多分支水平井钻井技术在玉平8井的应用

曾传云 谭勇志 徐红国 芦建江 邹 敏 张斌成

（1.渤海钻探定向井技术服务公司，天津 300280；2.吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆哈密 839009）

多分支水平井钻井技术在玉平8井的应用

曾传云1谭勇志1徐红国1芦建江1邹 敏1张斌成2

（1.渤海钻探定向井技术服务公司，天津 300280；2.吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆哈密 839009）

为提高吐哈盆地鲁克沁油田稠油油藏的开采效率、降低水平井综合开发成本，实现油藏高效、经济开发。吐哈油田布署了一口多分支水平井—玉平8井，该井在施工中对地层可钻性差、水平段悬空侧钻、主井眼重入等多个技术难点进行了分析，运用了动力钻具优选、水平段井眼悬空侧钻技术，完善了水平分支井前进式施工方式、分支井眼重入主井眼等重要技术，有效地缩短了钻井周期，保证了安全快速完成施工任务。玉平8井的顺利完钻，为今后在稠油油藏开发钻多分支水平井、扩大储层控制面积，大幅度提高油井产量和采收率提供了新的途径。

稠油； 多分支水平井； 悬空侧钻； 钻井技术

随着油藏开发要求的不断提高，单靠增加水平段长度难以有效地提高油藏动用程度和单井产量，多分支水平井具有增加油藏泄油面积、提高单井产量、节约钻井费用等优点，是高效开发油气藏的理想井型［1］。鲁克沁西区玉1断块位于吐哈盆地台南凹陷北部的鲁克沁构造带上。油田原油属稠油油藏，为进一步落实该区块油层发育情况，探索多分支水平井技术开发稠油油藏效果，决定在玉1断块南端钻玉平8井，通过优化分支水平井完井、压裂和投产方式，以提高分支水平井单井产量，探索采用多分支水平井技术开发稠油油藏的可行性。

玉平8井断块面积0.28 km2，玉平8井目的层克拉玛依组（T2k）砂层发育，平面上砂层由东向西逐渐减薄；纵向上自下向上依次为砾岩段、砂砾岩段、砂岩段及砂砾岩互层段，构成一套较为完整的正旋回序列。玉1区块目的层克二段砂体分布稳定，横向连通性好，油气藏类型为断块型底水块状稠油油藏。

1 井身结构与井眼轨迹设计

设计井身结构和套管程序为：一开Ø444.5 mm钻头钻至井深351.0 m，Ø339.7 mm套管下至350.0 m；二开Ø311.1 mm钻头钻至3 515.0 m，Ø244.5 mm套管下至3 514.0 m；三开Ø215.9 mm钻头钻主井眼AB至3 875.0 m，剖面类型：直—增—增—增—稳（平）。各分支段要求：CD、EF、GH各分支长度均为180 m，IJ分支长度为170 m ，CD分支与主干夹角18°，其余各分支与主干夹角22°。 第一分支起始点C靶点距A靶点40 m，C、E、G、I分支靶点间距离50 m。CD分支终点距主支垂直距离50 m，其余各分支终点距主支垂直距离大于60 m。分支段保持上翘大于90°。

完井方式：主井眼AB下筛管、分支井眼裸眼。井身结构如图1。

图1 井身结构示意图

2 多分支水平井钻井技术难点

（1）二开Ø311.1 mm井眼定向段造斜点低，深部定向不易控制，自3 086 m开始定向造斜，由于井眼尺寸大，造斜段地层处于西山窑组（J2x），地质预告含有灰色砂泥岩互层，内夹煤线，地层软硬交替，定向过程中，钻时经常由高钻时突然变为放空，易垮塌埋钻具，需要频繁活动钻具，定向施工存在造斜率偏低，造斜率变化大等问题。

（2）对钻井液性能要求高，二开Ø311.1 mm井眼，裸眼段长，钻井液携砂难度增大，井眼清洗困难，岩屑床不易破坏，致使摩阻因数增大；地层软硬交替，灰色砂泥岩互层且内夹煤线，因而钻井液要求具有良好的携岩、润滑及防塌性。

（3）玉平8井设计靶前位移为270.36 m，设计剖面全角变化率7.8 （°）/30m，最高不允许超过10（°）/30m，要求轨迹平滑，严格控制造斜率，对钻头优选、螺杆钻具和钻井参数选择等需要逐步摸索，增加了施工难度。

（4）分支井眼与主井眼夹角大，连续扭方位作业井段长，对井下安全施工有很大影响。设计水平分支井段达到1 070 m，水平井段分支轨迹设计复杂；分支井眼稳斜扭方位，和主井眼方位相比，方位变化达到±40°，偏离主井眼位移超过60 m，连续扭方位作业，增大了钻进时的摩阻和扭矩，三维空间井眼轨迹控制难度大。

（5）玉平8井三开水平段存在Ø215.9 mm主井眼和Ø200.0 mm分支井眼，较长的水平段和井眼轨迹的不规则变化影响主井眼重入。

3 钻井技术措施

3.1 动力钻具的选择与钻具组合优选

根据分支井井身结构特点优选钻具组合原则：增斜段需考虑Ø311.1 mm井眼造斜率低的特点，选用工具造斜能力略高、直径和井眼尺寸匹配的动力钻具，在满足井眼轨迹控制的同时，避免出现较大狗腿度，确保井眼轨迹圆滑，降低摩阻和扭矩［2］。水平段钻主支侧钻及分支稳斜扭方位需要兼顾造斜率及井下安全，选用优质单弯螺杆，本体扶正器外径减小1～2 mm，弯角到钻头距离比常规缩短0.2 m ， 稳斜扭方位效果增强，螺杆钻具长度缩短，减少测量盲区，配合高效能钻头，有利于精确控制分支井眼轨迹，确保主井眼和分支井眼顺利钻进。

3.2 井眼清洁与安全钻井

二开造斜段，考虑Ø311.1 mm井眼携砂困难，使用较好的悬浮携带和抑制能力的聚磺钻井液体系。增大循环排量，提高返速，确保井眼清洁，保证固控设备运转正常，振动筛、除砂器运转率100%；离心机运转率大于60%，在井眼轨迹允许的条件下，尽量多转动钻具，破坏岩屑床，防止井下复杂［3］；三开水平段及分支段的关键问题是携岩、润滑及油层保护，采用乳化原油聚磺钻井液，钻进过程中维护性能稳定，同时确保井壁稳定，加强固相控制，严格控制钻井液密度，执行短起下钻和通井措施，破坏岩屑床，避免出现遇阻遇卡现象；钻完分支后替入原油保护油层。

3.3 井眼轨迹控制技术

多分支水平井定向控制的主要参数包括：井斜角、方位角、垂深。主井眼定向段重点控制井斜，施工过程中要确保工具的造斜率能够达到设计要求，使井眼轨迹在油层上部顺利着陆［4］。水平主井眼及分支一般采用“单弯螺杆钻具+MWD+伽马”的地质导向钻具组合钻进，通过滑动钻进的方式实现增斜，降斜，复合钻进实现稳斜，保证井眼轨迹始终处于油层的中上部，有效地提高了钻井速度和轨迹控制精度。

随着对空气源热泵热水系统研究的深入，人们越来越意识到空气源热泵热水系统是一种高效节能、绿色环保的装置，空气源热泵热水系统也受到越来越多的关注。介绍了空气源热泵热水系统的工作原理、优缺点以及常见的空气源热泵热水系统形式，并从节能性、可行性和经济性、不同工况下的系统性能、系统结构设计与优化、系统制冷工质的替代、系统的运行控制方面对空气源热泵热水系统的研究现状进行了总结, 使人们对空气源热泵热水系统有了一个相对全面的认识和理解。此外, 在能源日益紧缺的今天,国家应努力做好空气源热泵热水系统的推广和宣传，努力推动空气源热泵热水系统的更好更快发展，为创造性地实现我国“节能减排”的目标探索道路。

（1）上直段螺杆复合钻井技术。由于玉平8井靶前位移仅为270.36 m， Ø311 mm井眼造斜率高达7.8 （°）/30m，为保证定向段造斜率满足设计要求，必须控制好上直段井身轨迹，避免走正向位移，二开开始下入复合钻具结构：Ø311.2 mmPDC+Ø244 mm直螺杆 +Ø203 mmNDC+Ø311 mm 扶正器 +Ø203 mmDC+Ø177.8 mm DC+Ø127 mm WDP+Ø127 mm DP ，轻压慢打，防斜打直效果明显，在2 298～2 525 m时下入MWD仪器，按照施工措施扣井斜走反向位移。钻至3 075 m提前下入MWD仪器复合钻至造斜点深度，井斜控制在2°以内，位移控制在20 m以内，反向位移4.28 m。

（2）造斜段井眼轨迹控制技术。定向钻具组合：Ø311.1 mm 钻头 +Ø197 mm 单弯螺杆（1.5～2.0°）+Ø203 mmMWD +Ø178 mmNDC+Ø127 mmWDP×7柱 +Ø127 mmDP18°斜坡。

采用1.5°Ø197 mm螺杆和MWD随钻跟踪井眼轨迹，开始定向段由于地层原因造斜率偏低，现场施工人员及时更换更大角度螺杆，提高造斜率，满足了设计要求后，换用小角度螺杆，按照地质导向预告油层深度、采用滑动钻进和复合钻进。施工过程中，及时掌握下入井内的工具控制轨迹能力，做到精确预测井底的轨迹，使实钻井眼轨迹与设计井眼轨迹尽量接近，钻进至3 434.8 m，测深3 419.80 m，井斜81.57 °，垂深3 317.53 m，设计预计的标志层未出现，及时采取措施，以82°左右稳斜探油顶；稳斜钻至3 498 m，垂深3 327.82 m，录井显示进入油层，继续稳斜钻进至3 515 m中完，着陆点垂深控制在进入油层顶部2 m左右，下入技术套管，封隔油层以上地层。

4 施工工艺流程

玉平8井在每个主分支井眼内采用了由近到远的前进式钻井方式，即钻主井眼AC段—钻CD分支—钻主井眼CE段—钻EF分支—钻主井眼EG段—钻GH分支—钻主井眼GI段—钻IJ分支。这种施工顺序优点：减少岩屑封堵主井眼的可能性；提高了顺利下入防砂筛管的条件；最大限度减少井眼损失风险［5］。钻完分支后，采用悬空侧钻主支井眼，要保证主支井眼始终在各分支井眼侧下方，主支段井眼完成后，钻具下钻时依靠重力沿井眼低边下行，确保后期起下钻及下筛管能够顺利进入主井眼。

4.1 主支侧钻点以上井眼准备

（1）首先控制主支井段井眼平滑，钻具上提下放摩阻较小。

（2） 侧钻的主井眼的方位变化与分支井眼方位相反。

（3）侧钻点以上3～5 m，主井眼的井斜应是增斜井段，井斜略大于设计井斜1°左右。侧钻点以下的分支井段（200 mm）保持工具面45°滑动钻进5 m增斜扭方位，然后以工具面80°滑动扭方位钻进，满足造斜率情况下，适当复合钻进。

4.2 悬空侧钻主支井眼（Ø215.9 mm）控制方法

（1）首先控制主支AC段井眼平滑，钻具上提下放摩阻较小； 控制主井眼的方位变化与分支井眼方位相反。侧钻点C以上3～5 m，主井眼的井斜应是增斜井段，井斜略大于设计井斜1°左右。侧钻点C以下的分支井段（200 mm）保持工具面45°滑动钻进5 m增斜扭方位，然后以工具面80°滑动扭方位钻进CD分支，满足造斜率情况下，适当复合钻进，CD分支井眼完成后，用原油替换分支段钻井液，保持分支井眼不被污染。

（2）起钻换Ø215.9 mm钻头下入第1分支侧钻点C处，从C侧钻点处采用和钻CD分支井眼相反的工具面悬空侧钻主支井眼，主支井眼钻至第2分支侧钻点E时，起钻换200 mm钻头增斜扭方位钻第2分支段EF。EF分支井眼完成后，用原油替换分支段钻井液。

（3）由于采用前进式钻进方式，分支井眼完钻后不需要再进入，为了防止下钻时钻具再进入分支井眼，必须合理优化分支井眼与主井眼的相对位置［7］：开始钻进分支井眼必须保证螺杆工具的造斜率大于设计造斜率，略增井斜，然后全力扭方位，尽快离开主井眼。以保证分支井眼在主井眼的斜上方，即分支井眼窗口附近轨迹上翘，主井眼下倾，分支井眼与主支井眼之间快速形成夹壁墙，下钻时钻具在重力和自身刚性作用下沿主井眼方面顺利进入主井眼，有效预防再进入已完钻分支井眼。

悬空侧钻主井眼过程中，按照划槽、造台阶和控制定向钻进速度3个步骤进行主井眼的侧钻。这样，在主井眼侧钻点处形成大小井眼交接台阶，可以实现主支、分支井眼的快速分离，快速形成夹壁墙，并且夹壁墙形状不可形成单一的垂直方向，有效防止夹壁墙坍塌［8-9］。侧钻完每一段主支后，至少循环1周，然后起钻至侧钻点以上2柱，再下钻重入侧钻主支井眼，确保完钻后筛管能顺利下入主支井眼；重复上述步骤，完成其余分支井眼的作业。

5 现场应用

（1）玉平8井钻成一个主支井眼，4个分支井眼，主支井眼完钻井深为3 875 m，储层内进尺1 070 m （主井眼进尺360 m，四分支井眼进尺710 m）， 总进尺4 585 m，创造了吐哈油田多分支水平井水平段最长记录。

（2）玉平8井钻穿油层千米以上，油层钻遇率100%，油层裸露面积相当于10口百米油层的直井。

（3）玉平8井初期日产液20.5 m3，日产油9.53 m3，含水率52.7%，在生产过程中产液量稳定，含水率下降，月累计生产原油400 t。为周围邻井的3～5倍，增产效果显著。

主井眼和分支井眼实钻数据见表1。

表1 玉平8井主井眼和分支井眼实钻数据

6 结论与认识

（1）玉平8井是吐哈油田第1口分支水平井，其成功实施为开发稠油油藏积累了经验，为稠油油藏的高效开发提供了强有力的技术支持。

（2）考虑大井眼井段造斜率低的特点，分支水平井靶前位移设计不宜太短，合适的井眼造斜率能保证井眼轨迹圆滑，降低摩阻，减少井下事故。

（3）采用主井眼重入和主井眼悬空侧钻技术，快速形成夹壁墙，是分支水平井施工的关键，确保了主井眼钻具顺利重入，起下钻及下筛管未出现遇阻、坍塌现象。

（4）鱼骨状水平分支井技术需要钻井、录井和地质导向等多部门协调配合，准确预测储层是发挥分支井技术优势的重要前提，应用地质导向技术是提高油层钻遇率的有效方法。

［1］王来伟.分支井钻井完井技术［M］.北京：石油工业出版社，2000.

［2］苏义脑.水平井井眼轨道控制［M］.北京：石油工业出版社，2000.

［3］张茂斌，曾文广，李金其.塔河油田TK908DH分支井完井技术［J］.石油钻采工艺，2006，28（5）：13-15.

［4］张磊，王克雄，程娣，等. 高29 支平1 分支水平井钻井技术［J］. 石油钻采工艺，2007，29（1）：7-11.

［5］刘晖.梁9平1水平井井眼轨迹控制技术［J］.石油钻采工艺，2005，27（4）：25-28.

［6］王峰.侧钻双分支水平井井眼轨迹控制［J］.石油钻采工艺，2005，27（1）：6-8.

［7］王俊明，周明信，沙东，等.张海502FH大位移分支水平井钻井技术［J］.石油钻探技术，2007，35（5）：114-117.

［8］耿应春，韩来聚，王爱国，等.胜利油田CB26B-ZP1鱼骨状水平分支井钻井技术 ［J］.石油钻探技术，2007，35（5）： 52-54.

［9］王新，宋朝晖，李晓军，等.新疆油田LuHW301Z双分支水平井钻井技术［J］.石油钻探技术，2009，37 （5）：118-120.

（修改稿收到日期 2013-06-12）

Application of multi-lateral horizontal well drilling technique on Well Yuping-8

ZENG Chuanyun1, TAN Yongzhi1, XU Hongguo1, LU Jianjiang1, ZOU Min1, ZHANG Bincheng2

（1. Directional Well Drilling Technology Service Company,Bohai Drilling and Exploration Company,Tianjin300280,China;2. Institute of Exploration and Development,Tuha Oilf i eld Company,Hami839009,China）

To improve the heavy oil recovery of Lukexin Oilf i eld and decrease the composite development cost by horizontal well,and to realize oilf i eld highly eff i cient and economical development, a multi-lateral horizontal well was deployed in Tuha fi eld, Well Yuping-8. During the drilling process of the well, some technical diff i culties were encountered, such as poor drillability of the formation,pending horizontal section sidetracking, original hole reentry, etc. Based on the analysis on the above diff i culties, some corresponding techniques were used, like power drilling tool optimization and horizontal section pending sidetrack technique, and some techniques were improved, like advance drilling method of lateral well and original hole reentry by lateral well hole. As a result, the drilling period was effectively shortened, and the drilling safety and rate were guaranteed. The smooth drilling of Well Yuping-8 supplies a novel method for enlarge area control of heavy oil formation by drilling multi-lateral horizontal wells and greatly increase oil rate and oil recovery.

heavy oil; multi-lateral horizontal well; pending sidetrack; drilling technique

曾传云， 谭勇志，徐红国，等. 多分支水平井钻井技术在玉平8井的应用［J］. 石油钻采工艺，2013，35（4）：22-25.

TE243

B

1000 – 7393（ 2013 ） 04 – 0022 – 04

曾传云，1966年生。1989年毕业于西南石油学院钻井工程专业，现从事水平井技术服务工作，高级工程师。电话：0317-2750830。E-mail：526221421@qq.com。

〔编辑

薛改珍〕