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摘要：近年来，大庆油田针对单位产能投资不断攀升的实际，结合不同区块地质特点，在保证钻井安全的前提下，相继采用减少套管层数、降低井筒用钢等级、实施小井眼作业等办法对钻井设计进行了优化、简化，减少了钢材、水泥等材料用量，提高了机械钻速，使大庆油田完钻井的钻井经济技术指标较以往大幅度改善，提高了油田勘探开发的综合效益。
关键词：大庆油田；井身；设计
中图分类号：TE2 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2013）05-0-01
井身结构设计是钻井工程设计的重要内容，优秀的井身结构设计在保证钻井作业安全顺利进行的同时，又能合理降低钻井费用，使产能投资费效比趋近合理。
一、直井井身结构优化及效果
大庆油田在直井设计优化上遵循“小、少、薄”的原则来优化井身结构：“小”——应用小井眼技术，使用小口径套管；“少”——减少套管层数，减少表层及技术套管下管深度；“薄”——精确计算套管安全系数的前提下，采用低等级钻管。
按照上述井身结构优化原则，分别组织在方正区块、海塔区块以及中浅层欠平衡井、深层天然气直井进行了设计优化应用，并取得了良好效果。
1.方正区块结构优化
方正区块地处松辽盆地边缘，其地质结构地层成岩性较好，没有浅层气，地层相对稳定。因此2010-2011年针对方正地区地层特性，重点围绕达连河组以上地层井壁稳定性和宝泉岭组成岩特征开展了技术攻关，并结合现有测井、录井资料开展三压力预测，最终确立了3800米内井身结构由三层套管改为二层套管，减少表层套管下管深度的结构优化设计方案。
实钻结果表明，方602#通过三层套管改为两层的井身结构优化方案，机械钻速提高至5.2米/小时，建井周期相对原设计减少12天，节约费用118万元；节约套管53.63吨、34.86万元；节约水泥等其它费用约21万元，合计单井节约直接费用173.86万元，相对原设计节约成本近10%，经济效益明显。
2.海塔区块结构优化
海塔区块地层力在（0.91-1.05）之间，属于正常压力地层，井径不易塌陷，井控风险低。因此根据地质条件在井身结构优化设计上采用缩小井眼尺寸，调整技术套管下深的办法来进一步提高钻速，降低成本。
通过采用小井眼井身结构优化方案，不仅解决了原设计中存在的大井眼返速率低、电测和下套管遇阻、套管环空不畅等的问题，还取得了较好的经济效益。其中钻速平均提高18.7%，建井周期节约3.57天，同比节约费用31.75万元，节约套管费用8.89万元，节约其它费用3.22万元，平均单井节约投资43.84万元。
3.中浅层欠平衡井结构优化
在朝、芳、永区块选定3口低压、低渗泡沫欠平衡井实施优化。原设计方案技术套管下到欠平衡井段上部（1500m左右），经研究和风险论证，技术套管深度可下到嫩江组（1000m左右）。三口井比原设计少下表层套管2728m，共节约钢材162.14吨，节约直接费用135.9万元。经过钻井实践，3口井全部安全顺利完井。
4.深层天然气直井配套优化
在徐深区块深层天然气直井钻井设计中，通过钻头优选，2011年7口井实现2只PDC完钻，同比邻井平均机械钻速提高31.80%、单井节约钻头1.14只、缩短钻进周期11天。合计节约费用47.05万元。
二、深层水平井井身设计优化方案及效果
1.优选套管钢材
徐深区块地层二氧化碳含量高，对套管腐蚀严重，原设计井管柱全部采用13Cr防腐套管及油管，成本费用高。为降低成本，组织力量进行了针对性研究，根据地层区域CO2富积区域及分压压力情况，将井管柱优化设计为：封隔器 普通碳钢套管方式 13Cr套管方式，既封隔器座封井段采用13Cr材质套管，其余井段采用普通碳钢套管。经设计优化后，减少了13Cr套管的使用量，有效降低了钻井投资。
该设计方案先后在徐深1、徐深6、徐深22区块的三口天然气深井中得到应用，节约13Cr套管8514米、215吨，降低直接费用771.85万元。
2.缩小井眼尺寸
在徐家围子地区天然气深层水平井设计工作中针对登娄库组地层段井壁易剥落，营城组及其以下地层硬度高、温度高等地质特点和水平井施工中存在的大井眼造斜难、钻速慢等问题，从“缩小井眼尺寸、优化井眼曲率”两方面出发，精细计算管柱在不同井眼曲率条件下的岩层通过能力，将先期开展的降摩减扭技术研究应用于实际，形成了小井眼水平井钻完井优化设计方案，并在徐深平34井成功应用，显著提高了钻井速度。
应用小井眼优化设计方案后，徐深平34井的机械钻速达到了2.65m/h，较邻近徐深平32井提高31.84%，较徐深平1井提高18.3%。徐深平34井钻井周期为179.8天，较邻近徐深平32井缩短87.95天，比徐深平1井缩短20.78天，缩短10.36%。通过缩短建井周期，相比设计优化前节约直接成本1065万元，降低投资达22.1%。
三、中浅层水平井设计优化方案及效果
垣平1井是中浅层水平井井眼轨道优化代表性方案。此井位原初步方案布置多口水平井，虽技术上较易实现，但投资大，单井产量低。对此相关人员在井眼轨道优化、井身结构优化、钻井参数优化、摩阻扭矩优化等方面进行了充分的研究分析，确定了水平段长达2660米的单口水平井设计方案，并成功应用，刷新了当时中国陆上最长水平段纪录。
根据垣平1井水平段长和压裂情况来看，该井至少相当于三口常规水平井产量，减少约5000m直井段施工量，节约钻井施工费用约1750万元，在投资与收益方面都取得了显著成效。
四、侧钻井技术的应用及效果
油田开发中后期，为了提高低产老井利用效率，降低开发成本，组织开展了侧钻小井眼水平井技术研究，并在宋深102等3口井上进行了实际应用，使低效井得到了新生，在产量增长的同时，也节约了重新布井的费用。
井身结构优化设计所产生的良好效果，使得上述各项技术措施在油田生产中得以大面积应用。据不完全统计，2012年，大庆油田完成4000余口开发井井身结构优化设计及应用工作，累计节约钢材9130吨，节约水泥4.08万吨，减少岩屑排放量2.43万立方米，因设计优化因素提升钻速0.5%以上，节约钻井综合成本近3亿元。
通过近几年井身优化设计工作，油田产能建设投资的降本增效工作取得了一定的成效，由于受诸多客观因素的限制，部分优化设计的应用范围还有待提高。 但相信随着自有技术逐步突破，通过钻井设计优化实现油田开采后期的产能投资的有效控制还有很大空间可为。
关键词：大庆油田；井身；设计
中图分类号：TE2 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2013）05-0-01
井身结构设计是钻井工程设计的重要内容，优秀的井身结构设计在保证钻井作业安全顺利进行的同时，又能合理降低钻井费用，使产能投资费效比趋近合理。
一、直井井身结构优化及效果
大庆油田在直井设计优化上遵循“小、少、薄”的原则来优化井身结构：“小”——应用小井眼技术，使用小口径套管；“少”——减少套管层数，减少表层及技术套管下管深度；“薄”——精确计算套管安全系数的前提下，采用低等级钻管。
按照上述井身结构优化原则，分别组织在方正区块、海塔区块以及中浅层欠平衡井、深层天然气直井进行了设计优化应用，并取得了良好效果。
1.方正区块结构优化
方正区块地处松辽盆地边缘，其地质结构地层成岩性较好，没有浅层气，地层相对稳定。因此2010-2011年针对方正地区地层特性，重点围绕达连河组以上地层井壁稳定性和宝泉岭组成岩特征开展了技术攻关，并结合现有测井、录井资料开展三压力预测，最终确立了3800米内井身结构由三层套管改为二层套管，减少表层套管下管深度的结构优化设计方案。
实钻结果表明，方602#通过三层套管改为两层的井身结构优化方案，机械钻速提高至5.2米/小时，建井周期相对原设计减少12天，节约费用118万元；节约套管53.63吨、34.86万元；节约水泥等其它费用约21万元，合计单井节约直接费用173.86万元，相对原设计节约成本近10%，经济效益明显。
2.海塔区块结构优化
海塔区块地层力在（0.91-1.05）之间，属于正常压力地层，井径不易塌陷，井控风险低。因此根据地质条件在井身结构优化设计上采用缩小井眼尺寸，调整技术套管下深的办法来进一步提高钻速，降低成本。
通过采用小井眼井身结构优化方案，不仅解决了原设计中存在的大井眼返速率低、电测和下套管遇阻、套管环空不畅等的问题，还取得了较好的经济效益。其中钻速平均提高18.7%，建井周期节约3.57天，同比节约费用31.75万元，节约套管费用8.89万元，节约其它费用3.22万元，平均单井节约投资43.84万元。
3.中浅层欠平衡井结构优化
在朝、芳、永区块选定3口低压、低渗泡沫欠平衡井实施优化。原设计方案技术套管下到欠平衡井段上部（1500m左右），经研究和风险论证，技术套管深度可下到嫩江组（1000m左右）。三口井比原设计少下表层套管2728m，共节约钢材162.14吨，节约直接费用135.9万元。经过钻井实践，3口井全部安全顺利完井。
4.深层天然气直井配套优化
在徐深区块深层天然气直井钻井设计中，通过钻头优选，2011年7口井实现2只PDC完钻，同比邻井平均机械钻速提高31.80%、单井节约钻头1.14只、缩短钻进周期11天。合计节约费用47.05万元。
二、深层水平井井身设计优化方案及效果
1.优选套管钢材
徐深区块地层二氧化碳含量高，对套管腐蚀严重，原设计井管柱全部采用13Cr防腐套管及油管，成本费用高。为降低成本，组织力量进行了针对性研究，根据地层区域CO2富积区域及分压压力情况，将井管柱优化设计为：封隔器 普通碳钢套管方式 13Cr套管方式，既封隔器座封井段采用13Cr材质套管，其余井段采用普通碳钢套管。经设计优化后，减少了13Cr套管的使用量，有效降低了钻井投资。
该设计方案先后在徐深1、徐深6、徐深22区块的三口天然气深井中得到应用，节约13Cr套管8514米、215吨，降低直接费用771.85万元。
2.缩小井眼尺寸
在徐家围子地区天然气深层水平井设计工作中针对登娄库组地层段井壁易剥落，营城组及其以下地层硬度高、温度高等地质特点和水平井施工中存在的大井眼造斜难、钻速慢等问题，从“缩小井眼尺寸、优化井眼曲率”两方面出发，精细计算管柱在不同井眼曲率条件下的岩层通过能力，将先期开展的降摩减扭技术研究应用于实际，形成了小井眼水平井钻完井优化设计方案，并在徐深平34井成功应用，显著提高了钻井速度。
应用小井眼优化设计方案后，徐深平34井的机械钻速达到了2.65m/h，较邻近徐深平32井提高31.84%，较徐深平1井提高18.3%。徐深平34井钻井周期为179.8天，较邻近徐深平32井缩短87.95天，比徐深平1井缩短20.78天，缩短10.36%。通过缩短建井周期，相比设计优化前节约直接成本1065万元，降低投资达22.1%。
三、中浅层水平井设计优化方案及效果
垣平1井是中浅层水平井井眼轨道优化代表性方案。此井位原初步方案布置多口水平井，虽技术上较易实现，但投资大，单井产量低。对此相关人员在井眼轨道优化、井身结构优化、钻井参数优化、摩阻扭矩优化等方面进行了充分的研究分析，确定了水平段长达2660米的单口水平井设计方案，并成功应用，刷新了当时中国陆上最长水平段纪录。
根据垣平1井水平段长和压裂情况来看，该井至少相当于三口常规水平井产量，减少约5000m直井段施工量，节约钻井施工费用约1750万元，在投资与收益方面都取得了显著成效。
四、侧钻井技术的应用及效果
油田开发中后期，为了提高低产老井利用效率，降低开发成本，组织开展了侧钻小井眼水平井技术研究，并在宋深102等3口井上进行了实际应用，使低效井得到了新生，在产量增长的同时，也节约了重新布井的费用。
井身结构优化设计所产生的良好效果，使得上述各项技术措施在油田生产中得以大面积应用。据不完全统计，2012年，大庆油田完成4000余口开发井井身结构优化设计及应用工作，累计节约钢材9130吨，节约水泥4.08万吨，减少岩屑排放量2.43万立方米，因设计优化因素提升钻速0.5%以上，节约钻井综合成本近3亿元。
通过近几年井身优化设计工作，油田产能建设投资的降本增效工作取得了一定的成效，由于受诸多客观因素的限制，部分优化设计的应用范围还有待提高。 但相信随着自有技术逐步突破，通过钻井设计优化实现油田开采后期的产能投资的有效控制还有很大空间可为。