李洪斌 金廣富 杜新軍

1.中國(guó)石油遼河油田分公司 鉆采工藝研究院 （遼寧 盤錦 124010）

2.中國(guó)石油長(zhǎng)城鉆探公司 鉆井二公司 （遼寧 盤錦 124010）

魚骨水平井在高效開發(fā)邊臺(tái)潛山中的應(yīng)用

李洪斌1金廣富2杜新軍1

1.中國(guó)石油遼河油田分公司 鉆采工藝研究院 （遼寧 盤錦 124010）

2.中國(guó)石油長(zhǎng)城鉆探公司 鉆井二公司 （遼寧 盤錦 124010）

邊臺(tái)潛山屬于低孔低滲透的裂縫性油氣藏，并且在縱向上的層位厚度不均，裂縫發(fā)育差，屬于難動(dòng)用油藏。通過應(yīng)用多分支魚骨水平井技術(shù)，明顯提高了開發(fā)效果。以一口上下雙層分支、每分支帶魚骨的井為例，系統(tǒng)論述了魚骨水平井設(shè)計(jì)依據(jù)，施工關(guān)鍵技術(shù)及開發(fā)效果，為今后開發(fā)此類難動(dòng)用油氣藏提供了借鑒。

低孔低滲 魚骨水平井 懸空側(cè)鉆 管柱重入

邊臺(tái)潛山的主要地質(zhì)特征

邊臺(tái)潛山地理位置位于遼寧省沈陽市于洪區(qū)。邊臺(tái)潛山是一個(gè)在基巖斜坡上形成的斷塊山，總體形態(tài)上呈東高西低、北高南低的走勢(shì)。在古潛山兩側(cè)發(fā)育有兩條北東向逆斷層，作為古潛山邊界控制著其形成和發(fā)展[1]。

邊臺(tái)潛山鉆井主要揭露地層，自下而上為太古界、下第三系沙河街組沙四段、沙三段、沙一段、東營(yíng)組、上第三系和第四系地層，其中太古界為主要目的層。

邊臺(tái)古潛山油氣儲(chǔ)集巖主要以混合花崗巖為主，占85%以上，這類巖石的特點(diǎn)是混合巖化最為強(qiáng)烈，巖性與火山巖中的花崗巖相似，暗色礦物較少[2]。此外還有黑云母斜長(zhǎng)片麻巖和少量的斜長(zhǎng)角閃巖及晚期輝綠巖巖脈。

邊臺(tái)潛山屬于裂縫性儲(chǔ)集層，孔隙度和滲透率是由其基質(zhì)和裂縫兩部分共同決定，孔隙度平均為3.5%，總孔隙度約為3.97%[3]，滲透率平均為4.87×10-3μm2，按照分類屬于低孔低滲透儲(chǔ)集層[4]。

邊臺(tái)潛山油藏原油性質(zhì)屬于高凝油，地面平均原油密度 0.85g/cm3,黏度 8.227mPa·s(100℃)，凝固點(diǎn)46.2℃，含蠟量32.97%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量13.0%。

太古界潛山面最淺埋深1 100m，出油底界深度2 440m，在斷裂交匯處潛山山頭裂縫較發(fā)育，油層厚度大，一般在200～300m，由東高部位向西低部位，裂縫發(fā)育程度逐漸變差，油層厚度逐漸變薄，區(qū)塊邊部受逆斷層擠壓影響，裂縫發(fā)育程度較差?；鶐r油氣藏中的油氣來自不整合之上的沉積巖系烴原巖，是以不整合面或者是斷層作為油氣的運(yùn)移通道。圖1是部署邊臺(tái)-H3Z井的地震剖面圖。

圖1 邊臺(tái)H-3Z井地震剖面

應(yīng)用魚骨水平井開發(fā)邊臺(tái)潛山的原因及技術(shù)難點(diǎn)

1 選擇魚骨井開發(fā)的原因

邊臺(tái)潛山儲(chǔ)層受低孔低滲的影響，自發(fā)現(xiàn)以來，一直處于試采階段，直井平均單井日產(chǎn)油不足5t，采油速度只有0.42%，采出程度5.3%，區(qū)塊開發(fā)效果極差。為扭轉(zhuǎn)低效開發(fā)的局面，采用魚骨分支水平井開發(fā)該區(qū)塊具有極其重要的意義，原因主要是：

（1）邊臺(tái)潛山油藏主要受沙四伸展構(gòu)造控制的3組構(gòu)造裂縫，油藏整體上表現(xiàn)為低孔低滲，采用直井或者普通水平井驅(qū)油能力差且產(chǎn)能低，應(yīng)用魚骨分支水平井可以極大地提高裂縫的鉆遇率，提高產(chǎn)能[5]。

（2）邊臺(tái)潛山在縱向上有多個(gè)層位，油層厚度不均勻，裂縫發(fā)育的長(zhǎng)度變短，可以利用魚骨水平井在縱向上進(jìn)行開采，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層管網(wǎng)式開采。

根據(jù)邊臺(tái)潛山油藏儲(chǔ)集層低孔低滲同時(shí)縱向上油層厚度不均的特點(diǎn)，利用多分支魚骨水平井對(duì)其開發(fā)，從而盤活了低品位儲(chǔ)量資源。

2 多分支魚骨水平井技術(shù)難點(diǎn)

邊臺(tái)-H3Z井目前為中石油設(shè)計(jì)的第一口雙層分支魚骨水平井。它采用上下平行雙層水平段結(jié)構(gòu)，在縱向上動(dòng)用目標(biāo)區(qū)2個(gè)主力層，采用水平井和多個(gè)魚刺在平面上提高低滲油藏微裂縫鉆遇率，增加油井泄油面積，提高油井產(chǎn)能，從而實(shí)現(xiàn)低滲潛山油藏高效開發(fā)。由于此類井在國(guó)內(nèi)尚屬首例，因此在設(shè)計(jì)和施工過程中主要存在以下難點(diǎn)：①邊臺(tái)-H3Z井是一口潛山層開窗的多層次分支井，在國(guó)內(nèi)屬于第一口，無借鑒資料參考；②第2主分支要在第1主分支上開窗側(cè)鉆，而且要封潛山，開窗點(diǎn)設(shè)計(jì)復(fù)雜；③主分支與魚刺分支之間存在懸空側(cè)鉆的難題；④井深較大、結(jié)構(gòu)復(fù)雜、井眼軌跡設(shè)計(jì)的平滑度和精確度難控制；⑤該井的魚刺分支側(cè)鉆順序是由近到遠(yuǎn)，管柱重入主井眼的難度較大。

工程方案和難點(diǎn)解決辦法

1 井身結(jié)構(gòu)

邊臺(tái)-H3Z井一開，使用Φ444.5mm牙輪鉆頭鉆至 233m ，下入 Φ339.7mm×J55×9.65mm×232m，固井水泥返到地面。

二開使用Φ311.1mm牙輪鉆頭，在1 708.45m處開始造斜鉆至 2 285m， 下入 Φ244.5mm×N80×11.99mm×2 280m，固井水泥上返到地面。

三開Z1主眼使用Φ215.9mm鉆頭鉆至3 248m,下入 Φ 139.7mm×P110×9.17mm 篩 管,篩管下深3 247m,懸掛器位置為2 214.94m。Z1主分支井眼水平段上鉆6個(gè)魚刺井眼，使用Φ200mm鉆頭，魚刺裸眼完井。Z2主分支井眼在主眼技套1 798m處開窗點(diǎn)使用Φ215.9mm鉆頭鉆至3 110m，下入Φ139.7mm×P110×9.17mm篩管，篩管下深3 109m。其水平段5個(gè)魚刺井眼使用Φ200mm鉆頭鉆進(jìn)，裸眼完井。

2 第2分支開窗側(cè)鉆采取的措施

該井第2分支主眼設(shè)計(jì)為復(fù)雜的雙駝峰式井身軌跡，最大井斜為100°。采用變曲率分次定向技術(shù)保證了井眼軌跡圓滑。同時(shí)在造斜過程中，及時(shí)做好井底軌跡預(yù)測(cè)。以實(shí)現(xiàn)入靶點(diǎn)“軟著陸”為目標(biāo)進(jìn)行待鉆井眼設(shè)計(jì)，確保準(zhǔn)確入靶。

由于第2分支在潛山層位主井眼套管上開窗，并且套管壁厚為11.99mm，因此施工難度很大，采取以下措施：

（1）開窗前提供技術(shù)套管的磁定位數(shù)據(jù)，校準(zhǔn)接箍位置；選擇地層穩(wěn)定性好的井段開窗。開窗前調(diào)整好泥漿黏度。根據(jù)電測(cè)磁性定位曲線在井深1 802.68m處確定最佳開窗點(diǎn)，采用開窗銑錐帶加重鉆桿的施工工藝。

（2）利用Φ218mm平底磨鞋+Φ218mm通徑規(guī)+Φ177.8mm鉆鋌4根+送入鉆具在開窗位置段，轉(zhuǎn)動(dòng)轉(zhuǎn)盤，開泵循環(huán)，清除井內(nèi)套管壁上的水泥。套管內(nèi)通井后，在主井眼1 872.42m處下入水泥盲管封隔器、導(dǎo)斜器。利用陀螺定向確定工具高邊。導(dǎo)斜器下鉆過程中，注意控制下鉆速度，嚴(yán)格按照技術(shù)操作規(guī)程作業(yè)。

（3）開窗過程中,先小鉆壓,低轉(zhuǎn)速,開出套管后,逐漸提高轉(zhuǎn)速,加大鉆壓；修窗時(shí)小鉆壓，高轉(zhuǎn)速，達(dá)到上提下放無阻卡為止，起鉆前充分循環(huán),使細(xì)鐵屑返出。

3 懸空側(cè)鉆的解決方案[6-8]

該項(xiàng)技術(shù)是保證魚骨水平井設(shè)計(jì)實(shí)現(xiàn)的關(guān)鍵技術(shù)，它保證下鉆和下篩管過程中，在每個(gè)分支處各種管柱準(zhǔn)確進(jìn)入主井眼而不是分支井眼。懸空側(cè)鉆過程中不進(jìn)行填井打水泥塞作業(yè)就在原井眼上直接鉆出新井眼，送鉆過程中鉆壓一定要均勻，防止因加壓不均造成反扭角忽大忽小，工具面不穩(wěn)定而導(dǎo)致鉆頭順著老井眼下滑，進(jìn)而提高側(cè)鉆效果。

水平段內(nèi)懸空側(cè)鉆是在鉆頭前無任何阻擋的情況下，依靠單彎螺桿鉆具具有的側(cè)向力，控制與正常鉆進(jìn)要慢幾倍的鉆速，由鉆頭反復(fù)定向切削井壁實(shí)現(xiàn)側(cè)鉆井眼逐步偏離原井眼，達(dá)到側(cè)鉆成新井眼的目的。按照分支自然順序施工，采用Φ215.9 mm主井眼+Φ200 mm分支井眼這種復(fù)合井眼側(cè)鉆技術(shù)，在不影響開發(fā)效果的前提下成功解決懸空側(cè)鉆的難題。

復(fù)合井眼側(cè)鉆技術(shù)是在分支自然順序施工中，首先選用Φ215.9 mm鉆頭鉆至分支點(diǎn)，然后選用Φ200 mm鉆頭鉆分支井眼，待分支井眼完成后，再選用Φ215.9 mm鉆頭進(jìn)行分支側(cè)鉆主井眼。這樣，在分支側(cè)鉆點(diǎn)處形成大小井眼交界臺(tái)階，可以實(shí)現(xiàn)加壓側(cè)鉆，完全解決了懸空側(cè)鉆的難題，大幅度地提高了側(cè)鉆效率。

4 多分支魚骨水平井的重入技術(shù)[8]

為了解決在換鉆頭或起下鉆的時(shí)能夠保證鉆頭順利地進(jìn)入分支井眼鉆進(jìn)以及后期完井管柱準(zhǔn)確進(jìn)入主井眼而不是魚刺井眼，邊臺(tái)-H3Z井三開主井眼采用215.9mm的鉆頭鉆進(jìn)，主井眼管柱重入技術(shù)是根據(jù)水平井管柱在井眼內(nèi)的受力特點(diǎn)應(yīng)用低邊側(cè)鉆進(jìn)行軌跡控制，管柱下入時(shí)依靠重力只沿井眼低邊前進(jìn)，實(shí)現(xiàn)主井眼管柱重入。而各個(gè)魚刺井眼采用Φ200mm鉆頭由近到遠(yuǎn)分支自然施工順序進(jìn)行鉆進(jìn)，從而很好地實(shí)現(xiàn)分支主井眼管柱重入。

該井主井眼用Φ215.9mm側(cè)鉆時(shí)，采用降斜與變方位同時(shí)進(jìn)行，避免全力降井斜造成軌跡超出2m×4m窗體控制范圍，同時(shí)也降低了造斜率，防止軌跡大幅度波動(dòng)，提高軌跡圓滑度，減小摩阻。

邊臺(tái)-H3Z井實(shí)施效果和取得的成果

邊臺(tái)-H3Z井于2008年1月26日開鉆，2008年7月28日順利完井，建井周期183d。2個(gè)主眼完鉆井深分別為3 248m和3 110m，全井總進(jìn)尺6 658m。該井在2個(gè)水平主眼內(nèi)共鉆成11個(gè)魚刺井眼，施工工藝為全國(guó)首創(chuàng)；產(chǎn)層水平段總進(jìn)尺4 885m，為全國(guó)第一；第2個(gè)主眼的第2魚刺單支進(jìn)尺224m，創(chuàng)當(dāng)時(shí)全國(guó)最長(zhǎng)紀(jì)錄[9]。

2008年8月7日13：00該井投產(chǎn)，采用50m3電泵，泵掛1 750m生產(chǎn)，初期日產(chǎn)液43.8t，含水100%，8月27日日產(chǎn)液56.4t，日產(chǎn)油18.6t，含水67%，從投產(chǎn)之日開始監(jiān)測(cè)動(dòng)液面，連續(xù)4d測(cè)試動(dòng)液面都在620m左右，顯示地層能量較充足，具體情況見圖2。平均日產(chǎn)原油46.4t，最高峰每天日產(chǎn)原油 64.15t，截止 2009年 3月 10日已累計(jì)產(chǎn)油9 980t。

圖2 邊臺(tái)-H3Z井生產(chǎn)曲線

為了認(rèn)識(shí)2個(gè)分支產(chǎn)能、壓力等資料，分支井眼完鉆前后，分別進(jìn)行了2次地層測(cè)試。

2008年5月14日完鉆第1分支后進(jìn)行中途測(cè)試，測(cè)試井段3 247.43～2 280.29m。測(cè)試結(jié)果如表1。

2008年7月15日完鉆第2分支后進(jìn)行，對(duì)第2分支進(jìn)行地層測(cè)試，測(cè)試井段1 847.51-3 091.88m，測(cè)試結(jié)果如表2。

圖3是邊臺(tái)-H3Z及周圍油井產(chǎn)量的一個(gè)對(duì)比圖，從圖中可以明顯看出多分支魚骨水平井日產(chǎn)量明顯高于普通定向井和水平井，對(duì)于高效開發(fā)邊臺(tái)潛山具有明顯的優(yōu)勢(shì)。

表1 邊臺(tái)-H3Z井第1分支測(cè)試參數(shù)表

表2 邊臺(tái)-H3Z井第2分支測(cè)試參數(shù)表

結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）邊臺(tái)潛山屬于不整合油氣藏，縱向上具有油層厚度不均，裂縫發(fā)育差，整體上表現(xiàn)為低孔低滲的難動(dòng)用儲(chǔ)集層；

（2）多分支魚骨水平井的應(yīng)用，提高了裂縫鉆遇率，同時(shí)可以開采多個(gè)層位，減少鉆井成本的同時(shí)增加了泄油面積，對(duì)于邊臺(tái)潛山高效開發(fā)起到了決定性的作用；

（3）針對(duì)邊臺(tái)-H3Z井尚屬國(guó)內(nèi)第1口雙主眼魚骨水平井，而且需要在潛山層開窗增加了設(shè)計(jì)及施工的難度，通過井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化及關(guān)鍵技術(shù)研究攻克了難關(guān)；

圖3 邊臺(tái)-H3Z及周圍油井產(chǎn)量柱狀圖

（4）邊臺(tái)-H3Z井投產(chǎn)后日產(chǎn)液高達(dá)60t以上，平均日產(chǎn)原油46t，是邊臺(tái)地區(qū)普通水平井產(chǎn)量的8倍左右。盤活了難動(dòng)用儲(chǔ)量資源，為邊臺(tái)油區(qū)開發(fā)打開了新局面，同時(shí)也使品味差難動(dòng)用的儲(chǔ)層具有了良好的開發(fā)前景。

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Bian Tai Qian Shan belongs to the fractural hydrocarbon reservoir with lower porosity and low permeability.In vertical dimension,the thickness of its reservoir rock is uneven,and the development of its fracture is very poor.So it is the reservoir rock difficult to open up.Through the use of technology about fishbone horizontal well with multiple branches,the developing effect has been improved greatly.In this paper,one well with branches of up and down layers is taken as an example,each branch of which has the fishbone.The paper systematically explains the design basis,the key techniques of construction,and the developing effect of fishbone horizontal wells,and provides some references for the development of this similar kind of hydrocarbon reservoir.

low porosity and low permeability;fishbone horizontal well;hanging lateral drilling;pipe spring reentry

李洪斌（1982-），助理工程師，主要從事鉆井工程設(shè)計(jì)與科研工作。

尉立崗

2010-11-09