孤东9—支平1鱼骨状水平井钻井技术应用

巩呈祥

摘 要：为了提高稠油油藏的开发效果，最大限度解放油层，增加油层的泄油面积，胜利油田部署了孤东9-支平1水平分支井。对该井井身结构、钻进方式、裸眼侧钻、钻具组合、施工效果等进行了详细的介绍，该井的成功为胜利油田稠油热采水平分支井技术积累了宝贵的经验。

关键词：鱼骨状；水平分支井；分支井眼；裸眼侧钻；稠油热采

鱼骨状水平井能够有效的提高采油速度、增加采收率、降低开发成本，优势相当明显。在孤东9-平61块岩性圈闭稠油油藏中部署分支水平井，可以提高单井产量和储层、储量动用程度，从而提高孤东9-平61块的开发效果。通过对该块油藏地质和油藏工程分析研究，认为馆上55小层具有水平井开发应用价值，并具有可操作性。设计鱼骨状水平井井号为孤东9-支平1，设计有1个主井眼和4个分支井眼。

1 油藏地质概况

孤东9-平61块位于孤东九区西南部，构造上处于孤南洼陷向孤东潜山披覆构造过渡带上，地层整体西南倾，构造较平缓。距离该块南北不远处分别发育孤东281断层和孤东29断层，这两条断层断距大，延伸距离远，能有效沟通孤南洼陷生成的油气，因此馆陶组上段的河道砂体是该区良好的储层且具有良好的储盖组合，是形成岩性-构造、岩性油藏的良好场所。孤东9-平61块砂体顶面构造形态总体上呈现北东高南西低的趋势，孤东9-支平1井附近馆上55小层油层顶面构造埋深为1403～1408m，附近馆上55小层砂体厚度为6～10m。依据孔隙度渗透率测井解释结果，馆上55小层平均孔隙度32.5%；平均滲透率1921×10-3um2，储层物性比较好，为高孔高渗储层。

2 井身结构设计及主要施工技术难点

2.1 井身主要结构设计

为全面降低鱼骨状水平井油层主井眼和分支井眼钻井风险、满足稠油油藏开采需求，孤东9-支平1井鱼骨状水平井运用“Φ508.0mm-Φ273.1mm-Φ177.8mm”三层套管建成井身主体，φ273.1mm技术套管下至靶窗入口A点，主井眼水平段下入φ177.8mm精密滤砂管，使各个分支井眼完全实现裸眼完井的目标。

2.2 施工难点

施工技术难点主要表现在以下几个方面：一是上部浅层大井眼定向造斜率低：由于二开采用346mm钻头定向，且地层偏软，地层造斜率预测比较困难。二是技术套管能否下至二开井底，固井后是否留有水泥环，对三开能否正常钻进影响明显。三是侧钻点地层松软，大排量侧钻钻进易形成大肚子井眼，影响轨迹控制。四是分支井眼侧钻点附近钻井工艺技巧性强，对定向工程师要求高，尤其在油层的造斜率预测要求高。五是由于分支井眼完成不再进入，对钻井液携岩能力、造壁性与油层保护要求高，在分支窗口附近易发生下钻困难或进入错误井眼的情况，对井下工具、地面设备要求高。

3 井眼轨迹控制技术

3.1 着陆控制技术

孤东9-支平1井二开属于Φ346.1mm非常规大尺寸井眼，对施工经验少的操作来说，施工难度较大。由于上部地层过于松软，斜率比较低、砂子又多，造成能使用的工具不多，通过运用优质防塌润滑钻井液体系，保证了一趟钻下来，完成了斜井段。通过现场查看和科学分析，决定使用地质导向钻井技术及大度数螺杆复合钻井技术进行施工，有效控制了井眼轨迹。钻具组合情况为：Φ346.1mm钻头+Φ210mm1.5°动力单弯钻具×1根+Φ203.2mm无磁钻铤×1根+MWD（LWD）+Φ127.00mm承压无磁钻杆×1根+Φ127mm斜坡钻杆×9柱+Φ127.0mm加重钻杆×30根+Φ127.0mm斜坡钻杆。而在实际操作时，通过小钻压钻进的方式，稳定了工具面、优化了钻井参数、减轻排量、降低再次扩散机会，以多次短起下、往复循环等方法，着重破解了岩屑堆积难题，为全井的顺利施工打下了基础。

3.2 钻进方式上不断优选最新技术

鱼骨状水平井钻进完井方式与其他施工有所不同，其施工方法为前进式和后退式钻进。孤东9-支平1井采用的是主井眼下入防砂筛管、分支井眼裸眼的完井，就是应用了前进式钻进方式完成的。三开水平段主井眼和分支钻具组合是：Φ241.3mm钻头+Φ197mm1.75°动力单弯钻具+电阻率短节+Φ127mm承压无磁钻杆+MWD短节+Φ127mm斜坡钻杆+Φ127mm加重钻杆+Φ127mm钻杆，通过有效的工具组合，达到精细开采目的，缩短了工程进度、降低了难度。

3.3 裸眼悬空侧钻技术

鱼骨状水平井钻井技术核心就是悬空侧钻技术。侧钻方法是分支井眼向主井眼侧前方20°～30°（或330°～340°）方向钻进一根，再采用扭方位的工具面钻进另一根，两根一定要有所侧重，使分支井眼偏离主井眼，然后再持续完成钻进。在进行主井眼侧钻的时候，钻具要起至侧钻分支的前一个单根，利用与侧钻分支相反的工具面划槽作业，依照钻进实际确定侧钻时间，使侧钻主井眼在分支井眼下方，保证一次侧钻成功。

3.4 侧钻窗口与保护技术

侧钻后的新井眼和老井眼呈倒“Y”状，侧钻窗口质量对后续施工有着极其重要的作用，随着老井眼和新井眼之间的延伸，夹壁墙也不断加厚，此时夹壁墙要保证厚度，加大防护力度和措施，防止钻具再次进入已注入完井液的分支井眼，定向工程师要熟练运用悬空侧钻技术，确保主井眼在下方，这样可以保证钻具和完井管柱，能够在重力下沿主井眼下入；侧钻所形成的夹壁墙，必须是垂直和水平方向是分离的状态，这个时候要加倍当心，避免夹壁墙突然坍塌。为了保证不让夹壁墙损坏，要合理采取控制起下钻速度措施。

3.5 施工步骤和实钻数据

为了保证主井眼钻进、避免分支井眼完成后主井眼岩屑过量堆积、避免分支井眼发生严重堵塞，要保证主井眼始终在分支井眼最下面；为了保证完井管柱顺利下入主井眼，侧钻分支井眼要上翘、主井眼要下垂并呈鱼骨状，先钻进第一分支段，再沿主井眼走向一点一点进行钻进；裸眼完井后，上提钻具至第二分支侧钻点，以该点为起始沿主井眼走钻；完成第三分支段，不断持续，完成好第四分支段，直至到达主井眼相应位置。这个过程的钻具组合较为关键，采用的是：Φ241.3mm钻头+Φ197mm1.5°动力单弯钻具×1根+Φ127.00mm承压无磁钻杆×1根+LWD+Φ127.00mm承压无磁钻杆×1根+Φ127mm斜坡钻杆+Φ127.00mm加重钻杆×30根+Φ127.00mm斜坡钻杆。孤东9-支平1井三开实钻主井眼完钻井深1918m，实钻主井眼长度为308m，四个分支井眼合计总长是508m，三开合计总进尺为796m，主井眼和分支井眼油层钻遇率高达100%，取得了良好的技术指标。

4 认识与建议

4.1 鱼骨状水平井与常规水平井相比，有着较为突出的特点，能够降低钻井成本、最大限度增加油藏泄油面积、经济效益相对显著，有着较好的推广应用前景。

4.2 这项技术的应用，也为鱼骨状水平井钻井技术在稠油热采区块推广应用，提供了可借鉴的成功范例，通过实践解决了技术问题，总结了丰富的经验，在同等条件下，进一步探索了新技术应用，为今后同类井的开发利用，积累了大量有用的实践经验。