曾傳云 譚勇志 徐紅國 蘆建江 鄒 敏 張斌成

（1.渤海鉆探定向井技術(shù)服務(wù)公司，天津 300280；2.吐哈油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆哈密 839009）

多分支水平井鉆井技術(shù)在玉平8井的應(yīng)用

曾傳云1譚勇志1徐紅國1蘆建江1鄒 敏1張斌成2

（1.渤海鉆探定向井技術(shù)服務(wù)公司，天津 300280；2.吐哈油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆哈密 839009）

為提高吐哈盆地魯克沁油田稠油油藏的開采效率、降低水平井綜合開發(fā)成本，實(shí)現(xiàn)油藏高效、經(jīng)濟(jì)開發(fā)。吐哈油田布署了一口多分支水平井—玉平8井，該井在施工中對地層可鉆性差、水平段懸空側(cè)鉆、主井眼重入等多個(gè)技術(shù)難點(diǎn)進(jìn)行了分析，運(yùn)用了動力鉆具優(yōu)選、水平段井眼懸空側(cè)鉆技術(shù)，完善了水平分支井前進(jìn)式施工方式、分支井眼重入主井眼等重要技術(shù)，有效地縮短了鉆井周期，保證了安全快速完成施工任務(wù)。玉平8井的順利完鉆，為今后在稠油油藏開發(fā)鉆多分支水平井、擴(kuò)大儲層控制面積，大幅度提高油井產(chǎn)量和采收率提供了新的途徑。

稠油； 多分支水平井； 懸空側(cè)鉆； 鉆井技術(shù)

隨著油藏開發(fā)要求的不斷提高，單靠增加水平段長度難以有效地提高油藏動用程度和單井產(chǎn)量，多分支水平井具有增加油藏泄油面積、提高單井產(chǎn)量、節(jié)約鉆井費(fèi)用等優(yōu)點(diǎn)，是高效開發(fā)油氣藏的理想井型［1］。魯克沁西區(qū)玉1斷塊位于吐哈盆地臺南凹陷北部的魯克沁構(gòu)造帶上。油田原油屬稠油油藏，為進(jìn)一步落實(shí)該區(qū)塊油層發(fā)育情況，探索多分支水平井技術(shù)開發(fā)稠油油藏效果，決定在玉1斷塊南端鉆玉平8井，通過優(yōu)化分支水平井完井、壓裂和投產(chǎn)方式，以提高分支水平井單井產(chǎn)量，探索采用多分支水平井技術(shù)開發(fā)稠油油藏的可行性。

玉平8井?dāng)鄩K面積0.28 km2，玉平8井目的層克拉瑪依組（T2k）砂層發(fā)育，平面上砂層由東向西逐漸減?。豢v向上自下向上依次為礫巖段、砂礫巖段、砂巖段及砂礫巖互層段，構(gòu)成一套較為完整的正旋回序列。玉1區(qū)塊目的層克二段砂體分布穩(wěn)定，橫向連通性好，油氣藏類型為斷塊型底水塊狀稠油油藏。

1 井身結(jié)構(gòu)與井眼軌跡設(shè)計(jì)

設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)和套管程序?yàn)椋阂婚_?444.5 mm鉆頭鉆至井深351.0 m，?339.7 mm套管下至350.0 m；二開?311.1 mm鉆頭鉆至3 515.0 m，?244.5 mm套管下至3 514.0 m；三開?215.9 mm鉆頭鉆主井眼AB至3 875.0 m，剖面類型：直—增—增—增—穩(wěn)（平）。各分支段要求：CD、EF、GH各分支長度均為180 m，IJ分支長度為170 m ，CD分支與主干夾角18°，其余各分支與主干夾角22°。 第一分支起始點(diǎn)C靶點(diǎn)距A靶點(diǎn)40 m，C、E、G、I分支靶點(diǎn)間距離50 m。CD分支終點(diǎn)距主支垂直距離50 m，其余各分支終點(diǎn)距主支垂直距離大于60 m。分支段保持上翹大于90°。

完井方式：主井眼AB下篩管、分支井眼裸眼。井身結(jié)構(gòu)如圖1。

圖1 井身結(jié)構(gòu)示意圖

2 多分支水平井鉆井技術(shù)難點(diǎn)

（1）二開?311.1 mm井眼定向段造斜點(diǎn)低，深部定向不易控制，自3 086 m開始定向造斜，由于井眼尺寸大，造斜段地層處于西山窯組（J2x），地質(zhì)預(yù)告含有灰色砂泥巖互層，內(nèi)夾煤線，地層軟硬交替，定向過程中，鉆時(shí)經(jīng)常由高鉆時(shí)突然變?yōu)榉趴?，易垮塌埋鉆具，需要頻繁活動鉆具，定向施工存在造斜率偏低，造斜率變化大等問題。

（2）對鉆井液性能要求高，二開?311.1 mm井眼，裸眼段長，鉆井液攜砂難度增大，井眼清洗困難，巖屑床不易破壞，致使摩阻因數(shù)增大；地層軟硬交替，灰色砂泥巖互層且內(nèi)夾煤線，因而鉆井液要求具有良好的攜巖、潤滑及防塌性。

（3）玉平8井設(shè)計(jì)靶前位移為270.36 m，設(shè)計(jì)剖面全角變化率7.8 （°）/30m，最高不允許超過10（°）/30m，要求軌跡平滑，嚴(yán)格控制造斜率，對鉆頭優(yōu)選、螺桿鉆具和鉆井參數(shù)選擇等需要逐步摸索，增加了施工難度。

（4）分支井眼與主井眼夾角大，連續(xù)扭方位作業(yè)井段長，對井下安全施工有很大影響。設(shè)計(jì)水平分支井段達(dá)到1 070 m，水平井段分支軌跡設(shè)計(jì)復(fù)雜；分支井眼穩(wěn)斜扭方位，和主井眼方位相比，方位變化達(dá)到±40°，偏離主井眼位移超過60 m，連續(xù)扭方位作業(yè)，增大了鉆進(jìn)時(shí)的摩阻和扭矩，三維空間井眼軌跡控制難度大。

（5）玉平8井三開水平段存在?215.9 mm主井眼和?200.0 mm分支井眼，較長的水平段和井眼軌跡的不規(guī)則變化影響主井眼重入。

3 鉆井技術(shù)措施

3.1 動力鉆具的選擇與鉆具組合優(yōu)選

根據(jù)分支井井身結(jié)構(gòu)特點(diǎn)優(yōu)選鉆具組合原則：增斜段需考慮?311.1 mm井眼造斜率低的特點(diǎn)，選用工具造斜能力略高、直徑和井眼尺寸匹配的動力鉆具，在滿足井眼軌跡控制的同時(shí)，避免出現(xiàn)較大狗腿度，確保井眼軌跡圓滑，降低摩阻和扭矩［2］。水平段鉆主支側(cè)鉆及分支穩(wěn)斜扭方位需要兼顧造斜率及井下安全，選用優(yōu)質(zhì)單彎螺桿，本體扶正器外徑減小1～2 mm，彎角到鉆頭距離比常規(guī)縮短0.2 m ， 穩(wěn)斜扭方位效果增強(qiáng)，螺桿鉆具長度縮短，減少測量盲區(qū)，配合高效能鉆頭，有利于精確控制分支井眼軌跡，確保主井眼和分支井眼順利鉆進(jìn)。

3.2 井眼清潔與安全鉆井

二開造斜段，考慮?311.1 mm井眼攜砂困難，使用較好的懸浮攜帶和抑制能力的聚磺鉆井液體系。增大循環(huán)排量，提高返速，確保井眼清潔，保證固控設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)正常，振動篩、除砂器運(yùn)轉(zhuǎn)率100%；離心機(jī)運(yùn)轉(zhuǎn)率大于60%，在井眼軌跡允許的條件下，盡量多轉(zhuǎn)動鉆具，破壞巖屑床，防止井下復(fù)雜［3］；三開水平段及分支段的關(guān)鍵問題是攜巖、潤滑及油層保護(hù)，采用乳化原油聚磺鉆井液，鉆進(jìn)過程中維護(hù)性能穩(wěn)定，同時(shí)確保井壁穩(wěn)定，加強(qiáng)固相控制，嚴(yán)格控制鉆井液密度，執(zhí)行短起下鉆和通井措施，破壞巖屑床，避免出現(xiàn)遇阻遇卡現(xiàn)象；鉆完分支后替入原油保護(hù)油層。

3.3 井眼軌跡控制技術(shù)

多分支水平井定向控制的主要參數(shù)包括：井斜角、方位角、垂深。主井眼定向段重點(diǎn)控制井斜，施工過程中要確保工具的造斜率能夠達(dá)到設(shè)計(jì)要求，使井眼軌跡在油層上部順利著陸［4］。水平主井眼及分支一般采用“單彎螺桿鉆具+MWD+伽馬”的地質(zhì)導(dǎo)向鉆具組合鉆進(jìn)，通過滑動鉆進(jìn)的方式實(shí)現(xiàn)增斜，降斜，復(fù)合鉆進(jìn)實(shí)現(xiàn)穩(wěn)斜，保證井眼軌跡始終處于油層的中上部，有效地提高了鉆井速度和軌跡控制精度。

隨著對空氣源熱泵熱水系統(tǒng)研究的深入，人們越來越意識到空氣源熱泵熱水系統(tǒng)是一種高效節(jié)能、綠色環(huán)保的裝置，空氣源熱泵熱水系統(tǒng)也受到越來越多的關(guān)注。介紹了空氣源熱泵熱水系統(tǒng)的工作原理、優(yōu)缺點(diǎn)以及常見的空氣源熱泵熱水系統(tǒng)形式，并從節(jié)能性、可行性和經(jīng)濟(jì)性、不同工況下的系統(tǒng)性能、系統(tǒng)結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)與優(yōu)化、系統(tǒng)制冷工質(zhì)的替代、系統(tǒng)的運(yùn)行控制方面對空氣源熱泵熱水系統(tǒng)的研究現(xiàn)狀進(jìn)行了總結(jié), 使人們對空氣源熱泵熱水系統(tǒng)有了一個(gè)相對全面的認(rèn)識和理解。此外, 在能源日益緊缺的今天,國家應(yīng)努力做好空氣源熱泵熱水系統(tǒng)的推廣和宣傳，努力推動空氣源熱泵熱水系統(tǒng)的更好更快發(fā)展，為創(chuàng)造性地實(shí)現(xiàn)我國“節(jié)能減排”的目標(biāo)探索道路。

（1）上直段螺桿復(fù)合鉆井技術(shù)。由于玉平8井靶前位移僅為270.36 m， ?311 mm井眼造斜率高達(dá)7.8 （°）/30m，為保證定向段造斜率滿足設(shè)計(jì)要求，必須控制好上直段井身軌跡，避免走正向位移，二開開始下入復(fù)合鉆具結(jié)構(gòu)：?311.2 mmPDC+?244 mm直螺桿 +?203 mmNDC+?311 mm 扶正器 +?203 mmDC+?177.8 mm DC+?127 mm WDP+?127 mm DP ，輕壓慢打，防斜打直效果明顯，在2 298～2 525 m時(shí)下入MWD儀器，按照施工措施扣井斜走反向位移。鉆至3 075 m提前下入MWD儀器復(fù)合鉆至造斜點(diǎn)深度，井斜控制在2°以內(nèi)，位移控制在20 m以內(nèi)，反向位移4.28 m。

（2）造斜段井眼軌跡控制技術(shù)。定向鉆具組合：?311.1 mm 鉆頭 +?197 mm 單彎螺桿（1.5～2.0°）+?203 mmMWD +?178 mmNDC+?127 mmWDP×7柱 +?127 mmDP18°斜坡。

采用1.5°?197 mm螺桿和MWD隨鉆跟蹤井眼軌跡，開始定向段由于地層原因造斜率偏低，現(xiàn)場施工人員及時(shí)更換更大角度螺桿，提高造斜率，滿足了設(shè)計(jì)要求后，換用小角度螺桿，按照地質(zhì)導(dǎo)向預(yù)告油層深度、采用滑動鉆進(jìn)和復(fù)合鉆進(jìn)。施工過程中，及時(shí)掌握下入井內(nèi)的工具控制軌跡能力，做到精確預(yù)測井底的軌跡，使實(shí)鉆井眼軌跡與設(shè)計(jì)井眼軌跡盡量接近，鉆進(jìn)至3 434.8 m，測深3 419.80 m，井斜81.57 °，垂深3 317.53 m，設(shè)計(jì)預(yù)計(jì)的標(biāo)志層未出現(xiàn)，及時(shí)采取措施，以82°左右穩(wěn)斜探油頂；穩(wěn)斜鉆至3 498 m，垂深3 327.82 m，錄井顯示進(jìn)入油層，繼續(xù)穩(wěn)斜鉆進(jìn)至3 515 m中完，著陸點(diǎn)垂深控制在進(jìn)入油層頂部2 m左右，下入技術(shù)套管，封隔油層以上地層。

4 施工工藝流程

玉平8井在每個(gè)主分支井眼內(nèi)采用了由近到遠(yuǎn)的前進(jìn)式鉆井方式，即鉆主井眼AC段—鉆CD分支—鉆主井眼CE段—鉆EF分支—鉆主井眼EG段—鉆GH分支—鉆主井眼GI段—鉆IJ分支。這種施工順序優(yōu)點(diǎn)：減少巖屑封堵主井眼的可能性；提高了順利下入防砂篩管的條件；最大限度減少井眼損失風(fēng)險(xiǎn)［5］。鉆完分支后，采用懸空側(cè)鉆主支井眼，要保證主支井眼始終在各分支井眼側(cè)下方，主支段井眼完成后，鉆具下鉆時(shí)依靠重力沿井眼低邊下行，確保后期起下鉆及下篩管能夠順利進(jìn)入主井眼。

4.1 主支側(cè)鉆點(diǎn)以上井眼準(zhǔn)備

（1）首先控制主支井段井眼平滑，鉆具上提下放摩阻較小。

（2） 側(cè)鉆的主井眼的方位變化與分支井眼方位相反。

（3）側(cè)鉆點(diǎn)以上3～5 m，主井眼的井斜應(yīng)是增斜井段，井斜略大于設(shè)計(jì)井斜1°左右。側(cè)鉆點(diǎn)以下的分支井段（200 mm）保持工具面45°滑動鉆進(jìn)5 m增斜扭方位，然后以工具面80°滑動扭方位鉆進(jìn)，滿足造斜率情況下，適當(dāng)復(fù)合鉆進(jìn)。

4.2 懸空側(cè)鉆主支井眼（?215.9 mm）控制方法

（1）首先控制主支AC段井眼平滑，鉆具上提下放摩阻較??； 控制主井眼的方位變化與分支井眼方位相反。側(cè)鉆點(diǎn)C以上3～5 m，主井眼的井斜應(yīng)是增斜井段，井斜略大于設(shè)計(jì)井斜1°左右。側(cè)鉆點(diǎn)C以下的分支井段（200 mm）保持工具面45°滑動鉆進(jìn)5 m增斜扭方位，然后以工具面80°滑動扭方位鉆進(jìn)CD分支，滿足造斜率情況下，適當(dāng)復(fù)合鉆進(jìn)，CD分支井眼完成后，用原油替換分支段鉆井液，保持分支井眼不被污染。

（2）起鉆換?215.9 mm鉆頭下入第1分支側(cè)鉆點(diǎn)C處，從C側(cè)鉆點(diǎn)處采用和鉆CD分支井眼相反的工具面懸空側(cè)鉆主支井眼，主支井眼鉆至第2分支側(cè)鉆點(diǎn)E時(shí)，起鉆換200 mm鉆頭增斜扭方位鉆第2分支段EF。EF分支井眼完成后，用原油替換分支段鉆井液。

（3）由于采用前進(jìn)式鉆進(jìn)方式，分支井眼完鉆后不需要再進(jìn)入，為了防止下鉆時(shí)鉆具再進(jìn)入分支井眼，必須合理優(yōu)化分支井眼與主井眼的相對位置［7］：開始鉆進(jìn)分支井眼必須保證螺桿工具的造斜率大于設(shè)計(jì)造斜率，略增井斜，然后全力扭方位，盡快離開主井眼。以保證分支井眼在主井眼的斜上方，即分支井眼窗口附近軌跡上翹，主井眼下傾，分支井眼與主支井眼之間快速形成夾壁墻，下鉆時(shí)鉆具在重力和自身剛性作用下沿主井眼方面順利進(jìn)入主井眼，有效預(yù)防再進(jìn)入已完鉆分支井眼。

懸空側(cè)鉆主井眼過程中，按照劃槽、造臺階和控制定向鉆進(jìn)速度3個(gè)步驟進(jìn)行主井眼的側(cè)鉆。這樣，在主井眼側(cè)鉆點(diǎn)處形成大小井眼交接臺階，可以實(shí)現(xiàn)主支、分支井眼的快速分離，快速形成夾壁墻，并且夾壁墻形狀不可形成單一的垂直方向，有效防止夾壁墻坍塌［8-9］。側(cè)鉆完每一段主支后，至少循環(huán)1周，然后起鉆至側(cè)鉆點(diǎn)以上2柱，再下鉆重入側(cè)鉆主支井眼，確保完鉆后篩管能順利下入主支井眼；重復(fù)上述步驟，完成其余分支井眼的作業(yè)。

5 現(xiàn)場應(yīng)用

（1）玉平8井鉆成一個(gè)主支井眼，4個(gè)分支井眼，主支井眼完鉆井深為3 875 m，儲層內(nèi)進(jìn)尺1 070 m （主井眼進(jìn)尺360 m，四分支井眼進(jìn)尺710 m）， 總進(jìn)尺4 585 m，創(chuàng)造了吐哈油田多分支水平井水平段最長記錄。

（2）玉平8井鉆穿油層千米以上，油層鉆遇率100%，油層裸露面積相當(dāng)于10口百米油層的直井。

（3）玉平8井初期日產(chǎn)液20.5 m3，日產(chǎn)油9.53 m3，含水率52.7%，在生產(chǎn)過程中產(chǎn)液量穩(wěn)定，含水率下降，月累計(jì)生產(chǎn)原油400 t。為周圍鄰井的3～5倍，增產(chǎn)效果顯著。

主井眼和分支井眼實(shí)鉆數(shù)據(jù)見表1。

表1 玉平8井主井眼和分支井眼實(shí)鉆數(shù)據(jù)

6 結(jié)論與認(rèn)識

（1）玉平8井是吐哈油田第1口分支水平井，其成功實(shí)施為開發(fā)稠油油藏積累了經(jīng)驗(yàn)，為稠油油藏的高效開發(fā)提供了強(qiáng)有力的技術(shù)支持。

（2）考慮大井眼井段造斜率低的特點(diǎn)，分支水平井靶前位移設(shè)計(jì)不宜太短，合適的井眼造斜率能保證井眼軌跡圓滑，降低摩阻，減少井下事故。

（3）采用主井眼重入和主井眼懸空側(cè)鉆技術(shù)，快速形成夾壁墻，是分支水平井施工的關(guān)鍵，確保了主井眼鉆具順利重入，起下鉆及下篩管未出現(xiàn)遇阻、坍塌現(xiàn)象。

（4）魚骨狀水平分支井技術(shù)需要鉆井、錄井和地質(zhì)導(dǎo)向等多部門協(xié)調(diào)配合，準(zhǔn)確預(yù)測儲層是發(fā)揮分支井技術(shù)優(yōu)勢的重要前提，應(yīng)用地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)是提高油層鉆遇率的有效方法。

［1］王來偉.分支井鉆井完井技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000.

［2］蘇義腦.水平井井眼軌道控制［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2000.

［3］張茂斌，曾文廣，李金其.塔河油田TK908DH分支井完井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2006，28（5）：13-15.

［4］張磊，王克雄，程娣，等. 高29 支平1 分支水平井鉆井技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2007，29（1）：7-11.

［5］劉暉.梁9平1水平井井眼軌跡控制技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2005，27（4）：25-28.

［6］王峰.側(cè)鉆雙分支水平井井眼軌跡控制［J］.石油鉆采工藝，2005，27（1）：6-8.

［7］王俊明，周明信，沙東，等.張海502FH大位移分支水平井鉆井技術(shù)［J］.石油鉆探技術(shù)，2007，35（5）：114-117.

［8］耿應(yīng)春，韓來聚，王愛國，等.勝利油田CB26B-ZP1魚骨狀水平分支井鉆井技術(shù) ［J］.石油鉆探技術(shù)，2007，35（5）： 52-54.

［9］王新，宋朝暉，李曉軍，等.新疆油田L(fēng)uHW301Z雙分支水平井鉆井技術(shù)［J］.石油鉆探技術(shù)，2009，37 （5）：118-120.

（修改稿收到日期 2013-06-12）

Application of multi-lateral horizontal well drilling technique on Well Yuping-8

ZENG Chuanyun1, TAN Yongzhi1, XU Hongguo1, LU Jianjiang1, ZOU Min1, ZHANG Bincheng2

（1. Directional Well Drilling Technology Service Company,Bohai Drilling and Exploration Company,Tianjin300280,China;2. Institute of Exploration and Development,Tuha Oilf i eld Company,Hami839009,China）

To improve the heavy oil recovery of Lukexin Oilf i eld and decrease the composite development cost by horizontal well,and to realize oilf i eld highly eff i cient and economical development, a multi-lateral horizontal well was deployed in Tuha fi eld, Well Yuping-8. During the drilling process of the well, some technical diff i culties were encountered, such as poor drillability of the formation,pending horizontal section sidetracking, original hole reentry, etc. Based on the analysis on the above diff i culties, some corresponding techniques were used, like power drilling tool optimization and horizontal section pending sidetrack technique, and some techniques were improved, like advance drilling method of lateral well and original hole reentry by lateral well hole. As a result, the drilling period was effectively shortened, and the drilling safety and rate were guaranteed. The smooth drilling of Well Yuping-8 supplies a novel method for enlarge area control of heavy oil formation by drilling multi-lateral horizontal wells and greatly increase oil rate and oil recovery.

heavy oil; multi-lateral horizontal well; pending sidetrack; drilling technique

曾傳云， 譚勇志，徐紅國，等. 多分支水平井鉆井技術(shù)在玉平8井的應(yīng)用［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（4）：22-25.

TE243

B

1000 – 7393（ 2013 ） 04 – 0022 – 04

曾傳云，1966年生。1989年畢業(yè)于西南石油學(xué)院鉆井工程專業(yè)，現(xiàn)從事水平井技術(shù)服務(wù)工作，高級工程師。電話：0317-2750830。E-mail：526221421@qq.com。

〔編輯

薛改珍〕