伊拉克H 油田Sadi 油藏鱼骨井井眼布置方案研究

聂 臻， 于 凡， 黄根炉， 李 伟， 梁奇敏

（1. 中国石油集团科学技术研究院有限公司，北京 100083；2. 中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580）

Sadi 油藏为伊拉克H 油田主力油藏之一，埋深2 600.00 m 左右，平均孔喉半径0.01～10.00 μm，厚度约50.00 m，渗透率0.1～1.3 mD，孔隙度16%～19%，属特低渗透、中等孔隙度的碳酸盐岩油藏[1]，已钻2 口水平井，日产油量均低于41.0 t。根据中东地区同类油藏的开发经验[2-6]，拟在Sadi 油藏钻一口鱼骨状多分支先导试验井，以探索该油藏的合理开发方式。目前，鱼骨井井眼布置方案的优选方法是，利用根据油藏工程建立的理论模型计算不同井眼布置方案下的产量[7-14]，以产量最高的方案为最优井眼布置方案。但该井眼布置方案优选方法既没考虑鱼骨井分支井眼长度、分支井眼与主井眼的夹角、分支井眼间的间距以及分支井眼数量等对油井产量的影响；也没考虑实际鱼骨井钻井能力，如主井眼及分支井眼的极限钻深、钻井难度与风险、成本等。因此，笔者以Sadi 油藏条件为基础，开展地质-油藏-工程一体化条件下的鱼骨井井眼布置方案研究，将鱼骨井井眼布置方案与钻井工程和地质油藏工程紧密结合，根据现场鱼骨井的极限钻井能力，在降低钻井风险、保证安全施工和节约钻井成本的条件下，优选出产能最高的鱼骨井井眼布置方案，一方面为油藏工程师最终的布井提供思路，另一方面保证现场钻井的顺利实施。

1 井眼布置方案优选思路

确定鱼骨井井眼布置方案时综合考虑地质、油藏和工程因素，其核心目的是在鱼骨井极限钻深下，探索具有较高单井产量且钻井风险可控的鱼骨井井眼布置方案。主要技术思路是：1）在常规定向钻具组合条件下，根据现场钻井技术水平和水平井井身结构，计算鱼骨井主井眼和分支井眼的极限延伸能力，确定出主分井眼和支井眼的最大长度；2）以鱼骨井极限钻深为约束，利用油藏数模软件Eclipse 分析鱼骨井分支井眼数量、分支井眼长度、主井眼与分支井眼夹角、相邻分支井眼的间距等因素对油井产量的影响；3）根据分析结果制定鱼骨井不同井眼布置方案，再利用Sadi 油藏的物性参数，计算出不同井眼布置方案在相同时间内的累计产油量；4）根据鱼骨井的钻井难度建立以钻井时间为基础的钻井风险模型，评价不同井眼布置方案下的钻井风险和钻井成本；5）综合分析对比不同鱼骨井井眼布置方案的累计产油量与钻井时间，确定最佳鱼骨井井眼布置方案。

2 Sadi 油藏鱼骨井极限钻深分析

H 油田钻遇地层及压力系统较为复杂，1 350.00～1 910.00 m 井段钻遇的 Lower Fars 地层为异常高压盐膏层，地层压力系数达到2.15，该地层下部碳酸盐岩地层压力系数为1.10～1.36，并含有多套不稳定的异常疏松砂岩，易垮塌的页岩、泥灰岩、泥岩等夹层，局部存在裂缝、孔洞、沥青等。根据钻遇地层及地层压力情况，Sadi 油藏水平井采用五开井身结构：φ508.0 mm 表层套管下至井深150.00 m，封固浅层疏松漏失地层；φ339.7 mm 技术套管下至井深1 350.00 m左右，封固Lower Fars 高压盐膏层以上的地层；φ244.5 mm 技术套管下至井深1 926.00 m 左右，封固Lower Fars 高压盐膏层；φ177.8 mm 油层套管下至Sadi B1 地层顶部；φ152.4 mm 水平井眼穿过MB1—MB2 层，长度约800.00 m，采用筛管完井。

2.1 鱼骨井极限钻深的确定方法

根据Sadi 油藏鱼骨井井身结构的要求，主要采用以下方法进行鱼骨井主井眼、分支井眼的极限钻深计算，为鱼骨井井眼布置方案提供依据。

1）确定计算参数，包括井眼轨道（主井眼、分支井眼）、钻具组合（螺杆）、井眼直径、摩阻系数、钻压、钻头扭矩和钻井液密度，以鱼骨井主井眼及钻进最困难的最远分支井眼作为主井眼、分支井眼的基本井眼轨道，主井眼、分支井眼的极限钻深为基本井眼轨道沿井眼方向的最大延伸长度。

2）将鱼骨井主井眼、分支井眼沿井眼方向延伸，每延伸一次后利用钻井设计软件Landmark 进行约束条件下的计算。约束条件包括：最大扭矩小于钻机输出额定扭矩，最大扭矩小于钻柱抗扭强度，井口有效轴向力大于0，最大有效轴向力小于钻柱抗拉强度，最大综合应力小于管柱材料屈服强度，最大交变应力小于疲劳极限，水力参数约束，完井管柱顺利下入等，验证各项参数是否处于许用范围内。

3）当主井眼、分支井眼在某一井深不能满足全部约束条件中的任一约束条件时，即认为当前井深为鱼骨井的极限钻深。

4）分别计算鱼骨井主井眼、分支井眼在水平方向的长度，并将其作为优选鱼骨井井眼布置方案的第一个参考因素。

2.2 主井眼、分支井眼轨道参数

以Sadi 油藏水平井相关参数为鱼骨井设计基础，其井眼轨迹数据见表1。将水平井水平段视为鱼骨井主井眼的一部分，鱼骨井主井眼可沿井眼方向延伸至极限钻深，分支井眼可沿主井眼两侧钻成。

在主井眼中设计一分支井眼作为分支井眼极限钻深分析的基础井眼轨道，该分支井眼在主井眼井深3 000.00 m 处开窗，其井眼轨迹数据见表2。

由于主井眼采用筛管完井，鱼骨井形状选用上鱼骨状，分支井眼由增斜扭方位段、降斜扭方位段和稳斜段组成，分支井眼可沿稳斜段井眼方向延伸至极限钻深。

表 1 Sadi 油藏鱼骨井主井眼轨迹数据Table 1 Main wellbore trajectory data of fishbone well in Sadi reservoir

表 2 Sadi 油藏鱼骨井第三分支井眼轨迹数据Table 2 Well trajectory data of the third branch of fishbone well in Sadi reservoir

2.3 主井眼极限钻深分析

以ZJ70 型钻机的钻井能力为基础，以Sadi 油藏水平井φ152.4 mm 井眼典型定向钻具组合（φ152.4 mm钻头+φ120.7 mm 螺杆（1.0°弯角）+φ88.9 mm 无磁加重钻杆×1 根+LWD+φ88.9 mm 无磁加重钻杆×1 根+φ88.9 mm 钻杆+φ101.6 mm 钻杆×15 根+φ120.7 mm钻铤×54 根+φ120.7 mm 震击器+φ88.9 mm 加重钻杆×15 根+φ101.6 mm 钻杆）为例，计算主井眼从井深3 645.00 m 处沿井眼方向延伸时，每次延伸后的最大扭矩、井口有效轴向力、最大有效轴向力、最大综合应力、疲劳比、压降、完井管柱有效轴向力等力学参数，并进行约束条件判断。结果显示：当主井眼延伸至井深3 985.00 m 时，最大扭矩（9.50 kN·m） 小于 钻机输出额定扭矩（80.00 kN·m），井口有效轴向力（500.00 kN）大于 0 kN，最大有效轴向力（500.00 kN ）小于钻柱抗拉强度（2 400.00 kN），最大综合应力（510.00 MPa）小于管柱屈服强度（720.00 MPa），疲劳比（0.36）小于1.00，压降（26.30 MPa）小于27.00 MPa，完井管柱有效轴向力（230.00 kN）大于0 kN，各力学参数在危险截面深度处的数值均满足判定条件。这表明，主井眼延伸至井深3 985.00 m 时，钻井施工处于安全状态，主井眼可能并未钻至极限井深。当主井眼延伸至井深3 995.00 m 时，首次在井深2 160.00 m处出现综合应力大于管柱屈服强度的情况，判断该井深（3 995.00 m）已超出主井眼的极限钻深。综合以上计算结果，Sadi 油藏鱼骨井主井眼的极限钻深为3 985.00 m。

2.4 分支井眼极限钻深分析

除进行完井管柱有效轴向力判断以外，分支井眼极限钻深采用与主井眼极限钻深相同的方法和钻井参数进行计算。结果表明，当分支井眼延伸至井深3 949.00 m 时，最大扭矩（9.70 kN·m）小于 钻机输出额定扭矩（80.00 kN·m），井口有效轴向力（450.00 kN）大于 0 kN， 最大有效轴向力（450.00 kN ）小于钻柱抗拉强度（2 400.00 kN），最大综合应力（164.00 MPa）小于管柱屈服强度（720.00 MPa），疲劳比（0.32）小于 1.00，压降（26.50 MPa）小于 27.00 MPa，所有的计算参数均满足约束条件。当分支井眼延伸至井深3 959.00 m 时，首次在井深约2 160.00 m 处出现综合应力大于管柱屈服强度的情况，判断该井深（3 959.00 m）已超出分支井眼的极限钻深。因此，Sadi 油藏鱼骨分支井井眼极限钻深为3 949.00 m。

上述计算结果表明，Sadi 油藏鱼骨井的主井眼极限钻深为3 985.00 m，最大水平段长度为1 141.96 m；分支井眼的极限钻深为3 949.00 m，最大水平段长度为828.56 m。

3 鱼骨井参数对Sadi 油藏产能的影响

3.1 Sadi 油藏鱼骨井Eclipse 模型的建立

Sadi 油藏属特低渗透、中等孔隙度的碳酸盐岩油藏，油藏非均质性强，油藏孔隙度及渗透率实际数据见表3。

为避免在分析单因素对鱼骨井产能影响时受油藏非均质性的影响，使用Eclipse 软件分析了鱼骨井主要参数对产能的影响。将Sadi 油藏简化为均质油藏，渗透率及孔隙度采用平均值进行计算，平均渗透率取1.00 mD，平均孔隙度取15.0%。在分析鱼骨井不同井眼布置方案对产能的影响时，为体现不同鱼骨井的真实产量，渗透率及孔隙度采用原始测井数据进行计算，以尽量保证模拟结果与实际情况相符。根据目前Sadi 油藏的开发方式及产量，产能分析设置为定液生产（178 t/d），将30 年累计产油量作为评价鱼骨井产能高低的标准。

表 3 Sadi 储层不同层系岩石物理性质Table 3 Petrophysical properties of different strata in the Sadi reservoir

3.2 鱼骨井主要参数对产能的影响

在Sadi 油藏主井眼、分支井眼极限钻深条件下，根据国内外实际鱼骨井钻井参数的调研结果，确定了较为通用的鱼骨井参数取值范围，见表4。在模拟过程中为得到单因素较为理想的产能模拟结果，当改变其中任一影响因素时，其余影响因素的取值不变。

表 4 Sadi 鱼骨井关键参数取值范围Table 4 Value scope of key parameters for Sadi fishbone wells

3.2.1 分支井眼数量

分支井眼长度600.00 m、分支井眼与主井眼夹角30°、相邻分支井眼的间距70.00 m 固定不变，模拟鱼骨井分支井眼数量对鱼骨井30 年累计产油量的影响，结果如图1 所示。从图1 可以看出，随着分支井眼增多，鱼骨井30 年累计产油量呈线性增大。

图 1 分支井眼数量对鱼骨井产能的影响Fig.1 Influence of the number of branch holes on the productivity of fishbone wells

3.2.2 分支井眼长度

分支井眼5 个、分支井眼与主井眼夹角30°、相邻分支井眼的间距70.00 m，模拟分支井眼长度对鱼骨井30 年累计产油量的影响，结果如图2 所示。从图2 可以看出，随着分支井眼长度增加，鱼骨井30 年累计产油量呈线性增大。

3.2.3 主井眼与分支井眼夹角

分支井眼5 个、相邻分支井眼的间距70.00 m，分支井眼长度600.00 m 固定不变，模拟主井眼与分支井眼夹角对鱼骨井30 年累计产油量的影响，结果如图3 所示。从图3 可以看出，鱼骨井30 年累计产油量随主井眼与分支井眼夹角增大而增大，但当主井眼与分支井眼夹角增至30°后，增大趋势开始变缓。

图 2 分支井眼长度对鱼骨井产能的影响Fig. 2 Influence of branch hole length on the productivity of fishbone wells

图 4 相邻分支井眼的间距对鱼骨井产能的影响Fig. 4 The influence of the spacing between adjacent branch holes on the productivity of fishbone wells

图 3 主井眼与分支井眼夹角对鱼骨井产能的影响Fig. 3 The influence of the included angle between the main wellbore and branch hole on the productivity of fishbone well

3.2.4 相邻分支井眼的间距

分支井眼5 个、主井眼与分支井眼间夹角30°，分支井眼长度600.00 m 固定不变，模拟相邻分支井眼的间距对鱼骨井30 年累计产油量的影响，结果如图4 所示。从图4 可以看出，随相邻分支井眼的间距增大，鱼骨井30 年累计产油量增大，但增大趋势逐渐变缓。

由上述模拟结果可知，随着分支井眼数量、长度，主井眼与分支井眼间夹角，相邻分支井眼的间距增加，鱼骨井产能均增大，但随着主井眼与分支井眼间夹角和相邻分支井眼的间距增大，鱼骨井产能的增大趋势变缓。

根据以上分析结果，综合考虑极限钻深和造斜率等因素，主井眼与分支井眼夹角和相邻分支井眼的间距不宜过大，所以在制定鱼骨井井眼布置方案时，应将分支井眼数量及其长度作为主要优选参数，由于主井眼与分支井眼夹角和相邻分支井眼的间距增大到一定程度后对产能影响较小，故确定鱼骨井主井眼与分支井眼夹角为30°，相邻分支井眼的间距为70.00 m。

4 鱼骨井井眼布置方案的优选

4.1 Sadi 油藏鱼骨井井眼布置方案及产能预测

以极限钻深和单因素产能影响分析为基础，按以下步骤优选出较为合理的鱼骨井井眼布置方案：

1）主井眼和分支井眼均采用极限钻深，主井眼水平段长度为1 100.00 m，将鱼骨井主井眼及分支井眼的轨迹数据导入到Eclipse 软件中；

2）固定鱼骨井主井眼与分支井眼夹角为30°，相邻分支井眼的间距为70.00 m；

3）每增加一个分支井眼，为保证鱼骨井井底部分支井眼处于极限长度范围内，鱼骨井所有分支井眼长度均减去相邻分支井眼的间距；

3）将分支井眼数量及其长度作为主要优选参数，主井眼与分支井眼夹角和相邻分支井眼的间距固定不变。

采用上述步骤[15-19]，制定了7 套鱼骨井井眼布置方案：方案1，为3 分支井眼，分支井眼长度800.00 m；方案2，为4 分支井眼，分支井眼长度730.00 m；方案3，为5 分支井眼，分支井眼长度660.00 m；方案4，为6 分支井眼，分支井眼长度590.00 m；方案5，为7 分支井眼，分支井眼长度520.00 m；方案6，为8 分支井眼，分支井眼长度450.00 m；方案7，为9 分支井眼，分支井眼长度370.00 m。各方案主井眼与分支井眼间夹角均为30°，相邻分支井眼的间距均为70.00 m。各方案主井眼与分支井眼的分布如图5 所示。

图 5 极限钻深条件下的鱼骨井井眼布置方案Fig.5 The arrangement scheme of fishbone wellbores under extreme drilling depth

将不同方案的鱼骨井井眼轨迹导入Eclipse软件，采用表3 中的Sadi 油藏物性数据，模拟各方案30 年累计产油量，结果如图6 所示。从图6 可以看出：采用方案2 的Sadi 油藏鱼骨井的累计产油量最大。

图 6 鱼骨井不同井眼布置方案下30 年累计产油量Fig.6 Cumulative oil production in 30 years under different arrangement schemes of fishbone well

4.2 不同井眼布置方案的钻井难度分析

在鱼骨井钻井过程中，鱼骨井每一段轨迹的钻井要求、钻井难度与风险是不同的。每一分支的钻进过程为主井眼复合钻进、悬空侧钻、分支井眼增斜扭方位段滑动钻进、分支井眼降斜扭方位段滑动钻进、分支井眼稳斜段复合钻进等（见图7）[20-24]。在这些钻进阶段中，分支井眼悬空侧钻、增斜扭方位段滑动钻进、分支井眼降斜扭方位段滑动钻进等阶段的钻井难度及风险较高，钻进时间也更长，且随着分支井眼增多，侧钻点及分支井眼也增多，钻井难度、风险及成本也相应增加。

图 7 鱼骨井主井眼和分支井眼轨迹示意Fig.7 Trajectories of the main wellbore and branch hole in fishbone wells

为直观反映不同钻进阶段的钻井难度，以钻井时间为基础，建立了鱼骨井在不同钻进阶段的钻井风险及成本计算模型，以评价鱼骨井不同井眼布置方案的钻井难度、风险及成本：

式中：tt为鱼骨井纯钻时间，h；n 为分支井眼数量，个；tm为主井眼钻进时间，h；lzx为分支井眼增斜扭方位段总长度，m；lfw为分支井眼稳斜段总长度，m；lm为主井眼总长度，m；vs为滑动钻进钻速，m/h；vf为复合钻进钻速，m/h。

根据现场实钻资料，Sadi 油藏鱼骨井钻井过程中，扭方位滑动钻进钻速为3.00 m/h，复合钻进钻速为6.00 m/h，悬空侧钻钻速为1.00 m/h。以此为基础，利用式（1）计算不同鱼骨井井眼布置方案所需的纯钻进时间，结果如图8 所示。从图8 可以看出，采用方案1 的Sadi 油藏鱼骨井的钻井时间最短，即钻井风险与成本最低。

图 8 鱼骨井不同井眼布置方案下的钻进时间Fig.8 Drilling time of fishbone wells with different wellbore arrangement schemes

由图7 和图8 可知：在使用典型螺杆钻具组合的极限钻深条件下，Sadi 油藏鱼骨井采用方案1、方案2 和方案3 布置井眼，钻井风险和成本相对较低；采用方案2、方案3 和方案1 布置井眼的鱼骨井，产能相对较高。综合比较后认为，在Sadi 油藏条件下，鱼骨井宜采用方案2 和方案1 布置井眼，这样既可以取得较高的产能，又可以大大降低钻井风险和成本。

5 结 论

1）综合考虑地质、油藏、工程条件，确定了鱼骨井主井眼与分支井眼极限钻深的判定方法，分析了鱼骨井主要技术参数和鱼骨井不同井眼布置方案对鱼骨井累计产油量的影响规律，建立了鱼骨井不同井眼布置方案钻井难度及风险的评价方法。

2）模拟计算表明，在主井眼与分支井眼夹角30°、相邻分支井眼的间距70.00 m 的条件下，3 分支井眼、分支井眼长为800.00 m 和4 分支井眼、分支井眼长为730.00 m 时，Sadi 油藏鱼骨井具有较高的产油量、较低的钻井风险和成本。

3）研究表明，地质、油藏与工程相互制约，只有三者相互配合，才能使鱼骨井顺利完井，并获得最佳的开发效果。

4）以鱼骨井的关键指标作为优选鱼骨井井眼布置方案的主要目标，将鱼骨井主井眼与分井眼极限钻深、产油能力、钻井风险与成本作为优选过程中的参考因素，形成了Sadi 油藏鱼骨井井眼布置方案优选方法。该方法同样可以适用于其他油田，可根据不同油藏特征、钻具组合、钻井风险与成本等条件设置不同计算参数，优选出开发效益最大化的鱼骨井井眼布置方案。