1. 引言
科威特面积约17,870平方公里，石油产量居世界第七位，科威特多数大油田都位于北部(见图1)。科威特南部Greater Burgan油田开采原油API重度为28˚~36˚，为中到轻质，产量大约占到科威特原有生产总量的50%，日产量为170万桶/天；科威特第二大油田为北部的Raudhatain油田，产量为35万桶/天。紧邻Raudhatain的Sabriya油田，产量为10万桶/天。Ratqa边境油田(延伸到伊拉克的南部Rumaila构造)及较小的Abdali油田产量分别为4.5万桶/天和3万桶/天，科威特其余产量集中在西南部的Umm Gudair、Minagish和Abduliyah油田，西部Umm Gudair和Minagish油田生产的原油API重度22˚~26˚，主要集中在中等重度范围，储层质量一般由岩性组分含量控制[1]。科威特北部含油气层段深度在7400~8000 ft之间，2005年通常存在自喷压力，有实验数据表明储层温度为170˚F时，原油的API值为25˚至30˚ [2]。
随着中深层水平井钻完井及采用打注水井提高采收率等方法，建立了“工厂化”作业模式，科威特北部油区钻采技术针对地层研磨性强、碳酸岩盐非均质性、钻井周期偏长等难题[3]，通过破岩工具研发优选、井身结构简化、钻井装备配套、钻井液体系优化和钻采一体化等5个方面持续攻关，形成钻井提速技术模板；同时针对下白垩系白云岩漏失层带来的井下复杂情况，采取边漏边钻的钻井方式。注水井网的布井技术则聚焦地质工程一体化，通过油藏外 + 排井井间局部注水 + ICD完井工艺促进油藏储运网形成，提高采收体积，注水工艺以产量最大化为目标，针对不同阶段的生产特征，综合考虑供水量、井深、油压、气液比等因素[4]-[6]，在不同阶段选用差异化注水使工艺埋深6000~7000 ft的砂岩及碳酸岩盐层获得优良的油气产量，成为科威特白垩系增储上产的后备阵地。
Figure 1. Oil and gas distribution in Kuwait
图1. 科威特油气分布图
2. 科威特北部Raudhatain和Sabriya油田地质工程概况
科威特北部Raudhatain和Sabriya油田油藏埋深在7400~8000 ft之间(见图2)，分别位于北北东向科威科威特穹窿的西侧和顶部，主要生产层是上Burgan砂岩、下Burgan砂岩和Mauddud石灰岩，此外，Zubair地层是Raudhatain油田的又一个生产单元(见表1)。上Burgan组是Raudhatain和Sabriya油田的四个主要储层之一，尽管该油藏已投产约40年，但仍然是科威特油气上产的优质储层，突出了上Burgan砂岩油藏的二次开发机会。为了优化开发和采收率，需要精确定义一个优质钻采模型[7]-[9]。
Table 1. Geological engineering parameters between RA and SA block, Northern Kuwait
表1. 科威特北部RA与SA区块地质工程参数
油田名称 |
储层 |
温度(℃) |
压力(psi) |
绝对无阻流量(bbl/d) |
绝对无阻流量(Kg/s) |
Raudhatain (RA) |
Mauddud |
73.3 |
500 |
1200 |
1.9 |
Upper Burgan |
76.7 |
780 |
1200 |
2.09 |
Middle Burgan |
68.3 |
900 |
3000 |
4.89 |
Lower Burgan |
82.2 |
1000 |
9000 |
14.22 |
Zubair |
76.7 |
1500 |
20,000 |
31.8 |
Ratawi |
76.7 |
1500 |
3000 |
4.77 |
Sabriya (SA) |
Mauddud |
73.3 |
850 |
1200.0 |
2.01 |
Tube |
48.9 |
950 |
5000.0 |
8.43 |
Upper Burgan |
76.7 |
780 |
1200.0 |
2.07 |
续表
Sabriya (SA) |
Middle Burgan |
76.7 |
783 |
1250.0 |
1.97 |
Lower Burgan |
48.9 |
1100 |
9000.0 |
14.27 |
Zubair/Ratawi |
76.7 |
1508 |
1500.0 |
2.38 |
Figure 2. Simplified table of reservoir layers and encountered Cretaceous strata in Raudhatain and Sabriya oil fields
图2. Raudhatain和Sabriya油田储层与钻遇白垩系地层简表
通过科威特北部Raudhatain和Sabriya工程技术历程回顾总结，不断深化钻井与地质技术认识，固化成熟的钻井配套技术方案，持续加强应对井下复杂挑战，为科威特北部工程技术积累经验。各大石油公司相继开展了各类智慧油田项目，如壳牌的智能油田建设、BP的未来油田、Statoil (挪威)的“整合运营项目”、科威特的数字油田探索与开发等，2018年以后，科威特石油公司开始转向利用以大数据样本为基础的多种方法实现钻井数据同步传输分析，提高了油气田开发速度[10]-[14]。
3. 钻完井技术历程
科威特北部油气钻井技术历经探索、巩固、升级、加速4个阶段(见表2)，通过不断持续攻关与探索，在钻完井速度、水平井完井增产[15]、排井钻机、钻采一体化等方面均取得了效益，形成了以“精准轨迹控制优快钻井”、“裂缝扩充”、“注水工艺”为核心的成套钻采技术。
科威特北部油田严格按照日费制管理方案进行管理，充分发挥日费制在管理效率和工程新技术集成应用方面的优势，强化甲方对目标井的管理责任[16]，实现管理过程的优化和生产运行的紧密结合；技术方面，可针对性制定了各井段提速破岩方法，优化各开次的钻具组合，引入了大尺寸进口螺杆、斯伦贝谢旋转导向工具、哈利伯顿ICD完井技术等高效钻完井提速工具[17]-[20]，后期优选贝克休斯牙轮PDC混合钻头，研制了随钻暂堵防塌钻井液，形成了综合高效钻井综合技术。
Table 2. Drilling process of oil and gas field in Northern Kuwait
表2. 科威特北部油气田钻井工艺历程
期限(年) |
阶段 |
单井钻井周期(d) |
典型井储层 |
无阻力FLOW压力 (psi) |
先进工艺 |
2010~2014 |
探索 |
>60 |
Mauddud |
120 |
PDC钻头 + 螺杆 |
2015~2017 |
巩固 |
50 |
Zubair |
320 |
PDC钻头 + 旋转地质导向 |
2018~2020 |
升级 |
35 |
Zubair |
289 |
排井、旋转地质导向 |
2021~2023 |
加速 |
30 |
Lower Burgan |
190 |
排井、牙轮PDC混合钻头运用 |
4. 钻井技术进展
以深化地质认识，深度融合油藏地质与钻井技术，围绕降本增效，突破深层砂岩钻采效益为目标，持续攻关钻井技术，持续推进效益开发进程[21]。
4.1. 钻井技术历程
以实现安全优快钻完井为核心，开展井身结构优化设计、破岩工具优选、主动预防保障措施集成攻关研究，形成了以“精细轨迹控制优快钻井”为核心的钻井技术体系。
4.1.1. 井身结构优化设计
针对北部油井压力体系和故障特点，采用由上而下和由下而上的井身结构设计方法，综合考虑压力剖面、地层漏失、钻井液密度，压差卡钻等因素，按提高采收率和利于提速优化设计形成三开制注水井与五开制水平井井身结构，调整过程(见图3)如下：
Figure 3. Drilling structure design in Northern Kuwait oil field
图3. 科威特北部油田钻井井身结构设计
4.1.2. 破岩工具与参数优化
开展分段钻头研选，选用大扭矩进口螺杆提高破岩效率[22]，强化钻井参数，配套F-1600钻井泵陶瓷缸套、350T顶驱，充分利用水力机械联合破岩，形成以“钻头优选、工具优配、参数强化”为核心的优快钻井技术(见表3)。该技术提速提效显著，RA区块五开制水平井2023年平均钻井周期33.9 d，相比2015年提速23.9%。其中RA-952井，完钻井深11,488 ft，钻井周期31.875 d，为RA区块五开制水平井钻井周期最短记录。
Table 3. Comparison of drilling parameters optimization
表3. 钻井参数优化对比
开次 |
钻头(Ø/inch) |
型号 |
钻压/Kib |
排量(GPM) |
转速(R/M) |
优化后钻压(Kib) |
优化后转速(R/M) |
优化后排量(GPM) |
一开 |
22 |
XT1A1GRC |
5~30 |
300~850 |
70~80 |
20~50 |
80~120 |
300~820 |
二开 |
16 |
T44、GSi16BVECPS、GTX-C18SH、KYM633FX |
35~60 |
650~750 |
85~100 |
40~55 |
40~70 |
700~780 |
三开 |
12 1/4 |
MDI1616LBPX、XS616S、MDS1616LBPX、VM616GX |
40~45 |
800 |
120~130 |
15~30 |
125 |
780 |
四开 |
8 1/2 |
CH3GMRS、TD507FX、HCP506PX、MDI616LPXG |
15~30 |
500~550 |
80~90 |
10~25 |
(40~80)/125 |
600~630 |
五开 |
6 1/8 |
VRT613DGX HCD406Z、RSF613、CH1GMRS |
5~15 |
275 |
110~120 |
10~15 |
90~110 |
330 |
4.1.3. 二开预防安全钻井
针对科威特北部区块白云岩溶蚀性孔隙发育钻井优化，二开井段从Radhuma到Mutriba地层，设计井斜控制在12度以内，安装21-1/4"防喷器组预防浅层气溢出，同时优化防漏堵漏措施，针对Tayarat溶洞性地层，使用40 ppb中颗粒堵漏剂，配合稠浆，每打完立柱后泵入，形成安全钻进技术。通过北部二开井段完钻井型综合分析，二开钻井液密度窗口为9.0~9.2 PPG，粘度31~35 S，未出现溢流复杂情况。通过定向轨迹优化及钻井液防漏堵漏，近五年二开钻井井下复杂故障率逐年降低(见图4)。
Figure 4. Statistics on downhole failure of the second drilling section of RA and SA block in Northern Kuwait
图4. 科威特北部油区RA与SA区块二开井下故障率统计
4.1.4. 优化钻井液设计
以2017年施工Zubair五开结构水平井RA627井为例，钻井液设计(见表4)，采取“膨润土钻井液–低固相聚合物钻井液–油基钻井液–油基钻井液–水基油层保护钻井液”，二开采用低固相聚合物钻井液优快钻进，适当配比中细颗粒的随钻堵漏剂封堵二开井段漏失层，三开、四开采用油基泥浆穿过易垮塌泥页岩[23]，同时油基泥浆的高润滑性降低钻进时扭矩和上提下放摩阻，五开转换成低固相的水基油层保护钻井液钻开油气层。
RA区块与SA区块三开、四开应用油基钻井液体系，油基钻井液的低失水预防四开水敏性强的页岩垮塌，同时油基钻井液的高润滑性大大降低钻进时扭矩和摩阻，五开使用低固相的水基油层保护钻井液钻开油气层。
Table 4. Mud design of oil fields in Northern Kuwait
表4. 科威特北部油田钻井液设计
开次 |
钻头(Ø/inch) |
钻遇地层 |
泥浆类型 |
泥浆密度(PPG) |
马氏粘度(S) |
ECD |
一开 |
22 |
Dammam |
膨润土 |
9.5 |
50 |
9.6 |
二开 |
16 |
Dammam-Mutriba |
低固相聚合物 |
8.9~9.4 |
41 |
9.5 |
三开 |
12 1/4 |
Mishrif-Shuaiba |
油基 |
9.6~11.1 |
47 |
9.35 |
四开 |
8 1/2 |
Shuaiba |
油基 |
11.8~12.1 |
79 |
12.43 |
五开 |
6 1/8 |
Zubair |
低固相聚合物 |
8.8~9.0 |
27 |
- |
4.2. 技术改造
以增大有效改造体积为目标，以密切割、强支撑为关键，提高单井改造效果，开展裂缝优化配置、提高裂缝纵向延伸、强化裂缝有效支撑研究，形成了以“裂缝均衡扩展增强缝控储量”为核心的储层改造技术体系。
4.2.1. 裂缝优化配置
建立综合可压性评价方法，如2015年1月8日，中石化华北项目SP***井队施工SA372钻进至斜深12,907 ft (垂深7623 ft)，schlumberger公司下连续油管至斜深11,424 ft，起钻至8100 ft，起连续油管(共7.5小时)对Mauddud-B地层注酸液，共注入HCL：380桶(BBL)，SXE：1117桶(BBL)，VDA：321桶(BBL)，后下完井电泵获得高产(见表5)工业油气流。
Table 5. SA372 test information on fracturing reconstruction
表5. SA372井压裂改造后油井测试数据
RATE (BPD) |
WHP (psi) |
W/C (%) |
CHOKE SIZE (in/32)'' |
1981 |
40 |
85 |
128 + 128 |
1763 |
219 |
65 |
32 |
1650 |
401 |
50 |
24 |
1500 |
571 |
45 |
20 |
4.2.2. 提高水驱横向延伸
研究区Burgan组被Mauddud组的浅海碳酸盐岩和页岩整合覆盖，Mauddud储层的地层演化及其成岩改造作用，加上沉积后的压裂和断裂作用，形成了储层的非均质性，其中最重要的是水平渗透率与垂向渗透率的关系，成为科威特北部Raudhatain和Sabriya油田油藏开发的主要挑战。由于Mauddud油藏的水驱效应还不成熟，将对油井的影响将在后期开发中得以显现。
4.3. 采油及地面技术进展
以提高采收率统筹高效开发为目标，识别深层油气井井筒流态，建立基于地层无阻FLOW压力、井筒流型的差异化排采技术对策，形成了Pad-well钻采一体化工程技术(见图5)。
Figure 5. Pad-well deployment scheme in SA and RA blocks, Northern Kuwait
图5. 科威特北部SA与RA区块Pad-well布井方案
4.3.1. 对比井筒无阻FLOW压力
利用钻完井电泵试采数据，分析井筒储层FLOW压力，结合不同储层在RA区块与SA区块范围所对应的流体运移状态，明确科威特北部油田不同阶段井筒压力模型，统筹与决策开采有利目的层位。
4.3.2. 差异化排采技术
根据长周期钻采一体化技术，初期能量充足(无阻力FLOW压力大于200 psi)时选择自喷井完井，中期能量下降(无阻力FLOW压力小于200 psi)，根据试采数据，结合地层自身能量及储层特征，局部区域部署10 m间距排井钻采，在5~8口井中设计不同有利储层钻完井从而差异化提高采收率。
4.3.3. 优化排井开采模型
受储层无阻力FLOW压力降低、地层出砂等因素影响，2016年开始科威特石油公司开始部署排井钻机施工，如：2019年部署的SA855-859-857-858-862-860井，设计5口开发井(目的层分别为Lower Burgan、Upper Burgan、Mauddud、Upper Burgan与Wara)与1口注水井(目的层为Zubair)，其中SA860井设计为分支井，优化了排井开采模型，并利用边界井的注水水驱作用提高了整体排井的有效采收率。
5. 挑战及攻关方向
5.1. 钻井工程
区域地质情况复杂、多压力系统，井漏、溢流以及卡钻、工具故障等问题增加了钻井周期，由于二开、五开水平段钻井时间普遍偏长。2019年后二开采取牙轮PDC混合钻头快速钻进，并优化中完及完井工序，二开中完下13 3/8"套管前，通过长短起处理井筒替代专项通井，强化工序衔接，可减少施工时间1~2 d，五开采取PDC + 旋转地质导向工具钻进，精确定位中靶目标，尽量一趟钻完成五开井段进尺，2016年后部署排井钻机，有效缩短搬迁时间，完井尽可能采取电泵完井或ICD完井增加日产量。
5.2. 注水工程
在科威特北部最初的上部Burgan地层采取外围注水方案(1995/2005年)，地质分析表明，储层内的连通性更高(如：Sabiriyah油田UpperBurgan层)，因此证明存在更多的合并通道，通过与三维地震、RFT/PBU压力数据和产水历史数据的整合，进一步验证了更好的连通性。
2016年开始科威特北部大量部署排井钻机，每个平台施工5~8口井，平均每钻3口生产井，部署1口注水井，以此来维持地层压力，确保了长周期开采。
6. 结论
(1) 通过井身结构优化设计、破岩工具优选、主动预防井下故障集成可以实现安全快速钻完井，特别是2016年开始动迁排井钻机，大幅缩短搬迁时间，缩短了建井周期；
(2) 基于地震反演特征及常规压力点测试测井数据，结合钻井大数据实时传输对比，厘清重点区域产能规模投产；
(3) 通过近年排井模型中开发井与注水井井筒安全间距及采收率对比，结合精准定向轨迹中靶水平井目的层，提出有利于科威特北部RA与SA区块增产的高效钻井模型。
7. 建议
(1) 进一步深挖油藏剖面及注水后续影响，持续强化研究钻井提速理论；迭代升级完井技术，进一步提高有效改造油藏面积；完善井筒流体运移机理，探索最大Pad-well可钻井数量极限。(2) 从井身结构设计到定向工具使用，从注水规模设计到完井理论过程优化，实现提高采收率和降本双赢目标。