水平分支井技术在胜利油田稠油油藏中的应用

摘要：胜利油田拥有丰富的浅层稠油资源，稠油油藏埋深较浅、地层松软，大部分区块埋深在800～1200m左右，稠油油藏一般具有地层敏感性强、供液差、产能低和下降快等特点，多年来在钻井等方面采取了多种工艺措施，均未取得很好的开采效果。水平分支井技术是提高油藏采收率的钻井新技术，对水平分支井技术在稠油热采井中应用的主要技术难题进行了分析及现场实践，取得了良好的开发应用效果，试验井的成功应用为水平分支井技术今后在稠油热采区块推广应用提供了技术手段，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：水平分支井；胜利油田；稠油热采；井眼轨迹

水平分支井钻井技术是在水平井钻井技术基础上发展起来的，是指在水平井水平井段的左右两侧或单侧再钻进两个或两个以上的分支井眼的一种钻井新技术。水平分支井可以提高单井产量、实现少井多产，有利于提高最终采收率，提高油气井的效率。主要表现在：更长的水平井眼可扩大泄油面积，提高采收率；改善油流动态剖面，减缓锥进速度，提供重力泄油途径；提高油气层纵向动用程度；提高裂缝油气藏裂缝钻遇率；经济开采边际油气藏和重质原油油藏；可重复利用上部井段，降低钻井成本；由于地面井口或海上井槽的减少，降低了平台的建造费用；降低油井管理、环境保护等费用，提高经济效益。为提高稠油热采效果，胜利油田开展了水平分支井技术在稠油油藏中的试验应用，并取得了显著的开采效果。

1 稠油热采对井身结构和井眼轨道的要求

浅层稠油油藏埋深浅，油藏温度低，常温下原油粘度极高，开采困难。为增加原油自然流动的能力，目前稠油开采普遍采用注蒸汽热采，为满足采油工艺需要，结合水平分支井工艺特点，对井身结构提出以下要求：

采用Φ273.2mm套管封隔目的层至井口之间的裸眼井段，为注蒸汽热采提供井眼条件；水平段完井管柱使用Φ177.8mm割缝筛管完井。

在井眼轨道设计时，应在满足稠油热采开发和采油工艺要求的前提下，充分考虑水平分支井钻井工艺和轨迹测量仪器的实现能力，以便安全、顺利地钻达地质目标。稠油热采对井眼轨道设计有如下要求：

采油泵下深既要有一定的沉没度，同时其工况又受到井斜角的影响，在稠油热采井中，要求采油泵安放处的井眼轨迹在距油层（水平段设计垂深）垂直高度20m井深处井斜角不大于60°；

为了适应热采工艺要求，完井油层套管（或筛管）尺寸至少应在Φ177.8mm以上；

目的层垂深浅，结合目前水平分支井钻井技术的设备及工具能力，最好选择"直-增-稳"三段制井身剖面，该剖面相对简单，工具选择方便，易于轨迹控制，且三段制剖面的弯曲井段（或高造斜率段）相对较短，有利于降低管柱下入阻力；

为了满足地质要求、确保大尺寸套管能够安全顺利下入、提高钻井速度，结合浅层水平井钻井施工经验，造斜率应低于35°/100m。

2 浅层稠油热采井钻井技术难点分析

为应用水平分支井技术，针对胜利油田稠油热采井的特点进行了分析，其水平分支井钻井技术施工的难点主要表现在以下几个方面：

为了满足后期稠油热采井筒下入双管的需要和水平分支井钻井工艺技术要求，斜井段必须采用Φ346.1mm井眼、下入Φ273.1mm技术套管，水平段采用Φ241.3mm井眼，主井眼下入Φ177.8mm的筛管，因此，造斜段在非常规大井眼的疏松地层，造斜困难。

胜利油田稠油油藏埋藏浅，地层胶结疏松，可钻性级值小，对造斜工具的造斜率具有不利影响。同时，由于热采工艺以及水平分支井的特殊工艺要求，井眼尺寸相对较大，钻具尺寸大、刚度大，导致斜井段钻具下入困难（尤其是带有大尺寸钻头的钻具组合），因此又限制了大尺寸大度数高造斜率钻具的使用。

浅层稠油油藏岩石胶结疏松、欠压实，地层易破碎，钻头侧向力低，全角变化率偏小，这种地层成岩性较差、岩石骨架胶结的特点，在外力作用下很容易破碎，甚至在一定水力破岩条件下即可造成岩石破碎。因此井径扩大率较大，易造成大尺寸井眼（如Φ273.2mm井眼）钻井液携岩能力低、起下钻井斜下降、松软地层造斜率无法准确预测等困难；

整个斜井段地层较浅，非常疏松，大排量钻进易形成大肚子；钻时快，砂子多，对钻井液性能要求高。同时保证井下安全的常规措施（如划眼、加大排量等）也与设计的高造斜率相矛盾。

在换钻具或下钻过程中，在分支窗口附近易发生下钻困难或进入错误井眼等情况，因此较多的分支井眼要求施工进度快速紧凑，对井下工具、地面设备要求高；另外，分支井眼侧钻点附近钻井工艺技技术要求高。

3 试验井油藏地质特点

太平油田沾18断块位于义和庄凸起东部斜坡上，古地貌高低起伏不平，沟梁交错，总趋势为西高东低，即由沾18断块向沾5块抬高，坡度在1°～11°之间。古生界潜山顶面构造图（如图1）显示，本断块古地貌形态为三沟三梁相间，其轴线呈近东西向或北东向展布。沾18块Ng下段地层为一套发育在古生界潜山之上的河流相（辫状河）超覆沉积，储层岩性以砂岩、含砾砂岩为主。砂岩多为不等粒砂岩、中砂质细砂岩、含粉砂细砂岩。Ng下1砂组储层岩性主要为不等粒长石砂岩和细粒长石砂岩，本块Ng下段油层埋深在1130～1185m(减补心高)之间，埋藏浅，压实程度差，胶结物含量少且为泥质胶结,砂岩胶结疏松。

沾18-支平1井采用三开井身结构设计方案，水平段主井眼下入Φ177.8mm筛管完井，分支井眼裸眼完井。

一开井眼尺寸：Φ660.4mm，井深：201m，套管尺寸：Φ508mm，下深：200m；水泥返至井口；

二开井眼尺寸：Φ346.1mm，井深：1283m，套管尺寸：Φ273.05mm，下深：1280m；水泥返至井口；

三开主井眼尺寸：Φ241.3mm，井深：1745.42m，套管尺寸：Φ177.8mm（0~1280m）+Φ177.8mm精密滤砂管（1280～1742 m），水泥返至井口；

三开四个分支井眼尺寸：Φ241.3mm，均采用裸眼完井的方式。

4 施工简况及开采效果

现场施工中，钻进主井眼采用的钻具组合为：Φ241.3mm钻头＋Φ197mm1.5°单弯动力钻具×1根＋Φ127.00mm无磁承压钻杆×1根＋LWD＋Φ127.00mm无磁承压钻杆×1根＋Φ127mm斜坡钻杆＋Φ127.0mm 加重钻杆×30根＋Φ127.0mm斜坡钻杆（在距钻头150～200m处加一个欠尺寸稳定器修正井眼），钻进时主井眼始终保持在分支井眼下面，既有利于主井眼钻进，又可避免分支井眼完成后主井眼钻进时岩屑在侧钻点处过量堆积导致的分支井眼堵塞；侧钻分支井眼上翘、主井眼下垂并呈鱼骨状分布，有利于完井管柱顺利下入主井眼，按照水骨分支井悬空侧钻方法，先钻进第一分支段，再从第一分支侧钻点处沿主井眼走向钻进；完成第二分支段，裸眼完井后，上提钻具至第二分支侧钻点，再从该点沿主井眼走向钻进；完成第三分支段，裸眼完井后，再从第三分支侧钻点沿主井眼走向钻进；完成第四分支段，裸眼完井后，再从第四分支侧钻点沿主井眼走向钻进完成主井眼。试验井三开实钻主井眼长度为403.60m，第一分支井眼长度为91.02m，第二分支井眼长度为143.74m，第三分支井眼长度为144.14m，第四分支井眼长度为105.52m，四个分支井眼总长484.42m，水平段总进尺888.02m，油层钻遇率达100%。

沾18-支平1井周围开发Ng下1目的层目前有4口生产井，包括1口水平井，其中直井平均日产油2.9t；水平井日产油17.0t；沾18-支平1井目前日产油50t，是同区直井的17.2倍，是同区水平井的2.9倍，目前已累计产油13423t。经过数模分析认为，沾18-支平1井可吞吐7年，累积可注汽5.76×104t，累积可产油5.2×104t，显示出良好的开发效果。

5 结论和认识

沾18-支平1井是胜利油田第一口稠油热采水平分支井，稠油热采区块在采油工艺方面具有特殊性，本井的成功实施为水平分支井钻井技术在稠油热采区块的推广应用提供了可借鉴的成功经验和技术支持；同时，对疏松浅地层非常规大尺寸井眼造斜规律有了进一步的认识，为同类区块水平井开发积累了经验。

水平分支井特殊的井身结构和特殊的钻进方式要求钻井液具有良好的润滑性和抑制性，解决好钻井液携岩能力、造壁性与油层保护的矛盾是水平分支井钻井液技术的关键。

水平分支井与常规水平井相比具有最大限度地增加油藏泄油面积、降低钻井成本、经济效益显著等优点，推广应用前景十分广阔。

作者简介：王爱国（1966-），男，2001年7月毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，工程师，主要从事钻井科研与现场技术安全工作。