孤東9—支平1魚骨狀水平井鉆井技術應用

鞏呈祥

摘 要：為了提高稠油油藏的開發效果，最大限度解放油層，增加油層的泄油面積，勝利油田部署了孤東9-支平1水平分支井。對該井井身結構、鉆進方式、裸眼側鉆、鉆具組合、施工效果等進行了詳細的介紹，該井的成功為勝利油田稠油熱采水平分支井技術積累了寶貴的經驗。

關鍵詞：魚骨狀；水平分支井；分支井眼；裸眼側鉆；稠油熱采

魚骨狀水平井能夠有效的提高采油速度、增加采收率、降低開發成本，優勢相當明顯。在孤東9-平61塊巖性圈閉稠油油藏中部署分支水平井，可以提高單井產量和儲層、儲量動用程度，從而提高孤東9-平61塊的開發效果。通過對該塊油藏地質和油藏工程分析研究，認為館上55小層具有水平井開發應用價值，并具有可操作性。設計魚骨狀水平井井號為孤東9-支平1，設計有1個主井眼和4個分支井眼。

1 油藏地質概況

孤東9-平61塊位于孤東九區西南部，構造上處于孤南洼陷向孤東潛山披覆構造過渡帶上，地層整體西南傾，構造較平緩。距離該塊南北不遠處分別發育孤東281斷層和孤東29斷層，這兩條斷層斷距大，延伸距離遠，能有效溝通孤南洼陷生成的油氣，因此館陶組上段的河道砂體是該區良好的儲層且具有良好的儲蓋組合，是形成巖性-構造、巖性油藏的良好場所。孤東9-平61塊砂體頂面構造形態總體上呈現北東高南西低的趨勢，孤東9-支平1井附近館上55小層油層頂面構造埋深為1403～1408m，附近館上55小層砂體厚度為6～10m。依據孔隙度滲透率測井解釋結果，館上55小層平均孔隙度32.5%；平均滲透率1921×10-3um2，儲層物性比較好，為高孔高滲儲層。

2 井身結構設計及主要施工技術難點

2.1 井身主要結構設計

為全面降低魚骨狀水平井油層主井眼和分支井眼鉆井風險、滿足稠油油藏開采需求，孤東9-支平1井魚骨狀水平井運用“Φ508.0mm-Φ273.1mm-Φ177.8mm”三層套管建成井身主體，φ273.1mm技術套管下至靶窗入口A點，主井眼水平段下入φ177.8mm精密濾砂管，使各個分支井眼完全實現裸眼完井的目標。

2.2 施工難點

施工技術難點主要表現在以下幾個方面：一是上部淺層大井眼定向造斜率低：由于二開采用346mm鉆頭定向，且地層偏軟，地層造斜率預測比較困難。二是技術套管能否下至二開井底，固井后是否留有水泥環，對三開能否正常鉆進影響明顯。三是側鉆點地層松軟，大排量側鉆鉆進易形成大肚子井眼，影響軌跡控制。四是分支井眼側鉆點附近鉆井工藝技巧性強，對定向工程師要求高，尤其在油層的造斜率預測要求高。五是由于分支井眼完成不再進入，對鉆井液攜巖能力、造壁性與油層保護要求高，在分支窗口附近易發生下鉆困難或進入錯誤井眼的情況，對井下工具、地面設備要求高。

3 井眼軌跡控制技術

3.1 著陸控制技術

孤東9-支平1井二開屬于Φ346.1mm非常規大尺寸井眼，對施工經驗少的操作來說，施工難度較大。由于上部地層過于松軟，斜率比較低、砂子又多，造成能使用的工具不多，通過運用優質防塌潤滑鉆井液體系，保證了一趟鉆下來，完成了斜井段。通過現場查看和科學分析，決定使用地質導向鉆井技術及大度數螺桿復合鉆井技術進行施工，有效控制了井眼軌跡。鉆具組合情況為：Φ346.1mm鉆頭+Φ210mm1.5°動力單彎鉆具×1根+Φ203.2mm無磁鉆鋌×1根+MWD（LWD）+Φ127.00mm承壓無磁鉆桿×1根+Φ127mm斜坡鉆桿×9柱+Φ127.0mm加重鉆桿×30根+Φ127.0mm斜坡鉆桿。而在實際操作時，通過小鉆壓鉆進的方式，穩定了工具面、優化了鉆井參數、減輕排量、降低再次擴散機會，以多次短起下、往復循環等方法，著重破解了巖屑堆積難題，為全井的順利施工打下了基礎。

3.2 鉆進方式上不斷優選最新技術

魚骨狀水平井鉆進完井方式與其他施工有所不同，其施工方法為前進式和后退式鉆進。孤東9-支平1井采用的是主井眼下入防砂篩管、分支井眼裸眼的完井，就是應用了前進式鉆進方式完成的。三開水平段主井眼和分支鉆具組合是：Φ241.3mm鉆頭+Φ197mm1.75°動力單彎鉆具+電阻率短節+Φ127mm承壓無磁鉆桿+MWD短節+Φ127mm斜坡鉆桿+Φ127mm加重鉆桿+Φ127mm鉆桿，通過有效的工具組合，達到精細開采目的，縮短了工程進度、降低了難度。

3.3 裸眼懸空側鉆技術

魚骨狀水平井鉆井技術核心就是懸空側鉆技術。側鉆方法是分支井眼向主井眼側前方20°～30°（或330°～340°）方向鉆進一根，再采用扭方位的工具面鉆進另一根，兩根一定要有所側重，使分支井眼偏離主井眼，然后再持續完成鉆進。在進行主井眼側鉆的時候，鉆具要起至側鉆分支的前一個單根，利用與側鉆分支相反的工具面劃槽作業，依照鉆進實際確定側鉆時間，使側鉆主井眼在分支井眼下方，保證一次側鉆成功。

3.4 側鉆窗口與保護技術

側鉆后的新井眼和老井眼呈倒“Y”狀，側鉆窗口質量對后續施工有著極其重要的作用，隨著老井眼和新井眼之間的延伸，夾壁墻也不斷加厚，此時夾壁墻要保證厚度，加大防護力度和措施，防止鉆具再次進入已注入完井液的分支井眼，定向工程師要熟練運用懸空側鉆技術，確保主井眼在下方，這樣可以保證鉆具和完井管柱，能夠在重力下沿主井眼下入；側鉆所形成的夾壁墻，必須是垂直和水平方向是分離的狀態，這個時候要加倍當心，避免夾壁墻突然坍塌。為了保證不讓夾壁墻損壞，要合理采取控制起下鉆速度措施。

3.5 施工步驟和實鉆數據

為了保證主井眼鉆進、避免分支井眼完成后主井眼巖屑過量堆積、避免分支井眼發生嚴重堵塞，要保證主井眼始終在分支井眼最下面；為了保證完井管柱順利下入主井眼，側鉆分支井眼要上翹、主井眼要下垂并呈魚骨狀，先鉆進第一分支段，再沿主井眼走向一點一點進行鉆進；裸眼完井后，上提鉆具至第二分支側鉆點，以該點為起始沿主井眼走鉆；完成第三分支段，不斷持續，完成好第四分支段，直至到達主井眼相應位置。這個過程的鉆具組合較為關鍵，采用的是：Φ241.3mm鉆頭+Φ197mm1.5°動力單彎鉆具×1根+Φ127.00mm承壓無磁鉆桿×1根+LWD+Φ127.00mm承壓無磁鉆桿×1根+Φ127mm斜坡鉆桿+Φ127.00mm加重鉆桿×30根+Φ127.00mm斜坡鉆桿。孤東9-支平1井三開實鉆主井眼完鉆井深1918m，實鉆主井眼長度為308m，四個分支井眼合計總長是508m，三開合計總進尺為796m，主井眼和分支井眼油層鉆遇率高達100%，取得了良好的技術指標。

4 認識與建議

4.1 魚骨狀水平井與常規水平井相比，有著較為突出的特點，能夠降低鉆井成本、最大限度增加油藏泄油面積、經濟效益相對顯著，有著較好的推廣應用前景。

4.2 這項技術的應用，也為魚骨狀水平井鉆井技術在稠油熱采區塊推廣應用，提供了可借鑒的成功范例，通過實踐解決了技術問題，總結了豐富的經驗，在同等條件下，進一步探索了新技術應用，為今后同類井的開發利用，積累了大量有用的實踐經驗。