与对策
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摘 要：随着渤海油田勘探开发的深入进行，老油田在后期调整作业阶段面临着钻机设备老化、防碰严重以及储层保护要求严格等共性问题。渤海某油田为完善边部注采井网、提高边部储量控制程度，提出利用剩余槽口增加4口大斜度井，增加储量动用程度，提高油田采收率。在设计阶段和实施过程中，针对该采油平台住宿能力有限、模块钻机设备老化、表层防碰严重、大斜度底砾岩段长钻具易损坏以及储层保护要求等问题，通过人员结构优化、设备管理改造、井眼轨迹优化、钻头和钻具优选以及储层保护工程技术措施的应用，最终顺利完成本批次调整钻井作业，为后续渤海油田此模式下的调整井作业提供了有力的技术储备。
关键词：调整井；大斜度井；模块钻机；设备老化；钻具优选；储层保护
1 工程概况
渤海辽东湾某油田为一个近南北走向复合断块构造，其东侧和北侧均以辽西1号断层为界，西侧呈斜坡向凹陷倾没，受辽西1号断层影响，派生出一系列近东西向和北东向次生断层，把整个构造自北向南分为3个断块，即1号、2号和3号块。建有开发平台一座，分南北两个槽口区域，A区有5×8共40个槽口（包括单筒双井槽口1个），在2005～2007年间完钻41口井，B区为后期新建外挂有5×6共30个槽口，2009～2011年间完钻26口井，集中开发阶段采用模块钻机及其配套设施模式。2012年6月为进一步提高油田开发效果，提高油田采收率，油藏部门研究决定利用剩余槽口布置四口大斜度井（井身结构：444.5mm井眼×339.7mm套管+311.2mm井眼×244.5mm套管），以完善边部注采井网、提高储量控制程度。
2 作业难点分析
目前渤海油田正处于深入开发阶段，钻井船资源较紧张，利用采油平台钻修机、模块钻机进行调整井作业的方式越来越普遍。而这种模式存在采油平台住宿紧张、钻机设备老化、防碰严重以及储层保护等诸多问题。
2.1 人员住宿量有限
非钻井作业时间，该采油平台在满足救生能力条件下的核定最高住宿人数为120人，定员41人，同时有调剖作业人员11人，而钻井作业人员量限定在68人以内，这给保证正常作业人员量带来极大的压力。
2.2 模块钻机设备老化
在设备方面，由于该模块钻机设备使用时间较长，主要设备老化较为严重、极易损坏，比如配置的TD500PAC顶驱系统，目前该型号在用顶驱唯此一台，2台3NB1600型号泥浆泵存在活塞偏磨等情况，原钻台配用的液气大钳已经使用了7年，部件老化使用效率低，如B27和B29井修理时间均达到单井建井周期的12%，给作业带来极大的潜在风险。
2.3 防碰问题严重
本批井所用槽口是该平台最后的四个槽口，在周围已钻井轨迹的围绕下，此四口井均存在严重的防碰风险，尤其浅层防碰问题突出，如表1。
2.4 底砾岩段长、钻具易损坏
钻井在本区揭示的地层，自上而下有：第四系平原组、上第三系明化镇组和馆陶组、东营组，其中东营组东二段为该油田的主要含油层系，馆陶组底砾岩岩性为：浅灰色砂砾岩为主，部分灰白色，砾石成分以石英为主，次为火成岩岩块，少量燧石，砾径2～3mm，最大4mm，棱角状，砂成分以石英为主，次为长石及暗色矿物，中粗粒，分选差，泥质胶结。本批次井311.2mm裸眼段平均长2225.25m，其中馆陶组底砾岩井段平均219.75m，井斜70.74°，钻具容易损坏，增加作业的困难，如图1为已钻井出井钻头照片。
2.5 储层保护
对于采出井而言，钻井的真正目的在于最终油气量的产出，在钻井作业过程中将储层损害程度最低化是储层保护的首要要求。
3 主要技术措施
3.1 优化人员结构
为保证作业的进行，且满足安全救生能力要求，作业前优化人员结构。削减井口作业人员，将安装套管头、油管四通、座套管卡瓦等井口相关作业交予井队负责，并在作业钱进行培训、考核；减少地质录井人员数量，将捞砂工作直接交由地质师负责；限定作业监督数量，白夜班各1人。优化之后人员少而精，在不使用生活支持船的情况下，同样顺利地完成了作业，这为今后调整井作业队伍精简化做出了典范，也为模块钻机独立作业的作业模式指明了方向。
3.2 钻前、作业中加强设备管理
针对设备问题，钻井作业前组织各路专家、技术人员对各设备进行全面梳理，更换所有有问题部件，对大型设备试运转，各单项设备达到正常条件后，进行所有设备的联合运转，以此检验设备能力以及潜在问题；制定严格的设备保养规定，尤其加强顶驱的保养要求；现场备足各类备用件，梳理作业周围平台设备情况，做到有需要及时可调用。
3.3 优化轨迹、作业过程防碰监测
3.3.1 优化轨迹设计
造斜方面，一般造斜点由外向内逐步加深，同时相邻井的造斜点深度错开30m以上[1]，以防止井眼间窜通和磁干扰，由于本批次四口大斜度井均使用近外排槽口，如图2，因此控制造斜点在140～170m之间，做表层预斜作业，使用高弯角马达（1.5°单弯单扶）钻具保证造斜率。钻具组合：444.5mm钻头 +244.5mm泥浆马达（1.5°，438mm直翼扶正套子）+203.2mm浮阀接头 +400mm扶正器+203.2mm非磁钻铤+203.2mm MWD+203.2mm非磁钻铤+203.2mm定向接头+203.2mm 随钻震击器 +X/O+127mm加重钻杆×14。钻井参数：钻压尽量跟上，初始排量2300L/min，待确认造斜正常后可逐步提高排量至正常，顶驱转速50～60r/min。在槽口井序方面，尽量均布井口，使井眼轨迹呈放射状分布，避免不必要的交叉风险。
3.3.2 钻进过程防碰监测
钻井作业前由定向井工程师做单井作业计划及防碰方案，同时利用作业间隙时间组织定向井、司钻、录井人员进行作业内容、海油《丛式井防碰与碰后处理要求》文件的宣贯，进一步提高防碰意识、明确出现防碰的各种征兆，加强防碰技能。钻进至造斜点后，做陀螺定向和上部井眼轨迹的陀螺复测，在此基础上进一步优化定向井防碰方案。由于老井数据精确度和测斜仪器误差存在的影响，其中B27井表层钻进至214.8m，出现钻具蹩跳、机械钻速降低至1m/h、振动筛出现较多水泥、监听B10井出现异响等严重的井眼碰撞征兆，通过陀螺复测确定与B10井中心距0.85m，最后进行回填侧钻。B30井表层钻进至226m，同样出现防碰征兆，通过分析预计与邻井B11井中心距1.2m，最终现场通过优化轨迹，调整工具面，顺利滑槽通过防碰点。