程元林 韋海防 吳學升 杜松濤 謝新剛

（1.川慶鉆探鉆采工程技術研究院長慶分院·低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；2.長慶油田公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018）

蘇里格氣田為典型低滲氣藏，發(fā)育著多套氣層、含氣層，主要儲層包括上古生界的石盒子組、山西組及下古生界的馬家溝組，總體上看儲層物性較差，非均質(zhì)性較強。T7-14-18H 井是在蘇里格氣田部署完成的第1 口先導性雙分支試驗水平井（雙層開發(fā)），位于內(nèi)蒙古自治區(qū)烏審旗桃7 區(qū)塊，目的層為盒7、盒8 上下2 個氣層，目的層底部構造形態(tài)為一由東北向西南傾斜的單斜，坡降大致為3～10 m/km。桃7區(qū)塊盒7 段儲層物性好，砂體較穩(wěn)定，孔隙度高，且無含水跡象，儲層比較發(fā)育，部分井高孔儲層段具有一定自然產(chǎn)能的條件，盒8 段儲層非均質(zhì)性強、縱橫向變化復雜。目的層位盒7 與盒8 層間距53 m，間隔較大，適合疊式水平井。

T7-14-18H 井主井眼目的層為盒8 段，水平段長度765 m，盒7 分支井段完鉆井深4 242 m，水平段長度762 m，全井鉆井周期146.3 d。主井眼及分支井眼實現(xiàn)裸眼+封隔器分段壓裂改造，最終實現(xiàn)合采，是蘇里格氣田完成的第1 口雙分支水平井，也是長慶油田第1 口完井級別達到TAML3 級的分支井，該井試采無阻流量達到同區(qū)塊常規(guī)水平井平均產(chǎn)量的3倍，達到試驗開發(fā)目的，初步探索出了一套符合蘇里格氣田開發(fā)需要的分支水平井鉆完井配套技術。

1 技術難點

（1）T7-14-18H 主井眼和分支井眼均要求實現(xiàn)裸眼分段壓裂增產(chǎn)改造，存在較大施工風險和難度。

（2）分支井眼開窗點受限。受地層特性及地質(zhì)目標的限制，開窗點只能選在石千峰層，該層有大段的硬脆性泥頁巖，鉆進時易出現(xiàn)垮塌、掉塊、造漿、鉆頭泥包等現(xiàn)象。

（3）對鉆井液性能要求較高。分支井眼斜井段未下技術套管，斜井段與水平段同為?152.4 mm 裸眼井段，需要解決井壁穩(wěn)定性、儲層保護、減阻潤滑等技術難題。

（4） 工具下入困難。在完井及增產(chǎn)改造過程中長分支裸眼井眼存在改造工具下入難的問題。

2 井身結構優(yōu)選

根據(jù)蘇里格氣田上古生界石盒子儲藏地質(zhì)特點及該區(qū)塊水平井成功開發(fā)的經(jīng)驗，綜合考慮改造需要及施工成本，論證并優(yōu)選出適合蘇里格氣田經(jīng)濟高效開發(fā)模式的分支水平井井身結構［1-3］：主井眼一開采用?346 mm 鉆頭表層鉆進，二開采用?241.3 mm 鉆頭鉆至造斜點即石千峰地層頂部換?215.9 mm 鉆頭定向，入窗后下?177.8 mm 技術套管，水平段采用?152.4 mm 鉆頭完成。分支井眼在主井眼?177.8 mm套管內(nèi)開窗側(cè)鉆，?152.4 mm鉆頭完成分支斜井段及水平段，裸眼完鉆。T7-14-18H 井井身結構數(shù)據(jù)見表1。

表1 T7-14-18H 井身結構設計數(shù)據(jù)（分層合采）

3 鉆完井關鍵技術

3.1 T7-14-18H 雙分支水平井施工工序

（1）設計工序［2］。主井眼完鉆→下分段壓裂管柱（不壓裂）→下斜向器及開窗→鉆支井眼→回收斜向器→下支井眼分段壓裂管柱（使用HOOK 壁鉤式懸掛器系統(tǒng)，彎引鞋引導重入）→分別對支井眼、主井眼進行壓裂（異徑選擇重入）、排液、測試→合層生產(chǎn)。

（2）實際施工［4-7］。由于現(xiàn)場施工過程中分支井眼第1 次開窗側(cè)鉆失敗，處理時間較長，后回收斜向器時擋屑膠杯落井，為避免再次發(fā)生復雜、避免分支井眼施工污染主井眼，故對設計方案進行了合理調(diào)整，以減小施工風險，即主井眼完成壓裂改造后再實施分支井眼，同時取消了HOOK 懸掛器，現(xiàn)場實際施工工序為：主井眼完鉆后→下入分段壓裂管柱→完成主井眼分段壓裂施工（排液、測試）→下封隔器封主井眼、下斜向器開窗→鉆支井眼→下入支井眼分段壓裂管柱（斜向器引導重入）→完成支井眼分段壓裂施工（排液、測試）→撈斜向器→合層生產(chǎn)。

3.2 關鍵技術及措施

3.2.1 剖面優(yōu)化 T7-14-18H 井主井眼斜井段采用 “微增—穩(wěn)—增”剖面結構，分支井側(cè)鉆點設計選在3 030 m，井斜接近30°，要求在井深3 000～ 3 080 m 井段穩(wěn)斜，因此3 000 m 以上斜井段平均造斜率不能高于3.3 （°）/30 m 微增，在3 080 m 以后表至入窗斜井段平均造斜率保持4 （°）/30 m 以上增斜，即可滿足支井眼開窗點要求，又可為入窗探頂過程留有較大的調(diào)整余地；分支井眼在開窗成功后，前10 m 需全力增斜保證脫離主井眼，設計造斜率7.5 （°）/30 m。剖面設計數(shù)據(jù)見表2、表3。

3.2.2 ?215.9 mm 斜井段施工

（1）?215.9 mm 鉆具組合。?215.9 mmPDC+?172 mm 馬達（1.25°）+631×460 接頭+461×460Float SUB+?168 mmMWD-SUB+?168 mmNMDC+461×410 接頭+?127 mm 無磁鉆桿+?127 mm 鉆桿+?127 mm無磁鉆桿 +?127 mm 鉆桿。

表2 T7-14-18H 井主井眼井身剖面設計數(shù)據(jù)

表3 T7-14-18H 井分支井眼井身剖面設計數(shù)據(jù)

（2）鉆井參數(shù)及鉆井液體系。鉆壓80～180 kN，轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速35～55 r/min，排量37 L/s，泵壓20～21 MPa。鉆井液采用氨基聚醇體系，3 190 m 前密度為1.07～1.17 g/cm3，3 190 m 后密度1.22～1.25 g/cm3。

（3）應對大范圍目的層調(diào)整的軌跡控制技術。T7-14-18H 井盒7 層位標志不明顯，與附近鄰井伽馬曲線對照性差，已鉆至井深3 330 m，垂深3 220 m，井斜62°時，地質(zhì)對比判斷盒7 地層較設計滯后，預告下部的盒8 層位垂深比設計滯后20 m，實際情況是直至鉆至井深3 420 m， 垂深3 250 m，井斜76.4°時，發(fā)現(xiàn)盒8 地層沒有滯后，而是比設計提前10 m且已經(jīng)鉆達該層位，要求全力增斜至90°，給施工帶來一定困難。

由于前期軌跡調(diào)整過程中給軌跡調(diào)整預留了充分空間，計算出若全力增斜，鉆具造斜率≥8 （°）/30 m，可滿足目的層在滯后20 m 到提前5～10 m 情況下鉆具造斜力均能滿足安全入窗著陸，最后在目的層提前10 m 情況下，使用PDC 鉆頭全力增斜，控制造斜率在7.5 （°）/30 m 左右鉆進了40 m，實現(xiàn)順利入窗，軌跡平滑，下套管非常順利。

3.2.3 ?152.4 mm 分支井眼施工

（1）側(cè)鉆點選擇。T7-14-18H 井側(cè)鉆點位置第1 次井深3 030 m，垂深3 010 m，井斜29.7°位置，石盒子頂部；第2 次井深3 004 m，垂深2 993 m，井斜29.7°，石千峰底部。

（2）井深支井眼施工。主井眼完鉆后下入裸眼分段壓裂完井管串，然后在?177.8 mm 套管內(nèi)下入可回收斜向器開窗側(cè)鉆，分支井眼現(xiàn)場施工時第1 次開窗側(cè)鉆未能成功分離，在回收斜向器時斜向器擋屑皮碗落井，為避免后繼施工發(fā)生落物或泥沙、鉆屑掉入主井眼導致后期無法對主井眼分段壓裂，對設計方案進行了合理調(diào)整，調(diào)整后先完成主井眼壓裂改造后再實施分支井眼，同時取消了壁鉤式懸掛器。

①開窗鉆具組合。定位插入密封接頭×0.36 m+鉆桿短節(jié)×3.06 m+?88.9 mm 加重鉆桿×9.23 m+鉆桿短節(jié)×1.98 m+配合接頭×0.32 m+可回收式錨定器×0.98 m+擋屑器×0.62 m+剪切型接頭×0.82 m+擋屑器×0.62 m+?149 mm 可回收式斜向器×0.45 m+?152.4 mm G2 套管開窗磨鞋×1.68 m+?152.4 mm 底部西瓜銑×1.68 m+柔性短接×2.00 m+?153.89 mm 頂部西瓜銑×1.68 m+ ?88.9 mm 加重鉆桿×9.30 m+ MWD 儀器+?101.6 mm 加重鉆桿×10 柱+?101.6 mm 鉆桿。

②第1 次開窗施工。斜向器與開窗、修窗通過銅銷釘連接整體1 次入井，斜向器坐封后剪斷銷釘即開始開窗作業(yè)，開窗位置3 037 m，為能夠直接下入旋轉(zhuǎn)導向工具進行軌跡控制，準備打出足夠的口袋（14 m）以保證旋轉(zhuǎn)導向工具全部進入裸眼地層，故采用常規(guī)微增斜鉆具組合（?152.4 mm 鉆頭+?146 mm 扶正器）進行鉆進作業(yè)至3 053 m，換旋轉(zhuǎn)導向鉆具鉆至約3 065 m 處發(fā)現(xiàn)有鐵屑返出，且測出井斜為28.6°小于主井眼該處29.7°，判斷鉆頭碰套管，新井眼未能與主井眼成功分離，第1次側(cè)鉆失敗。分析失敗原因：一是出窗口14 m 井段沒有全力增斜或鉆具增斜力不夠?qū)е禄卦?；二是開窗銑錐掉塊卡在扶正器與套管之間，磨損套管。決定回收斜向器調(diào)整開窗點位置重新側(cè)鉆。

③第2 次開窗施工。在第1 次側(cè)鉆失敗后起出斜向器過程中發(fā)現(xiàn)斜向器下部擋屑皮碗損壞，部分膠皮掉入井內(nèi)，開始沖洗打撈作業(yè)，直到打撈出絕大部分膠皮，使用?44.45 mm 連續(xù)油管能順利下探到主井眼?50.8 mm 投球滑套前，完成沖洗打撈作業(yè)。

調(diào)整方案，先行對主井眼分段壓裂改造，改造完成后，采用封隔器+斜向器對主井眼進行保護，封隔器把主井眼與分支井眼完全隔離開，再進行第2 次分支井眼開窗及鉆進。

第2 次開窗側(cè)鉆時1 次入井封隔器+斜向器+開窗磨銑工具，下入位置為3 004 m，成功順次坐封封隔器、斜向器錨定裝置、剪短連接銷釘后成功開窗。

開窗鉆具組合（含封隔器）。定位插入接頭+ 配長短鉆桿+ Y111 封隔器+ 配長短鉆桿+轉(zhuǎn)換接頭+可回收式機械錨定器+剪切型接頭+可回收式斜向器+套管開窗磨鞋+底部西瓜銑+撓性短接+頂部西瓜銑+底部斷電短節(jié)+OnTrak MWD+模塊扶正器+BCPM+頂部斷電短節(jié)+配合接頭+加重桿30 根+鉆桿。

④?152.4 mm 斜井段及水平段施工。為了有效進行井眼分離和保護旋轉(zhuǎn)導向工具，開窗結束后（口袋長3 m）使用了?152.4 mm 牙輪+單彎馬達鉆具進行滑動定向側(cè)鉆作業(yè)，前15 m 全力增斜，成功實現(xiàn)了井眼分離。

?152.4 mm 分支井眼斜井段及水平段鉆進過程中斜向器引導鉆具重入。斜井段與水平段均使用?152.4 mm 鉆頭施工，裸眼完鉆，考慮到斜井段不下技術套管摩阻、扭矩較大，施工風險較大，同時支井眼目的層盒7 段很薄，靶區(qū)垂深調(diào)整范圍為上下1 m，因此使用了AutoTrak（旋轉(zhuǎn)導向）+AutoTrak（隨鉆測井）工具，大幅降低了施工中的摩阻扭矩，采用OnTrak（隨鉆電阻率、隨鉆伽馬）進行地質(zhì)導向，通過成像伽馬中的上、下伽馬曲線變化情況可以知道鉆頭在地層中的位置變化，大大提高了儲層鉆遇率，該井段總進尺1 238 m，水平段長762 m（其中4 030～4 070 m和4 238～4 242 m為泥巖），有效水平段長達到718 m，水平段有效氣層鉆遇率達到94.22%。

?152.4 mm 分支井段鉆具組合：?152.4 mmPDC鉆頭+?120.6 mmAutoTrak+?149 mm 模塊扶正器+?120.6 mmOnTrak MWD +?120.6 mmBCPM（雙向通信短接）+?120.6 mm 頂部斷電短節(jié)+?144.5 mm 鉆柱扶正器+ ?88.9 mm 無磁抗壓縮鉆桿×2 根+?120.6 mm 浮閥接頭 +?101.6 mm 加重鉆桿×27 根+?101.6 mm 鉆桿

鉆進參數(shù)：鉆壓30～60 kN，排量18 L/s，頂驅(qū)轉(zhuǎn)速80～110 r/min，鉆頭轉(zhuǎn)速80～110 r/min。

4 鉆井液技術

4.1 技術難點

蘇里格桃7 井區(qū)多段地層易出現(xiàn)縮、卡、垮塌等復雜，存在以下技術難題：表層井段黃土層存在垮塌及漏失；劉家溝組易發(fā)生滲透性和壓差性漏失；雙石層有大段的硬脆性泥頁巖，鉆進時易出現(xiàn)垮塌、掉塊、造漿、鉆頭泥包等現(xiàn)象；大斜度井段，入窗前位置存在多個砂泥巖互層，增加了鉆井液的防塌難度。

分支井眼全井段（斜井段+水平段）采用?152.4 mm 鉆頭鉆進，斜井段及水平段需使用同一套鉆井液體系，裸眼井段長且儲層保護問題突出，T7-14-18H分支井眼裸眼段長1 238 m，其中水平段長762 m。

4.2 技術措施［8-10］

4.2.1 一開 上部地層采用低固相聚合物鉆井液體系，重點預防流沙層垮塌以及黃土層漏失，要求在鉆進過程中適當控制鉆速，平穩(wěn)操作，起鉆連續(xù)灌鉆井液等。

4.2.2 二開 二開直井段應用無固相聚合物鉆井液體系克服延安組，延長組地層中砂泥巖混層吸水膨脹造成的縮徑遇阻、遇卡等復雜；預防延長組、劉家溝組發(fā)生地層漏失，直羅組的坍塌，達到抑制泥巖造漿，井眼凈化的目的。

斜井段使用胺基聚合物鉆井液體系。鉆進中堅持以防塌為重點，通過力學手段和化學手段以及配合工程措施共同解決坍塌問題，兼顧預防砂泥巖混層吸水膨脹及泥巖造漿造成的各種復雜情況，提高斜井段的井眼凈化，增加潤滑能力，降低摩阻、預防卡鉆等。

4.2.3 三開主水平段 主水平段面對長裸眼、長時間浸泡的井壁穩(wěn)定、水平井段的潤滑降摩阻、防卡、井眼凈化等問題，采用無土相低傷害暫堵鉆井液體系，同時達到儲層保護的目的。

4.2.4 三開分支井眼 分支井眼使用新研發(fā)的有機—無機鹽低傷害鉆井（完井）液體系，保持了斜井段的井壁穩(wěn)定，在著重解決好防塌、潤滑防卡、井眼凈化等難題的同時，達到了對儲層保護的目的。

5 完井工藝

5.1 完井方式選擇

（1）該井目的層盒7 段、盒8 段儲層物性好，砂體較穩(wěn)定，孔隙度高，且無含水跡象，適合裸眼完鉆。

（2）氣井水平井不需考慮后期修井作業(yè)等問題，不需下入套管固井，可簡化工藝，降低完井難度。

（3）蘇里格氣田屬于“三低”氣田，儲層物性較差，非均質(zhì)性較強，必須進行增產(chǎn)改造才能達到預期開發(fā)效果，降低綜合開發(fā)成本。

5.2 完井方式

T7-14-18H 井采用裸眼+分段壓裂方式完井，即兩分支井眼水平段均采用裸眼完井，下入裸眼封隔分段壓裂工具管串進行分段壓裂增產(chǎn)改造，完井管串不回收，具體施工如下：

（1）主井眼：?152.4 mm 水平段長765 m，裸眼完井，下裸眼分隔器分段壓裂改造。完井管串：?114.3 mm 引鞋＋?88.9 mm 短套管1 根+?114.3 mm 坐封球座+?88.9 mm 套管+壓差滑套+?88.9 mm 套管＋四段壓裂（封隔器6 個＋投球滑套3 個）＋?88.9 mm 套管＋?88.9 mm 配長套管+封隔器（套管鞋附近）＋密封筒+?114.3 mm×?177.8 mm 懸掛封隔器器（帶回接筒）+?101.4 mm 鉆桿。懸掛器位置：回接筒位于分支井眼開窗點以下30 m，設計為3 060m。

（2）分支井眼：斜井段+水平段均采用?152.4 mm 裸眼完井（水平段長762 m），下裸眼分段壓裂工具分段改造。設計完井管串：?114.3 mm 浮鞋+?114.3 mm 導向彎套管+套管短節(jié)+?114.3 mm 坐封球座+壓差滑套+?88.9 mm 套管 +四段壓裂（封隔器7 個＋投球滑套3 個） +?88.9 mm 套管+變扣套管節(jié)+封隔器+密封筒＋?114.3 mm 張力鎖緊旋轉(zhuǎn)接頭+?114.3 mm×?177.8 mmHOOK hanger 懸掛器總成+ ?114.3 mm×?177.8 mm 懸掛器（帶回接筒）+ ?101.6 mm 送入鉆桿。

按原設計（使用HOOK 壁鉤式懸掛器系統(tǒng)），支井眼下分段壓裂管柱前已完成模擬通井、需先取出斜向器、再下支井眼工具，存在問題：如果支井眼下入完井管串過程中遇阻、無法再對支井眼進行模擬通井等措施處理（因斜向器已取出，鉆頭無法重入），因此調(diào)整了完井方案：留斜向器、不下HOOK 工具，采用?88.9 mm 壁厚9.45 mm 的加厚油管一次性送入裸眼段工具并完成分段壓裂，在支井眼裸眼段丟手，取出上部壓裂管柱，再取出斜向器。調(diào)整后的完井管串如下。

實際完井管串：?152.4 mm 牙輪+?127.0 mm 坐封球座+?143.8 壓差滑套+?147.3 mm 裸眼封隔器×1 +?146 mm 投球滑套×1+?147.3 mm 裸眼封隔器×2+?146 mm 投球滑套×2+?147.3 mm 裸眼封隔器×3+?146.43 mm 投球滑套×3+?147.3 mm 裸眼封隔器×4+?146.2 mm 投球滑套×4+?147.3 mm 封隔器×5 ＋?147.3 mm 裸眼封隔器×6（支井眼窗口位置）+?146 mm 回接筒+?101.6 mm 送入鉆桿。

5.3 改造效果

T7-14-18H 井試采后主井眼（盒8 段）無阻流量85.12×104m3，支井眼（盒7 段）無阻流量40.15×104m3是同區(qū)塊常規(guī)水平井平均產(chǎn)量的2～3 倍。如圖1 所示。

圖1 T7-14-18H 井完井示意圖

6 結論

（1）實現(xiàn)了國內(nèi)第1 口雙分支水平井+分段壓裂施工，在一個井眼內(nèi)實現(xiàn)2 層分段壓裂，標志著蘇里格氣田盒7、盒8 段分層開采開發(fā)雙分支水平井先導性試驗取得成功。

（2）分支水平井主水平段和分支水平段均實現(xiàn)分段壓裂增產(chǎn)改造，實現(xiàn)分層合采，提高了單井產(chǎn)量，節(jié)約了成本。提高了開發(fā)效率。

（3）新型鉆完井液體系在分支井眼實現(xiàn)了斜井段和水平段同尺寸裸眼使用同一套體系，滿足了分支井眼斜井段井壁穩(wěn)定和水平段儲層保護的要求。

（4）分支水平井+分段壓裂改造技術，為蘇里格氣田高效開發(fā)提供了一種可選擇的方案。

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