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摘 要：本文介绍了非常规油气藏工厂化丛式井模式，结合国内非常规油气藏特点，形成了以钻机选型与配套、井场布置与井口排列等为核心的工厂化丛式井设计方法，在此基础上考虑设备能力和工厂化特点给出了四种钻井模式方案，通过对方案进行经济评价，优选出不同情况下的最佳钻井模式。
关键词：非常规；工厂化丛式井；经济评价
中图分类号：S220.8
前 言
国外的工厂化丛式井模式是根据油藏特点部署密集型丛式水平井组，配备高效移动钻机，采取流水线式作业模式（依次一开、固井、二开，再依次固完井），钻完井设备无停待，重复利用钻井液，后期油井集中管理，使占地面积、平均建井周期、后期运营成本大幅降低的一种钻完井及生产管理模式。目的是降低综合开发成本，最大的特点是标准化、程序化和规模化。但是由于国内外非常规油气藏特点差异和钻井设备的差距，无法照搬国外的“井工厂”开发模式，需要提出适合国内油气藏特点及设备能力的非常规丛式井施工模式。
1 非常规油气藏特点
胜利油田致密砂岩油藏埋深和页岩油埋深在2500～3500米，地层深度的增加无疑在我们本不成熟的技术上又增添了难度。另一方面在储层特点上，中国的许多非常规油藏尤其是胜利油田的非常规油藏主要位于陆相地层与海相地层相比，地层厚度小、延展性较差。尤其是胜利油田的致密砂岩和页岩为陆相沉积，构造起伏大、断层多，限制了区块整体部署开发。
2 非常规油气藏丛式井优化设计
（1）压裂方式：常见压裂方式为裸眼分段压裂和下套管桥塞射孔压裂；（2）钻机搬迁特点：整拖的方式或者滑轨式；（3）井场面积：从井场使用及泥浆池等重复利用来看，一个丛式井组内井数越多越好；（4）轨迹控制：从轨迹控制的角度来看，一个丛式井组井数越多，垂直于水平段方向的位移越大，这样一方面增加了许多进尺另一方面扭方位难度增加，不利于井眼轨迹平滑。
2.1水平段设计
考虑到非常规油藏钻井和压裂特点，丛式井水平井段必须满足一定条件：为实现安全钻井，根据井壁稳定性试验，设计水平段；为实现最佳压裂效果，水平段方位需要垂直与最大主应力，综上考虑形成以下因素：（1）平面位置。选取油层相对发育的未动用区域部署水平井。（2）纵向位置。根据模拟压裂计算效果，距油层顶3～5m，距油层底应大于3m。（3）水平段方位优选。井眼轨迹垂直于最大主应力方向，单井控制储量最大。考虑适当的夹角（80～100°），单井控制储量变化不大。（4）井间距。根据压裂半缝长和极限供油半径之和计算，胜利油田目前间距通常在200m～400m左右。
2.2 井场位置优选方法
根据已有方法和非常规丛式井特点，提出造斜率和“A靶位移之和最小”作为优选指标，区块内非常规水平井间距固定（假设400m）、方位垂直于最大主应力方向。假设区块油藏边界是规则的，则各井A靶位置在一条线上，根据“所有井A靶位移之和最小”为原则，建立模型，进行计算分析。计算结果表明：井场纵向位置取决于造斜率大小，井场横向最优位置在两边界井A靶点连线的垂直中线上；当无法布置于两边界井垂直中线时，靠近中线越好。
2.3钻机选型与配套
首先以设计井深和最大工作钩载作为选型依据，设计井深应在钻机名义钻深范围之内，最大工作钩载不大于钻机实际最大钩载的80%。由于非常规油气的勘探开发多采用长水平段水平井施工，對钻机选型与设备配套提出了更高要求：（1）钻机提升能力要求高；（2）对顶驱配备提出要求；（3）钻机整体运移方式提出要求（丛式井）；（4）钻井泵要求高；（5）固控系统要求高（油基钻井液）。水平段长大于1200m或者位垂比大于1.5的定向井，宜选用电动钻机或机电复合驱动钻机并配顶驱。优选选择能整体运移的钻机，最好是步进式轨道整体运移方式。钻井泵及高压管汇采用高配置原则，满足高压喷射钻井需要。
3 钻井模式优选及经济性评价
3.1并行施工模式。并行施工模式即钻井压裂同时进行的模式。施工过程中使用一部钻机，钻完第一口井后整拖至第二口钻进，以此类推完成整个井组的施工，在钻机整拖移动出安全距离后，压裂设备开始进入开始依次进行压裂作业，两种工况并存。该模式对钻井设备的要求较低，现有钻机即可，不需要对现有钻井进行改造或者购置滑轨钻机。
3.2交替施工模式。将整个井组分为两个平台，平台间最近两井距离大于压裂施工安全距离，每个平台双排布井，采用一部钻机施工。钻机采用整拖的方式完成1-3号井后，搬迁至另一个平台钻进4-6号井，与此同时1-3号井进行集中压裂作业，在钻机钻完4-6号井后，搬迁回第一个平台钻进7-9号井，4-6号井进行集中压裂作业，该模式对钻井设备的要求较低，现有钻机即可，不需要对现有钻井进行改造或者引进滑轨钻机，相对于单排布井方式优化了井眼轨道节约了总进尺，减少了了井场使用面积，而且集中压裂可以提高压裂液和设备的工作效率，降低费用和周期，整个井组投产周期短。
3.3批量施工模式。批量施工模式采用类似于海洋平台的钻井模式，采用一部钻机先钻完所有井一开，再钻进所有井二开、三开的方式，同时在具体施工过程中利用上口井的候凝时间，高效移动到下口井施工，节约固井候凝时间，提高钻机施工效率。
3.4流水线施工模式。流水线施工模式顾名思义就是采用类似于工厂流水线的方式，将钻井过程分为若干部分依次完成的模式，此模式需要对所有钻机进行滑轨式改造或者购置滑轨钻机，增加了设备成本和费用，但是由于此模式能够可实现钻机设备最优化、提高钻机效率、缩短施工工期，提高压裂效果，从而能够降低钻完井费用。
3.5经济性评价
模型区块选择胜利油田D区块，该地区3000m的非常规水平井钻井周期70天，以此为基础，确定丛式井的基本参数为，井深不小于3000m，水平段长1000m，水平段横向间距300m，靶前位移400m，一开井深300m，造斜点1500m。压裂方式选择套管可钻桥塞分段压裂，井数12口，根据井组轨道计算确定钻机为50D钻机，在流水线施工模式下小钻机选择25车载钻机。采用交替施工模式平均单井可以节约工期3天，节约费用近40万元。如果钻机具备了整体滑移能力则推荐使用流水线施工模式，相对于并行施工模式平均单井周期降低16天、平均单井费用降低190余万元。流水施工模式总体效果好于批量施工模式，如果作业距离不能超过这一范围，则无法实现流水线施工作业，则需选择批量钻井施工模式。针对上述模型，分别对交替施工模式和流水线施工模式下的同台井数进行优选，单台4井双排布井方式平均单井成本最小；而采用流水线施工模式，同台8井双排布井方式下平均单井成本最小。
4 结论
（1）根据丛式井“所有井A靶位移之和最小”原则，井场横向最优位置在两边界井A靶点连线的垂直中线上；当无法布置于两边界井垂直中线时，越靠近中线越好。（2）在现有整拖移动钻机条件下，要实施工厂化模式，推荐采用交替施工模式，可以降低成本，提高设备工作效率。（3）在具备钻机整体滑移技术情况下，优先选用流水线作业模式，可以缩短钻井周期节约成本。（4）受作业距离和安全距离所限，流水线施工模式同台井数必须在12口以上。
参考文献
[1] 刘德华，肖佳林，关富佳.页岩气开发技术现状及研究方向[J]. 石油天然气学报， 2011， 31（1）： 119-123.
[2] 张卫东， 郭敏， 杨延辉.页岩气钻采技术综述[J]. 中外能源， 2010，15（6）：35-39.
基金项目：胜利石油工程有限公司课题 “非常规油气藏工厂化丛式井模式研究” ；编号：GKZ1206
作者简介：马永乾（1983-），男（汉族），辽宁大连人，博士研究生，从事油气井流体力学研究
关键词：非常规；工厂化丛式井；经济评价
中图分类号：S220.8
前 言
国外的工厂化丛式井模式是根据油藏特点部署密集型丛式水平井组，配备高效移动钻机，采取流水线式作业模式（依次一开、固井、二开，再依次固完井），钻完井设备无停待，重复利用钻井液，后期油井集中管理，使占地面积、平均建井周期、后期运营成本大幅降低的一种钻完井及生产管理模式。目的是降低综合开发成本，最大的特点是标准化、程序化和规模化。但是由于国内外非常规油气藏特点差异和钻井设备的差距，无法照搬国外的“井工厂”开发模式，需要提出适合国内油气藏特点及设备能力的非常规丛式井施工模式。
1 非常规油气藏特点
胜利油田致密砂岩油藏埋深和页岩油埋深在2500～3500米，地层深度的增加无疑在我们本不成熟的技术上又增添了难度。另一方面在储层特点上，中国的许多非常规油藏尤其是胜利油田的非常规油藏主要位于陆相地层与海相地层相比，地层厚度小、延展性较差。尤其是胜利油田的致密砂岩和页岩为陆相沉积，构造起伏大、断层多，限制了区块整体部署开发。
2 非常规油气藏丛式井优化设计
（1）压裂方式：常见压裂方式为裸眼分段压裂和下套管桥塞射孔压裂；（2）钻机搬迁特点：整拖的方式或者滑轨式；（3）井场面积：从井场使用及泥浆池等重复利用来看，一个丛式井组内井数越多越好；（4）轨迹控制：从轨迹控制的角度来看，一个丛式井组井数越多，垂直于水平段方向的位移越大，这样一方面增加了许多进尺另一方面扭方位难度增加，不利于井眼轨迹平滑。
2.1水平段设计
考虑到非常规油藏钻井和压裂特点，丛式井水平井段必须满足一定条件：为实现安全钻井，根据井壁稳定性试验，设计水平段；为实现最佳压裂效果，水平段方位需要垂直与最大主应力，综上考虑形成以下因素：（1）平面位置。选取油层相对发育的未动用区域部署水平井。（2）纵向位置。根据模拟压裂计算效果，距油层顶3～5m，距油层底应大于3m。（3）水平段方位优选。井眼轨迹垂直于最大主应力方向，单井控制储量最大。考虑适当的夹角（80～100°），单井控制储量变化不大。（4）井间距。根据压裂半缝长和极限供油半径之和计算，胜利油田目前间距通常在200m～400m左右。
2.2 井场位置优选方法
根据已有方法和非常规丛式井特点，提出造斜率和“A靶位移之和最小”作为优选指标，区块内非常规水平井间距固定（假设400m）、方位垂直于最大主应力方向。假设区块油藏边界是规则的，则各井A靶位置在一条线上，根据“所有井A靶位移之和最小”为原则，建立模型，进行计算分析。计算结果表明：井场纵向位置取决于造斜率大小，井场横向最优位置在两边界井A靶点连线的垂直中线上；当无法布置于两边界井垂直中线时，靠近中线越好。
2.3钻机选型与配套
首先以设计井深和最大工作钩载作为选型依据，设计井深应在钻机名义钻深范围之内，最大工作钩载不大于钻机实际最大钩载的80%。由于非常规油气的勘探开发多采用长水平段水平井施工，對钻机选型与设备配套提出了更高要求：（1）钻机提升能力要求高；（2）对顶驱配备提出要求；（3）钻机整体运移方式提出要求（丛式井）；（4）钻井泵要求高；（5）固控系统要求高（油基钻井液）。水平段长大于1200m或者位垂比大于1.5的定向井，宜选用电动钻机或机电复合驱动钻机并配顶驱。优选选择能整体运移的钻机，最好是步进式轨道整体运移方式。钻井泵及高压管汇采用高配置原则，满足高压喷射钻井需要。
3 钻井模式优选及经济性评价
3.1并行施工模式。并行施工模式即钻井压裂同时进行的模式。施工过程中使用一部钻机，钻完第一口井后整拖至第二口钻进，以此类推完成整个井组的施工，在钻机整拖移动出安全距离后，压裂设备开始进入开始依次进行压裂作业，两种工况并存。该模式对钻井设备的要求较低，现有钻机即可，不需要对现有钻井进行改造或者购置滑轨钻机。
3.2交替施工模式。将整个井组分为两个平台，平台间最近两井距离大于压裂施工安全距离，每个平台双排布井，采用一部钻机施工。钻机采用整拖的方式完成1-3号井后，搬迁至另一个平台钻进4-6号井，与此同时1-3号井进行集中压裂作业，在钻机钻完4-6号井后，搬迁回第一个平台钻进7-9号井，4-6号井进行集中压裂作业，该模式对钻井设备的要求较低，现有钻机即可，不需要对现有钻井进行改造或者引进滑轨钻机，相对于单排布井方式优化了井眼轨道节约了总进尺，减少了了井场使用面积，而且集中压裂可以提高压裂液和设备的工作效率，降低费用和周期，整个井组投产周期短。
3.3批量施工模式。批量施工模式采用类似于海洋平台的钻井模式，采用一部钻机先钻完所有井一开，再钻进所有井二开、三开的方式，同时在具体施工过程中利用上口井的候凝时间，高效移动到下口井施工，节约固井候凝时间，提高钻机施工效率。
3.4流水线施工模式。流水线施工模式顾名思义就是采用类似于工厂流水线的方式，将钻井过程分为若干部分依次完成的模式，此模式需要对所有钻机进行滑轨式改造或者购置滑轨钻机，增加了设备成本和费用，但是由于此模式能够可实现钻机设备最优化、提高钻机效率、缩短施工工期，提高压裂效果，从而能够降低钻完井费用。
3.5经济性评价
模型区块选择胜利油田D区块，该地区3000m的非常规水平井钻井周期70天，以此为基础，确定丛式井的基本参数为，井深不小于3000m，水平段长1000m，水平段横向间距300m，靶前位移400m，一开井深300m，造斜点1500m。压裂方式选择套管可钻桥塞分段压裂，井数12口，根据井组轨道计算确定钻机为50D钻机，在流水线施工模式下小钻机选择25车载钻机。采用交替施工模式平均单井可以节约工期3天，节约费用近40万元。如果钻机具备了整体滑移能力则推荐使用流水线施工模式，相对于并行施工模式平均单井周期降低16天、平均单井费用降低190余万元。流水施工模式总体效果好于批量施工模式，如果作业距离不能超过这一范围，则无法实现流水线施工作业，则需选择批量钻井施工模式。针对上述模型，分别对交替施工模式和流水线施工模式下的同台井数进行优选，单台4井双排布井方式平均单井成本最小；而采用流水线施工模式，同台8井双排布井方式下平均单井成本最小。
4 结论
（1）根据丛式井“所有井A靶位移之和最小”原则，井场横向最优位置在两边界井A靶点连线的垂直中线上；当无法布置于两边界井垂直中线时，越靠近中线越好。（2）在现有整拖移动钻机条件下，要实施工厂化模式，推荐采用交替施工模式，可以降低成本，提高设备工作效率。（3）在具备钻机整体滑移技术情况下，优先选用流水线作业模式，可以缩短钻井周期节约成本。（4）受作业距离和安全距离所限，流水线施工模式同台井数必须在12口以上。
参考文献
[1] 刘德华，肖佳林，关富佳.页岩气开发技术现状及研究方向[J]. 石油天然气学报， 2011， 31（1）： 119-123.
[2] 张卫东， 郭敏， 杨延辉.页岩气钻采技术综述[J]. 中外能源， 2010，15（6）：35-39.
基金项目：胜利石油工程有限公司课题 “非常规油气藏工厂化丛式井模式研究” ；编号：GKZ1206
作者简介：马永乾（1983-），男（汉族），辽宁大连人，博士研究生，从事油气井流体力学研究