水平分支井技术在东海的实践分析

雷 磊，李 乾，张海山，黄 召

（1. 中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200120；2. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，上海 200120）

东海中低渗、特低渗油气藏资源占总资源量的90%以上。低渗、特低渗油气田有效开发是东海目前主要攻关方向，应用水平分支井可有效提高常规低渗油气田单井产能，未来将规模应用水平分支井开发低渗油气田。因此，通过东海已实施水平分支井，深入总结研究水平分支井钻井技术既可以提高作业时效，又为东海油气田的大力开发提供可靠的技术保障。本文以XX气田水平分支井应用为列，介绍了水平分支井钻井技术在东海气田的实际应用。

1 水平分支钻井基础理论

1.1 水平分支井概述

分支井钻井能增加井眼在油藏中的长度、扩大泄油面积、提高采收率，其实际上是在定向井、水平井发展基础上的一种钻井技术。其包含了定向井、水平井和裸眼侧钻等多种钻井技术，是当前世界上发展较快的钻井技术之一，是世界石油开采工业的热门技术[1]。分支井的钻井方法有套管开窗锻铣侧钻、预设窗口、裸眼侧钻、径向分支井方法、膨胀管定位侧钻和智能分支井。

水平分支井一般使用裸眼侧钻方式（悬空侧钻技术）实现水平分支侧钻主支的目的[2-6]。其轨迹设计中是先设计主支，再设计分支井；在实际作业中，考虑井眼安全，则是先进行分支井钻进至预定深度后，再撤回悬空侧钻点进行主井眼的侧钻作业。

1.2 水平分支井的设计

水平分支井是水平井和侧钻技术的综合发展，因此水平分支井的轨迹设计是水平井及侧钻井设计原则的集成，主要考虑因素有以下几方面：

（1）轨迹方面先设计主井眼，然后从主井眼侧钻分支井眼；

（2）结合钻完井实际要求，考虑井眼轨迹和地层可钻性等，选择合适的造斜点和造斜率；地层自然增斜趋势较强的地层，使用旋转导向钻具时建议分支井段设计狗腿不大于3°/30 m；

（3）要求井眼轨迹相对简单，钻进中扭矩、压耗及井眼清洁等满足要求。

1.3 水平分支井的钻井工艺

悬空侧钻法钻水平分支井在东海油田应用较多。水平分支井钻井技术关键技术是悬空侧钻技术及轨迹控制技术。

悬空侧钻技术：重力工具面摆在井眼低边或者左右20°范围内，运用工具重力作用，让钻头在井眼的低边钻出一个新井眼。当新井眼形成后，调整方位使井眼轨迹与原井眼快速分开，待有一定的安全距离后，然后再按照设计轨迹，采用正常参数钻进。待两个井眼彻底分开后，侧钻作业结束[7]。

轨迹控制技术：使用旋转导向工具或者马达和LWD工具等实现定向钻进。使用旋转导向和随钻测井工具，结合东海已钻井轨迹控制经验，水平分支井轨迹控制技术已经非常成熟。

1.3.1 水平分支井悬空侧钻的工具的选择

马达及指向式旋转导向造斜原理均是弯角的存在导致钻头不对称切削地层从而产生井斜（图1）；推靠式旋转导向是工具自身给井壁一个作用力，工具在反作用力（侧向力）的作用下产生井斜（图2）。水平分支井侧钻作业优选指向式旋转导向[8]。

图1 指向式旋转导向造斜原理Fig. 1 Principle of directional rotary steerable deflection

图2 推靠式旋转导向造斜原理Fig. 2 Principle of pushing type rotary steerable deflection

1.3.2 水平分支井悬空侧钻钻头的选择

侧钻与钻头的侧向切削能力密切相关。水平分支井悬空侧钻时选择具有侧向切削齿，侧向切削能力较强的钻头[9]。

1.3.3 水平分支井悬空侧钻点的选择

（1）侧钻点要考虑易于完井管柱下入；

（2）侧钻点最好选择在地层稳定可钻性较好的中软砂岩地层；

（3）侧钻点最优选择在增斜井段，一般不推荐在降斜段悬空侧钻，并且老井眼方位与新井眼方位相反的井段。

1.3.4 水平分支井悬空侧钻工艺

（1）轨迹预留

在分支井钻进至侧钻点附近，使用高边工具面和100%的力度全力造斜（可带方位），人为制造一个大的局部狗腿以利于侧钻主支。一般局部狗腿在5°/30 m以上，段长20 m左右。钻完分支井段，上提钻具至侧钻点后转入侧钻主支作业。

（2）划槽

提前考虑好钻具配长以保证侧钻的连续性。划槽以快提慢放，每次下放点不超过侧钻点为原则，划槽时间1～2 h。

（3）造台阶

定点造台阶，循环时间1 h。

（4）控时钻进

控时钻进。控时标准根据分支井眼正常钻进的机械钻速，地层压实程度等方面综合考虑。

轨迹预留，划槽，造台阶，控时钻进[10-11]是提高水平分支井作业时效和成功率的关键。

1.3.5 水平分支井新井眼和老井眼隔墙的计算

水平分支井悬空侧钻作业主要靠工具重力实现新老井眼的分离，井斜的变化是影响新老井眼分离的主要原因。计算新老井眼隔墙时，可以忽略方位的影响仅从井斜上近似计算分离程度。

如图3，偏移距和隔墙厚度的计算公式如下：

图3 偏移距的计算Fig. 3 Calculation of offset

式中：D为偏移距，m；α为老井眼与新井眼井斜的差值，°；L为新井眼钻进的长度，m；d为钻头直径，m；H为新老井眼隔墙厚度，m。

当D=sinα×L=d时，钻头完全进入新井眼，此时隔墙厚度为0 m；适当加快控时钻进的速度，隔墙不足半个钻头直径时严禁加压，以防加压时台阶面破裂。当隔墙厚度达到半个钻头直径以上时可提高正常参数钻进。新井眼形成后，为防止重新进入老井眼，要随时监测轨迹。

2 油田概况

2.1 储层特征

XX气田主力目的层孔隙度分布在2.1%～13%，平均8.5%；渗透率分布在（0.016 7～1.96）×10-3μm2，平均0.25×10-3μm2，属于典型的低孔低渗气田。

2.2 已钻完井情况

XX气田实已钻完2口水平井，3口水平分支井。水平井X1H、X4H；水平分支井：主支X5M、分支X5Ma；主支X6M、分支X6Ma、分支X6Mb；主支X9M、分支X9Ma、分支X9Mb。主要数据见表1。

表1 XX气田已钻完井主要数据Table 1 main data of drilled and completed wells in XX gas field

3 水平分支井在东海XX气田的应用

XX气田水平分支井侧钻情况统计见表2。XX气田已钻3口水平分支井，共计5个分支井的侧钻施工作业。5个分支侧钻作业当中，均使用水平分支井悬空侧钻技术，共计实施6次悬空侧钻作业，其中5井次侧钻均一次成功，1井次侧钻失败。

表2 XX气田水平分支井侧钻情况统计Table 2 Statistics of sidetracking of horizontal multilateral wells in XX gas field

以X6Mb分支井侧钻主支作业中涉及2次侧钻（第一次失败，第二次成功）为例并结合其余4口井水平分支井侧钻作业经验，分析了水平分支井侧钻技术在东海油气田的应用。

3.1 XX气田X6Mb分支侧钻X6M主支概况

X6M井12-1/4″井段钻进至3 954.00 m，9-5/8″套管下深3 949.50 m，8-3/8″井段钻进一个主支X6M，两个分支X6Ma及X6Mb。X6M井水平分支井基本数据见表3。

表3 X6M水平分支井基本数据Table 3 basic data of X6M horizontal multilateral well

施工程序：首先钻进主支X6M至4 011 m，继续钻进分支X6Ma至完钻井深4 588 m。然后起钻至4 010 m进行悬空侧钻主支X6M，侧钻成功后继续钻进分支X6Mb至完钻深度5 033.35 m。起钻至4 248 m（砂岩段），侧钻主支X6M，失败后侧钻点下移至4 300 m（泥岩段），侧钻成功后，钻主支X6M至4 846 m完钻。

3.2 XX气田X6Mb分支侧钻X6M主支现场作业

侧钻钻具组合：8-3/8″PDC bit+6-3/4″Xceed（指向式旋转导向）+6-3/4″EcoScope+6-3/4″Tele-Scope+6-3/4″NMDC+6-3/4″FilterSub+6-3/4″Jar+X/O+5-1/2"HWDP

3.2.1 X6Mb第一次侧钻X6M主支作业概况

钻具配长，保证可以连续侧钻2个单根。X6Mb分支井段完钻后起钻至4 248 m准确校深。

（1）轨迹预留情况：X6M井4 248～4 258 m井斜88.49°～89.62°，局部狗腿度3.5°（没有人为提前制造一个较高的局部狗腿），侧钻点附近岩性为砂岩。

（2）划槽：排量1 950 L/min，顶驱转速100 RPM，旋转导向XCEED设置为（L168，100%），4 002～4 010 m向下划槽速度20 m/h（快速上提），划槽3 h。

（3）造台阶：排量1 950 L/min，顶驱转速100 RPM，4 248 m处定点循环1 h。

（4）控时钻进（表4）：

表4 X6Mb分支侧钻X6M主支第一次侧钻进程（侧钻点4 248 m）Table 4 First sidetracking process of X6Mb branch sidetracking X6M main branch

4 240～4 248 m划槽3.5 h后，测点4 248 m井斜降至88.25°，比老井眼小0.24°，方位变化不明显，划槽虽有一定效果，但井斜降幅不明显。控时钻进期间井斜差值先渐大后渐小，最后基本与老井眼一致。确认侧钻失败后，下移侧钻点继续侧钻X6M主支。

3.2.2 X6Mb第二次侧钻X6M主支作业概况

4 248 m侧钻失败后，下移侧钻点至X6Mb分支井段的轨迹预留段，再次侧钻。钻具配长，保证可以连续侧钻2个单根，4 300 m准确校深。

（1）轨迹预留情况：X6Mb井4 294～4 312 m主动造高狗腿，旋转导向XCEED指令设置为（R24，100%），井斜由89°增至91.31°，方位由31.85°增至34.18°，局部狗腿7°/30 m。

（2）划槽：排量2 100 L/Min，顶驱转速100 RPM，旋转导向指令设置为（L168，100%），4 292～4 300 m划槽，下放速度20 m/h（快速上提），每次下放不超过侧钻点，划槽4 h。

（3）造台阶：排量2 100 L/min，顶驱转速100 RPM，4 300 m处定点循环2 h。

（4）控时钻进（表5）：

表5 X6Mb分支侧钻X6M主支第二次侧钻进程（侧钻点4 300 m）Table 5 Second sidetracking process of X6Mb branch sidetracking X6M main branch

4 292～4 300 m划槽3 h后，测点4 299.81 m，井斜降至89.07°，比老井眼小1.03°；方位增至31.35°，比老井眼大0.5°，划槽效果比较理想。

控时钻进至测点4 302.86 m，井斜降至88.9°，比老井眼小1.58°。控时钻进钻压明显增大，说明钻头已经开始吃入地层。控时钻进至测点4 315.05 m，井斜降至86.7°，比老井眼小4.88°，该处预算4 320.23 m，井斜85.9°左右，与老井眼分离间距0.7 m，确认侧钻成功。

3.3 XX气田水平分支井应用实践分析

3.3.1 X6Mb第一次侧钻X6M主支作业失败原因分析

（1）侧钻失败主要原因为侧钻点附近局部狗腿较小，不在轨迹预留段。

（2）局部狗腿较小导致划槽造台阶效果不好，划槽结束后井斜比老井眼仅小0.24°。

（3）局部狗腿较小，划槽及控时钻进期间“上翘大狗腿井段”不能起到良好的支点作用。

3.3.2 X6Mb第二次侧钻X6M主支作业经验总结

（1）侧钻成功主要原因为侧钻点在轨迹预留段的局部狗腿较大处。

（2）局部狗腿较大划槽造台阶效果较好，划槽结束后井斜比老井眼小1.03°，方位比老井眼大0.5°，划槽效果较理想。

（3）局部狗腿较大，划槽及控时钻进期间“上翘大狗腿井段”能起到良好的支点作用，利于低边尽快形成台阶并快速侧钻出新井眼。

（4）轨迹预留在泥岩段，适当增加悬空侧钻技术措施用时利于侧钻的实施。

3.3.3 XX气田水平分支应用总结

（1）水平分支井侧钻作业中，轨迹预留（侧钻点前后10 m范围内在分支井钻进期间提前人为制造一个较大的狗腿）是关键。

（2）控时钻进标准是技术保障。

侧钻井段长度、侧钻时间（控时钻进速度）及井斜降低幅度这三点是相互制约的。控时钻进作业需根据地层压实程度、近钻头井斜变化以及钻压和扭矩的变化情况而定。在泥岩段进行悬空侧钻时，建议划槽及定点造台阶的作业时间稍长一些，形成一段降斜槽，提高侧钻成功率。

（3）划槽作业前确认侧钻指令是否发送成功，侧钻期间关注工具面及力度是否与设定一致，工具状态是否正常。

（4）判断侧钻成功后，采用小参数（侧钻参数）稳定钻进一柱，避免钻头震动过大破坏隔墙，导致侧钻失败；侧钻成功后及时调整指令，避免局部狗腿过大影响完井作业。

4 结论

（1）为避免设计侧钻点处可能钻遇泥岩，轨迹预留段可以提前设计侧钻点20 m左右。

（2）泥岩段低边侧钻，隔墙稳定性低于砂岩段，应尽量避免在泥岩段侧钻，但如果轨迹预留段在泥岩段，建议仍选择在泥岩段侧钻；泥岩段低边侧钻可以采取侧钻成功后短起下时修窗口技术措施以保证起下钻当中钻具的再进入能力及完井管柱下入的安全性。

（3）控时钻进时需要保持侧钻的连续性。调整方余大于两个单根。控时钻进时遇到突发情况，必须上提钻具时的应急措施：慢提慢放，上提至侧钻点5 m以上。下放时控制下放速度，距离侧钻最低点1 m处，继续放慢下钻速度，防止台阶被破坏。

（4）根据近钻头井斜数据，地层压实程度、钻井参数变化等灵活变化控时钻进的进程。

（5）通过对东海XX区块地层的水平分支井作业情况可以看出，水平分支井使用旋转导向侧钻大概需要25～30 h（垂深3 500～3 600 m），轨迹预留局部狗腿至少5°/30 m以上，侧钻长度12～18 m，井斜需要降低2°左右，才能较稳妥地侧钻出去。