0 引言

丛式井开发具有投资少、见效快等优点^[1-3]，因此海上油气田主要以丛式井开发为主。在丛式井开发中，平台位置优选直接影响油田的经济效益，也是油田开发初期重要决策课题之一。目前主要有总水平位移最小、总进尺最小、总进尺小的情况下兼顾钻井难度等优选方法^[4-7]。这些方法被广泛应用于平台位置优选中，但也各有缺陷：“总水平位移最小”方法，即优选出平面上距各靶点水平位移之和最小的位置，只适用于单靶点井，且只能表征油田靶点的平面距离和最小，无法显示靶点深度的影响，因此不能反映钻井总进尺的大小；“总进尺最小”方法，即优选出过各靶点井总进尺之和最小的位置，能够综合考虑靶点平面距离及深度，可定量衡量钻井总进尺的高低，但平台位置多位于靶区中心，造成钻井难度较大，额外增加钻完井费用；“总进尺小的情况下兼顾钻井难度”方法，在考虑“总进尺最小”的基础上，定性衡量钻井难度，多采取主观移动平台位置的方式进行抉择，无法定量表征钻完井投资的高低。

笔者认为，平台位置最优应落实到钻完井投资最优的基础上，因此本文创新性地建立了基于成本最低的新方法进行平台位置优选，以期为丛式井平台位置优选提供新思路。

1 钻完井投资计算方法

影响油田开发钻完井投资的因素大致可分为3类^[8-12]：①井深。油田开发一个或多个层位，各井井深的跨度会略有不同，钻完井投资必然存在差距，将各井井深按一定规律进行分类，分别求取钻完井投资，更符合现场实际。②工期。工期的确定与地层岩性、邻近油田的钻井情况、井深和井别等相关，只有精细计算钻完井工期，才能更加合理地确定钻完井投资。③其他现场因素。目前很多文献仅依据井深与工期求取钻完井投资，但投资同样受到现场实际因素的影响，例如钻完井过程中部分器材与服务费用情况、突发复杂情况的处理费用等，这些因素与井深和工期独立影响着钻完井投资，不可忽视。

1.1 基于最优钻完井投资的丛式井分类法

基于现场实际作业情况，可按井深与井型对海上丛式井进行分类^[13-16]。以渤海湾为例，目前油田主要开发中浅层，井深基本可控制在5 000 m以内，考虑分类精度与工作量的关系，将油田开发井以500 m为界从1 500 m到5 000 m划分为7种井深类型；对于每类井深，按照常规定向井、大斜度井和水平井的井型又将其细分为3类。因此，按照此方法可将海上丛式井分为21类，这就兼顾了钻井井深与钻井难度对钻完井成本的影响，符合现场实际。

1.2 影响钻完井投资的其他因素费用确定方法

由于影响钻完井投资的其他因素种类繁杂，并与井深、工期同时且独立地影响着钻完井投资，所以应根据中海石油(中国)有限公司企业标准^[17](以下简称标准)并结合现场实际进行计算。标准将钻完井过程中的费用按实际情况分为6大项，包括作业准备费、服务费、器材费、间接费、关税及不可预见费，而每项费用又可按照具体使用的工具分类等细化成数小项，共计400余项费用集成。现将部分影响钻完井投资的其他因素列于表 1。

1.3 钻完井投资目标函数的确定

基于以上影响因素，将油田开发井合理分类，分别得到每类井的钻完井投资后，再累计叠加为油田整体的钻完井投资，进而可确定目标油田钻完井总投资，表达式为：

(1)

式中：P为油田钻完井总投资，万元；n为丛式井分类，按照井深范围及井别等进行划分；C_i为各类井的钻井成本函数，万元；N_i为各类井的完井成本函数，万元；T_i为各类井的钻井工期，d；H_i为各类井的平均井深，m；t_i为各类井的完井工期，d；α为影响钻完井投资的其他因素。

2 平台位置确定方法及优选流程 2.1 平台位置分布点确定

以最小进尺法与权重法优选的平台位置为基础，按照网格加密原则确定成本最低的平台位置分布点，分为以下两种情况。

2.1.1 最小进尺法与权重法优选位置不重合

以最小进尺法和权重法优选出的两个位置作为两个对角顶点，作出平台位置分布的长方形(见图 1)。利用网格法按合理间距在长方形上均匀布点，即确定可能的平台位置分布点。这样确定的平台分布边界与位置可确保优选出的位置兼顾钻井进尺和钻井难度，减少计算的盲目性。对于工程实际应用而言，网格加密法间距为200~300 m即可满足工程精度。

2.1.2 最小进尺法与权重法优选位置重合

当最小进尺法和权重法优选出的两个位置重合时，需要根据具体油田靶点分布情况制定边界，可按以下原则来进行：单靶区油田的平台位置分布在可圈住靶区的长方形范围内，可以据此设定边界；双靶区油田地平台位置分布在两个靶区之间的长方形范围内，并根据两个靶区水平位移的情况确定具体界限。

2.2 以成本最低法优选平台位置流程

基于成本最低的方法优选平台位置，具体流程如下。

(1) 调研目标区块和相邻区块已钻井资料，收集地层机械钻速及不同井型工期，将其作为计算钻完井工期与投资的参考。

(2) 采用Decisionspace软件选择出“最小进尺法”与“权重法”条件下的平台位置。

(3) 根据油田靶点分布特征，划分平台位置分布边界，并利用网格法确定可能的平台位置。

(4) 基于可能的平台位置，根据Landmark软件设计出井轨迹，统计表征钻井投资与难度的指标。

(5) 按照丛式井分类方法，依据确立的钻完井投资目标函数测算钻完井投资。

(6) 循环计算第3步其他可能平台位置处的钻完井成本，并按照第(5)、(6)步依次计算并对比，直至全部计算完毕即可优选出成本最低的平台位置。

3 应用实例

渤海某油田油藏埋深1 260~1 500 m，分M和N两个井区进行开发。按照油藏开发原则，共部署18口水平井和11口定向井，靶区控制半径为2 800 m，单平台方案即可满足开发条件。根据Decisionspace软件优选出的最小进尺与权重法的平台位置重合，位于A1点，如图 2所示。有9口为大斜度井，最大狗腿度为3.25 (°)/m，最大井斜角为79.5°，钻井总进尺为61 286 m。若按照兼顾钻井总进尺与钻井难度的平台位置优选方法，则油田平台位置无可以优化的空间。

根据建立的平台位置优选方法，对该油田进行基于成本最低法的平台位置优选。

3.1 划分平台位置分布边界

根据油田靶点分布情况及2.1节内容，确定平台位置分布于两靶区间的长方形边界。如图 3所示，由于靶区呈狭长条状分布，划分L₁、L₂上下两条平行边界，近似包络油田全部靶点，若平台位置位于L₁、L₂条形框之外，则增加进尺提高费用，并非本文提出的最优成本位置，因此认为最终优选的平台位置处于这两条边界之内；同时，以A₁点所在位置作与L₁垂直的左边界L₃，以M井区与N井区平均进尺相等位置作右边界L₄，至此可能的平台位置分布边界划分完毕。

3.2 网格法均匀布点

以300 m的间距在4条边界范围内均匀布点，得到可能的备选平台位置A₁~D₄，如图 4所示。

3.3 依据钻完井投资目标函数测算钻完井投资

基于不同的平台位置，根据Landmark软件设计井轨迹，统计分析各个平台位置下丛式井的全角变化率、水垂比、扭方位角度、最大井深、最大水平位移、反抠井井数及总进尺等表征钻井进尺与难度的指标，如表 2所示。分析结果表明：沿L₁/L₂方向从M井区向N井区出发，钻井总进尺逐渐增大，全角变化率每30 m超过3°的井数从第2个位置开始骤然减少，表明沿此方向钻井难度逐渐降低；沿L₃/L₄方向，离最小进尺法优选的平台位置越远钻井总进尺越大，其余各项指标整体上并无明显规律分布。从这些平台位置表征的指标来看，A₁位置钻井总进尺最小，D₄位置钻井总难度最低。

然后按井深与井型分类，依据钻完井投资目标函数测算不同类型井的钻完井投资，累计得到某一平台位置下的钻完井总投资。循环计算得到不同平台位置的钻完井费用并进行对比，如表 3所示，其变化趋势如图 5所示。

分析结果表明：A₂位置总钻井工期及费用最低；结合表 2可知，A₂位置比A₁位置钻井总进尺增加了700 m，但全角变化率、水垂比及扭方位大的井比A₁少得多，总体难度减小；A₂位置比D₄位置扭方位井数和最大井深等稍有增加，但钻井总进尺减小约4 000 m。综合钻井作业难度和总进尺，结合成本最低的平台位置确定方法，最终确定A₂位置为该油田的平台位置，比最小进尺法优选的平台位置节省费用约2 000万元，大幅度降低了钻完井投资。

4 结论

(1) 考虑影响油田开发钻完井投资的因素(包括井深、工期及其他现场因素)，依据丛式井分类方法，按照标准测算其他因素引起的钻完井费用，建立了目标油田钻完井总投资函数，将其作为成本最低优选平台位置的基础条件。

(2) 在“最小进尺法”与“权重法”的基础上，合理划分平台位置分布边界、利用网格法确定可能的平台位置，并在井型分类和井眼轨迹设计的基础上利用钻完井投资目标函数测算对比可能平台位置的钻完井投资，优选出成本最低的位置作为最终平台位置，建立了以费用最低优选平台位置的新方法。

(3) 依靠以往的钻井总进尺兼顾钻井难度的方法，很难定量表示钻井费用的增加或下降，且无法优选出成本最低的最优位置；而基于成本最低的平台位置优选方法，能够定量精确地表明可能平台位置下的钻完井投资。应用实例表明：利用新方法优选出的平台位置可显著降低海上油田丛式井钻完井投资成本，符合当前的前期设计与实际情况，具有较高的推广价值。