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[摘要]介绍了海上丛式井网加密调整平台位置优选、定向井轨迹优化、防碰绕障技术，上述加密调整井钻井工程技术在渤海油田的成功应用，极大的推动了我国海上油气田开发生产能力，提升了海上丛式井、定向井钻井技术水平，为今后海上油气田进行大规模调整提供了可靠的技术保证。
[关键词]海上丛式井网 加密调整井 平台位置优选 防碰绕障
中图分类号：TE242 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）13-0019-02
1、前言
目前，海洋石油资源的勘探开发已进入了一个新的阶段，水平井、大位移井和丛式井的应用越来越广泛，油气开发正向着更深更远的目标发展。与此同时，随着部分油田进入到开发的中后期，采油速度和采收率降低幅度大、综合含水上升快，产量递减快等问题逐步暴露[1]。由于海上油田开发高投入、高风险的特点，通过单纯的增加油井数量和平台数量来提高产量的方式，受到了项目经济性的制约和限制。因此，采取丛式井网整体加密的方式，即在原来的丛式井网中再打加密调整井，成为了海上油田高效开发、提高采收率的重要手段。但这种特殊的调整方式给钻井设计和作业带来诸多技术挑战和难点。
海上丛式井网一般是以平台为中心点向四周发散的轨迹分布，由于井网密集，井眼之间碰撞风险非常大。如何从新建平台位置的优选、定向井轨迹优化设计方面最大程度降低井眼防碰风险，并提高现场作业的防碰监测与绕障技术已成为今后一段时间内海上调整井安全作业的关键技术之一[2]。
2、海上丛式井网加密调整井防碰关键技术
2.1 老井井眼轨迹数据精确再处理技术
2.2 丛式井网钻井平台位置优选技术
与陆上钻井成本构成相比，海洋钻井平台日费和定向钻井费用（日费）均比较高，而平台位置优选是降低钻井总进尺、作业难度及钻进周期最基本和最有效的手段之一。在原来已十分密集的丛式井组中再度加密钻出加密井网，使得加密调整井新建平台位置的选择是一个非常复杂的过程。首先需要对已存在的井眼轨迹进行分析，再根据以“井口位移法”（井组的井口位移之和最小）确定的初始调整井平台位置进行新钻井轨迹设计，并与老井网进行防碰分析，最后根据防碰分析结果对平台位置进行调整，直到所有井均满足防碰要求为止。
针对上述平台位置优选的复杂性，研究形成了以三维地质模型及原有井网为设计环境的平台位置优选方法。基于三维井位设计软件DecisionSpace和定向井设计软件Compass实现了含水平井平台位置优选的方法。
2.3 井眼轨迹优化及防碰绕障技术
在丛式井网加密调整井的设计与施工中，除了需要时刻注意实钻轨迹与设计轨迹的相符程度及其变化趋势，以确保中靶并保持良好的井身质量外，还需要考虑邻井的设计轨迹和实钻轨迹，用于进行防碰计算与设计。在井眼轨迹防碰绕障设计时，需要综合考虑油藏钻井顺序、井斜方位等因素，合理分配槽口，确定造斜点、造斜率及关键绕障控制点。并采用最精确的最小距离法[3]进行防碰扫描。
通过计算井眼距离的分离系数，来判断井眼间距是否处于危险情况，并做出相应的决策。用参考井和比较井的中心距和两井的误差椭圆半径之比来表示井的接近程度，如比值等于1说明两井相切，即有可能蹭着邻井；如比值大于1，说明两井是安全的；如比值小于1，说明两井不安全，很有可能碰撞套管，图1、图2分别为渤海某调整井绕障前后的防碰中心距示意图。
2.4 丛式井网井眼轨迹控制技术现场实施要点
3）精密测量仪器确认已钻井眼轨迹，所有表层段都要有陀螺测斜数据，为后期井的防碰计算提供准确数据。直井段陀螺测量轨迹间隔不大于10米/每点。陀螺定向过程中，及时用MWD工具面及实测结果检验、判断陀螺定向方向是否正确、以及造斜率是否满足要求。
5）防碰风险井段应采用牙轮钻头钻进通过。
3、渤海某油田加密调整井防碰设计实例
3.1 油田概况
渤海某油田现有平台6座，油井179口，注水井24口，水源井5口。现进行综合调整方案新增调整井101口，其中水平井88口，定向井13口。
3.2 技术挑战
定向井防碰设计涉及方案较多，新增井与多口老井或新井同时存在浅、中、深层防碰问题；综合考虑原有工程设施和提高新增调整井可实施性为原则，同时考虑钻井难度和防碰风险，平台数确定及平台位置优化难度较大；部分定向井第一稳斜角较大，二次造斜扭方位大，实际作业过程中需同时克服防碰问题，综合作业难度大；靶前位移短，狗腿度较大，造斜率偏高，反扣严重，同时稳斜段较短，下泵作业难度大。
3.3 解决方案
针对此油田的加密调整存在的技术难点，结合现有工程设施提出了三种大方案。利用前述方法对每一种方案进行了多轮平台位置优选和井轨迹优化。
对于存在防碰问题的调整井，分步骤分类进行优化调整：对于存在防碰问题的老井复测陀螺；对新钻井，存在防碰问题的井段，根据套管鞋位置确定复测陀螺深度，减小上部井段的误差椭圆；对存在防碰问题的井段采取随钻测陀螺技术，减小该井段的误差椭圆；考虑三维误差椭球，计算方向性分离系数。
通过优化并综合考虑经济性因素，最终设计结果见图3所示。
4、结论和认识
针对目前我国海上油气田开发的技术特点，以及加密调整井的复杂情况，通过探索、实践、研究得出了一套适合于海上加密调整井钻井技术，包括平台位置优选、防碰扫描、绕障防碰等。并将研究成果在工程实践中得到了很好的应用。
参考文献
[1] 张凤久，罗宪波，刘英宪，等.海上油田从式井网整体加密调整技术研究[J].中国工程科学2011.13（5）
[2] 姜伟海.上密集丛式井组在加密调整井网钻井技术探索与实践[J].钻井工程2011.31（1）
[3] 柳贡慧，董本京，等.误差椭球及井眼交碰概率分析[J].钻采工艺，2005，23（3）：5-12
作者简介
谢仁军（1983～），男，工程师，现主要从事海洋石油工程技术研究。
[关键词]海上丛式井网 加密调整井 平台位置优选 防碰绕障
中图分类号：TE242 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）13-0019-02
1、前言
目前，海洋石油资源的勘探开发已进入了一个新的阶段，水平井、大位移井和丛式井的应用越来越广泛，油气开发正向着更深更远的目标发展。与此同时，随着部分油田进入到开发的中后期，采油速度和采收率降低幅度大、综合含水上升快，产量递减快等问题逐步暴露[1]。由于海上油田开发高投入、高风险的特点，通过单纯的增加油井数量和平台数量来提高产量的方式，受到了项目经济性的制约和限制。因此，采取丛式井网整体加密的方式，即在原来的丛式井网中再打加密调整井，成为了海上油田高效开发、提高采收率的重要手段。但这种特殊的调整方式给钻井设计和作业带来诸多技术挑战和难点。
海上丛式井网一般是以平台为中心点向四周发散的轨迹分布，由于井网密集，井眼之间碰撞风险非常大。如何从新建平台位置的优选、定向井轨迹优化设计方面最大程度降低井眼防碰风险，并提高现场作业的防碰监测与绕障技术已成为今后一段时间内海上调整井安全作业的关键技术之一[2]。
2、海上丛式井网加密调整井防碰关键技术
2.1 老井井眼轨迹数据精确再处理技术
2.2 丛式井网钻井平台位置优选技术
与陆上钻井成本构成相比，海洋钻井平台日费和定向钻井费用（日费）均比较高，而平台位置优选是降低钻井总进尺、作业难度及钻进周期最基本和最有效的手段之一。在原来已十分密集的丛式井组中再度加密钻出加密井网，使得加密调整井新建平台位置的选择是一个非常复杂的过程。首先需要对已存在的井眼轨迹进行分析，再根据以“井口位移法”（井组的井口位移之和最小）确定的初始调整井平台位置进行新钻井轨迹设计，并与老井网进行防碰分析，最后根据防碰分析结果对平台位置进行调整，直到所有井均满足防碰要求为止。
针对上述平台位置优选的复杂性，研究形成了以三维地质模型及原有井网为设计环境的平台位置优选方法。基于三维井位设计软件DecisionSpace和定向井设计软件Compass实现了含水平井平台位置优选的方法。
2.3 井眼轨迹优化及防碰绕障技术
在丛式井网加密调整井的设计与施工中，除了需要时刻注意实钻轨迹与设计轨迹的相符程度及其变化趋势，以确保中靶并保持良好的井身质量外，还需要考虑邻井的设计轨迹和实钻轨迹，用于进行防碰计算与设计。在井眼轨迹防碰绕障设计时，需要综合考虑油藏钻井顺序、井斜方位等因素，合理分配槽口，确定造斜点、造斜率及关键绕障控制点。并采用最精确的最小距离法[3]进行防碰扫描。
通过计算井眼距离的分离系数，来判断井眼间距是否处于危险情况，并做出相应的决策。用参考井和比较井的中心距和两井的误差椭圆半径之比来表示井的接近程度，如比值等于1说明两井相切，即有可能蹭着邻井；如比值大于1，说明两井是安全的；如比值小于1，说明两井不安全，很有可能碰撞套管，图1、图2分别为渤海某调整井绕障前后的防碰中心距示意图。
2.4 丛式井网井眼轨迹控制技术现场实施要点
3）精密测量仪器确认已钻井眼轨迹，所有表层段都要有陀螺测斜数据，为后期井的防碰计算提供准确数据。直井段陀螺测量轨迹间隔不大于10米/每点。陀螺定向过程中，及时用MWD工具面及实测结果检验、判断陀螺定向方向是否正确、以及造斜率是否满足要求。
5）防碰风险井段应采用牙轮钻头钻进通过。
3、渤海某油田加密调整井防碰设计实例
3.1 油田概况
渤海某油田现有平台6座，油井179口，注水井24口，水源井5口。现进行综合调整方案新增调整井101口，其中水平井88口，定向井13口。
3.2 技术挑战
定向井防碰设计涉及方案较多，新增井与多口老井或新井同时存在浅、中、深层防碰问题；综合考虑原有工程设施和提高新增调整井可实施性为原则，同时考虑钻井难度和防碰风险，平台数确定及平台位置优化难度较大；部分定向井第一稳斜角较大，二次造斜扭方位大，实际作业过程中需同时克服防碰问题，综合作业难度大；靶前位移短，狗腿度较大，造斜率偏高，反扣严重，同时稳斜段较短，下泵作业难度大。
3.3 解决方案
针对此油田的加密调整存在的技术难点，结合现有工程设施提出了三种大方案。利用前述方法对每一种方案进行了多轮平台位置优选和井轨迹优化。
对于存在防碰问题的调整井，分步骤分类进行优化调整：对于存在防碰问题的老井复测陀螺；对新钻井，存在防碰问题的井段，根据套管鞋位置确定复测陀螺深度，减小上部井段的误差椭圆；对存在防碰问题的井段采取随钻测陀螺技术，减小该井段的误差椭圆；考虑三维误差椭球，计算方向性分离系数。
通过优化并综合考虑经济性因素，最终设计结果见图3所示。
4、结论和认识
针对目前我国海上油气田开发的技术特点，以及加密调整井的复杂情况，通过探索、实践、研究得出了一套适合于海上加密调整井钻井技术，包括平台位置优选、防碰扫描、绕障防碰等。并将研究成果在工程实践中得到了很好的应用。
参考文献
[1] 张凤久，罗宪波，刘英宪，等.海上油田从式井网整体加密调整技术研究[J].中国工程科学2011.13（5）
[2] 姜伟海.上密集丛式井组在加密调整井网钻井技术探索与实践[J].钻井工程2011.31（1）
[3] 柳贡慧，董本京，等.误差椭球及井眼交碰概率分析[J].钻采工艺，2005，23（3）：5-12
作者简介
谢仁军（1983～），男，工程师，现主要从事海洋石油工程技术研究。