孤東9—支平1魚骨狀水平井鉆井技術(shù)應(yīng)用

鞏呈祥

摘 要：為了提高稠油油藏的開發(fā)效果，最大限度解放油層，增加油層的泄油面積，勝利油田部署了孤東9-支平1水平分支井。對該井井身結(jié)構(gòu)、鉆進(jìn)方式、裸眼側(cè)鉆、鉆具組合、施工效果等進(jìn)行了詳細(xì)的介紹，該井的成功為勝利油田稠油熱采水平分支井技術(shù)積累了寶貴的經(jīng)驗(yàn)。

關(guān)鍵詞：魚骨狀；水平分支井；分支井眼；裸眼側(cè)鉆；稠油熱采

魚骨狀水平井能夠有效的提高采油速度、增加采收率、降低開發(fā)成本，優(yōu)勢相當(dāng)明顯。在孤東9-平61塊巖性圈閉稠油油藏中部署分支水平井，可以提高單井產(chǎn)量和儲層、儲量動用程度，從而提高孤東9-平61塊的開發(fā)效果。通過對該塊油藏地質(zhì)和油藏工程分析研究，認(rèn)為館上55小層具有水平井開發(fā)應(yīng)用價值，并具有可操作性。設(shè)計魚骨狀水平井井號為孤東9-支平1，設(shè)計有1個主井眼和4個分支井眼。

1 油藏地質(zhì)概況

孤東9-平61塊位于孤東九區(qū)西南部，構(gòu)造上處于孤南洼陷向孤東潛山披覆構(gòu)造過渡帶上，地層整體西南傾，構(gòu)造較平緩。距離該塊南北不遠(yuǎn)處分別發(fā)育孤東281斷層和孤東29斷層，這兩條斷層斷距大，延伸距離遠(yuǎn)，能有效溝通孤南洼陷生成的油氣，因此館陶組上段的河道砂體是該區(qū)良好的儲層且具有良好的儲蓋組合，是形成巖性-構(gòu)造、巖性油藏的良好場所。孤東9-平61塊砂體頂面構(gòu)造形態(tài)總體上呈現(xiàn)北東高南西低的趨勢，孤東9-支平1井附近館上55小層油層頂面構(gòu)造埋深為1403～1408m，附近館上55小層砂體厚度為6～10m。依據(jù)孔隙度滲透率測井解釋結(jié)果，館上55小層平均孔隙度32.5%；平均滲透率1921×10-3um2，儲層物性比較好，為高孔高滲儲層。

2 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計及主要施工技術(shù)難點(diǎn)

2.1 井身主要結(jié)構(gòu)設(shè)計

為全面降低魚骨狀水平井油層主井眼和分支井眼鉆井風(fēng)險、滿足稠油油藏開采需求，孤東9-支平1井魚骨狀水平井運(yùn)用“Φ508.0mm-Φ273.1mm-Φ177.8mm”三層套管建成井身主體，φ273.1mm技術(shù)套管下至靶窗入口A點(diǎn)，主井眼水平段下入φ177.8mm精密濾砂管，使各個分支井眼完全實(shí)現(xiàn)裸眼完井的目標(biāo)。

2.2 施工難點(diǎn)

施工技術(shù)難點(diǎn)主要表現(xiàn)在以下幾個方面：一是上部淺層大井眼定向造斜率低：由于二開采用346mm鉆頭定向，且地層偏軟，地層造斜率預(yù)測比較困難。二是技術(shù)套管能否下至二開井底，固井后是否留有水泥環(huán)，對三開能否正常鉆進(jìn)影響明顯。三是側(cè)鉆點(diǎn)地層松軟，大排量側(cè)鉆鉆進(jìn)易形成大肚子井眼，影響軌跡控制。四是分支井眼側(cè)鉆點(diǎn)附近鉆井工藝技巧性強(qiáng)，對定向工程師要求高，尤其在油層的造斜率預(yù)測要求高。五是由于分支井眼完成不再進(jìn)入，對鉆井液攜巖能力、造壁性與油層保護(hù)要求高，在分支窗口附近易發(fā)生下鉆困難或進(jìn)入錯誤井眼的情況，對井下工具、地面設(shè)備要求高。

3 井眼軌跡控制技術(shù)

3.1 著陸控制技術(shù)

孤東9-支平1井二開屬于Φ346.1mm非常規(guī)大尺寸井眼，對施工經(jīng)驗(yàn)少的操作來說，施工難度較大。由于上部地層過于松軟，斜率比較低、砂子又多，造成能使用的工具不多，通過運(yùn)用優(yōu)質(zhì)防塌潤滑鉆井液體系，保證了一趟鉆下來，完成了斜井段。通過現(xiàn)場查看和科學(xué)分析，決定使用地質(zhì)導(dǎo)向鉆井技術(shù)及大度數(shù)螺桿復(fù)合鉆井技術(shù)進(jìn)行施工，有效控制了井眼軌跡。鉆具組合情況為：Φ346.1mm鉆頭+Φ210mm1.5°動力單彎鉆具×1根+Φ203.2mm無磁鉆鋌×1根+MWD（LWD）+Φ127.00mm承壓無磁鉆桿×1根+Φ127mm斜坡鉆桿×9柱+Φ127.0mm加重鉆桿×30根+Φ127.0mm斜坡鉆桿。而在實(shí)際操作時，通過小鉆壓鉆進(jìn)的方式，穩(wěn)定了工具面、優(yōu)化了鉆井參數(shù)、減輕排量、降低再次擴(kuò)散機(jī)會，以多次短起下、往復(fù)循環(huán)等方法，著重破解了巖屑堆積難題，為全井的順利施工打下了基礎(chǔ)。

3.2 鉆進(jìn)方式上不斷優(yōu)選最新技術(shù)

魚骨狀水平井鉆進(jìn)完井方式與其他施工有所不同，其施工方法為前進(jìn)式和后退式鉆進(jìn)。孤東9-支平1井采用的是主井眼下入防砂篩管、分支井眼裸眼的完井，就是應(yīng)用了前進(jìn)式鉆進(jìn)方式完成的。三開水平段主井眼和分支鉆具組合是：Φ241.3mm鉆頭+Φ197mm1.75°動力單彎鉆具+電阻率短節(jié)+Φ127mm承壓無磁鉆桿+MWD短節(jié)+Φ127mm斜坡鉆桿+Φ127mm加重鉆桿+Φ127mm鉆桿，通過有效的工具組合，達(dá)到精細(xì)開采目的，縮短了工程進(jìn)度、降低了難度。

3.3 裸眼懸空側(cè)鉆技術(shù)

魚骨狀水平井鉆井技術(shù)核心就是懸空側(cè)鉆技術(shù)。側(cè)鉆方法是分支井眼向主井眼側(cè)前方20°～30°（或330°～340°）方向鉆進(jìn)一根，再采用扭方位的工具面鉆進(jìn)另一根，兩根一定要有所側(cè)重，使分支井眼偏離主井眼，然后再持續(xù)完成鉆進(jìn)。在進(jìn)行主井眼側(cè)鉆的時候，鉆具要起至側(cè)鉆分支的前一個單根，利用與側(cè)鉆分支相反的工具面劃槽作業(yè)，依照鉆進(jìn)實(shí)際確定側(cè)鉆時間，使側(cè)鉆主井眼在分支井眼下方，保證一次側(cè)鉆成功。

3.4 側(cè)鉆窗口與保護(hù)技術(shù)

側(cè)鉆后的新井眼和老井眼呈倒“Y”狀，側(cè)鉆窗口質(zhì)量對后續(xù)施工有著極其重要的作用，隨著老井眼和新井眼之間的延伸，夾壁墻也不斷加厚，此時夾壁墻要保證厚度，加大防護(hù)力度和措施，防止鉆具再次進(jìn)入已注入完井液的分支井眼，定向工程師要熟練運(yùn)用懸空側(cè)鉆技術(shù)，確保主井眼在下方，這樣可以保證鉆具和完井管柱，能夠在重力下沿主井眼下入；側(cè)鉆所形成的夾壁墻，必須是垂直和水平方向是分離的狀態(tài)，這個時候要加倍當(dāng)心，避免夾壁墻突然坍塌。為了保證不讓夾壁墻損壞，要合理采取控制起下鉆速度措施。

3.5 施工步驟和實(shí)鉆數(shù)據(jù)

為了保證主井眼鉆進(jìn)、避免分支井眼完成后主井眼巖屑過量堆積、避免分支井眼發(fā)生嚴(yán)重堵塞，要保證主井眼始終在分支井眼最下面；為了保證完井管柱順利下入主井眼，側(cè)鉆分支井眼要上翹、主井眼要下垂并呈魚骨狀，先鉆進(jìn)第一分支段，再沿主井眼走向一點(diǎn)一點(diǎn)進(jìn)行鉆進(jìn)；裸眼完井后，上提鉆具至第二分支側(cè)鉆點(diǎn)，以該點(diǎn)為起始沿主井眼走鉆；完成第三分支段，不斷持續(xù)，完成好第四分支段，直至到達(dá)主井眼相應(yīng)位置。這個過程的鉆具組合較為關(guān)鍵，采用的是：Φ241.3mm鉆頭+Φ197mm1.5°動力單彎鉆具×1根+Φ127.00mm承壓無磁鉆桿×1根+LWD+Φ127.00mm承壓無磁鉆桿×1根+Φ127mm斜坡鉆桿+Φ127.00mm加重鉆桿×30根+Φ127.00mm斜坡鉆桿。孤東9-支平1井三開實(shí)鉆主井眼完鉆井深1918m，實(shí)鉆主井眼長度為308m，四個分支井眼合計總長是508m，三開合計總進(jìn)尺為796m，主井眼和分支井眼油層鉆遇率高達(dá)100%，取得了良好的技術(shù)指標(biāo)。

4 認(rèn)識與建議

4.1 魚骨狀水平井與常規(guī)水平井相比，有著較為突出的特點(diǎn)，能夠降低鉆井成本、最大限度增加油藏泄油面積、經(jīng)濟(jì)效益相對顯著，有著較好的推廣應(yīng)用前景。

4.2 這項(xiàng)技術(shù)的應(yīng)用，也為魚骨狀水平井鉆井技術(shù)在稠油熱采區(qū)塊推廣應(yīng)用，提供了可借鑒的成功范例，通過實(shí)踐解決了技術(shù)問題，總結(jié)了豐富的經(jīng)驗(yàn)，在同等條件下，進(jìn)一步探索了新技術(shù)應(yīng)用，為今后同類井的開發(fā)利用，積累了大量有用的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。