鱼骨状水平井钻井技术探讨

鱼骨状水平井钻井技术探讨
摘要：本文针对鱼骨状水平井的特点，提出了鱼骨状水平井的施工难点，特别针对着陆控制，裸眼悬空侧钻施工，侧钻窗口的成型与保护，避免分支井眼再入进行了重点分析。

通过对施工难点的分析，总结出了鱼骨状水平井的关键技术，针对着陆控制的原则，钻进方式的选择，裸眼悬空侧钻及侧钻窗口的成型与保护，减小摩阻扭矩等提出了相关的施工建议。

关键词：鱼骨状水平井悬空侧钻分支井
在二十世纪初分支井的理论就已提出，在50年代，前苏联就曾采用涡轮钻具钻成一口十翼分支井，该井投产后原油产量增加17倍；到1975年前苏联共钻了30多口分支井，每口分支井的钻井成本约为一口直井的1.3～1.8倍，但油气产量增加最高达17倍；截止1980年，前苏联共钻111口分支井（57口开发井，36口探井，8口救援井以及10口注入井）。

而在美国及其他国家，分支井钻井大多是90年代的事，但其发展速度很快。

鱼骨状水平井则是分支井中一类较为特殊的水平分支井。

鱼骨状水平井，也称为多翼水平井，指在单一井眼的水平段中钻出多个分支井眼，并且这些分支井眼均在同一油层中穿行。

鱼骨状水平分支井的井眼基本结构是以设计主眼方位为主轴线，按一定间隔距离在主井眼上分支出分支井眼，分支井眼呈鱼骨状对称分布，左右均等。

鱼骨状水平井具有可以提高单井产量、实现少井多产，有利于提高最终采收率，提高油气井的效率的优点。

主要体现在以下方面：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；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。

1.鱼骨状水平井的施工难点
1.1（鱼骨状）水平井着陆控制
水平井轨迹控制的关键和难点之一就是着陆的控制，对于鱼骨状水平井的着陆控制尤其重要，如果着陆控制出现问题，将对后期分支井眼的施工造成严重影响。

1.2裸眼悬空侧钻施工
裸眼悬空侧钻时，侧钻点的选择，以及如何保证快速，安全的侧钻成功，同时又要有利于对后期轨迹的控制，也是鱼骨状水平井的主要施工难点之一。

1.3侧钻窗口的成型与保护
侧钻成功后，侧钻窗口如何修正成型，采取何种措施对侧钻窗口进行保护，来保证后期施工的顺利进行。

1.4避免分支井眼再进入
鱼骨状分支井施工中，如何避免分支井眼再进入，及分支井眼再入技术，保证下钻时进入希望的井眼。

1.5有效降低摩阻和扭矩
在鱼骨状水平井施工中，由于水平段施工周期长，钻井液的处理及要求较高，必须有效的降低摩阻和扭矩，以保证井下安全和顺利施工。

1.6主井眼各侧钻点之间距离短，调整井段小，侧钻前轨迹不易调整到位；
在鱼骨状水平井施工中，各侧钻点的距离较短，轨迹调整井段小，对轨迹控制的要求更高。

2.鱼骨状水平井的关键措施
2.1着陆控制的原则及措施
对于鱼骨状水平井的着陆要求一般应为：横向上尽量靠近靶框中部，纵向上适当靠近油层上部。

在着陆控制时要采取一下措施：(1)优化施工井眼轨道，减小入靶时对造斜率的要求；(2)优化钻具组合，从而增加钻具的造斜能力；(3)采用合适度数的单弯动力钻具钻进；(4)适当调整排量并降低钻压、避免长时间循环洗井；(5)及时测斜并预测井底参数，避免陷入被动。

2.2钻进方式优选
鱼骨状水平井的钻进方式主要有：前进式，后退式。

前进式即钻进主井眼AC段，钻第一分支CD段， CD段注入无固相泥浆后，再从C点沿主井眼走向侧钻，完成第二分支EF段后，注入无固相泥浆，上提钻具至E点侧钻，同样钻完EGH井段后在G点侧钻直至钻达B点，留足口袋后完成主井眼。

图1 前进式示意图
后退式即先钻完主井眼然后在主井眼侧钻钻依次钻各分支井眼。

钻进方式的选择主要是依据完井方式来确定。

2.3裸眼悬空侧钻及侧钻窗口的成型与保护技术
裸眼悬空侧钻的步骤应遵循划槽，侧钻，调整三步。

在窗口的成型及保护方面应采取以下措施：1）良好的悬空侧钻施工；（2）水平和垂直方向快速分离；（3）钻具的重力导向作用；（4）避免分支井眼再进入；（5）控制起下钻速度和短起下钻井段；（6）使用刚性较小的钻具；（7）钻井液良好的防塌性能。

2.4 降低摩阻和扭矩技术
在降低摩阻和扭矩技术方面应做好：控制好分支点附近井眼曲率，水平段井眼轨迹尽量平滑；简化钻具结构、降低钻具刚性，控制水平段起下钻速度；调整好钻井液性能，以减小摩阻和扭矩。

3．鱼骨状水平井施工建议
3.1提前搜集资料，提出合理建议
查询邻井施工报告，了解造斜率及复杂情况，查看地质设计及临井相关资料，了解找油标志层，油层的厚度，倾角，地层走向、物性、电阻和伽马值等资料。

做到心中有数，根据轨迹和油层情况向甲方提出合理化建议。

3.2根据钻进情况及时汇报，调整轨迹
着陆井段钻遇油层后及时汇报，重新调整钻进方案。

钻进过程中及时关注钻时、全烃、电阻和伽马等参数，及时判断、及时汇报、及时沟通，多了解甲方的思路和要求，不盲目钻进。

3.3分支井眼在侧钻位置的施工步骤
分支井眼在侧钻位置应采取：稳斜—增斜—扭方位—降斜的施工步骤。

即：稳斜钻进一个单根；按照工具面30（-30）增斜带方位钻进一个单根；按照工具面90（-90）扭方位钻进一个单根；按照工具面150（-150）降斜带方位钻进一个单根；后续分支井段按照采油厂的要求钻进。

这样有利于井底井斜的预测，降低轨迹控制风险；有利于轨迹平稳过渡，降低裸眼侧钻风险。

3.4划眼步骤有选择性进行
在悬空侧钻时划眼的原则为：软地层划眼造槽，硬地层划眼修壁。

即：软地层以150（-150）度工具面划眼造槽，有利于形成台阶，能够快速侧钻成功并与老井眼垂向分离。

硬地层划眼造槽趋势不明显，且耗时耗力，因此不必划眼，只需在控时钻进前旋转划眼数遍，确保侧钻位置井眼通畅，井壁规则即可。

3.5侧钻工作量的确定
悬空侧钻时对控时时间的建议：以正常钻进时间为基础，控时时长为其2-4倍即可；如正常钻进40分钟一个单根，则控时时间为80-160分钟；如果地层较软则控时时长选较低倍数，反之则选较高倍数。

悬空侧钻时对控时井段长度的建议：划眼造槽、控时钻进、扭方位等操作均以7m左右即可，不必钻进整个单根，在满足侧钻需要的前提下适当减少工作量，有利于防止井眼轨迹大起大落，从而得到圆滑的轨迹。

3.6窗口状态的判断和修复
侧钻（控时-扭方位）完成后，应对窗口状态进行判断和修复。

判断方法为：扭方位的单根方余1m，停泵后将钻具完全提出窗口位置，以不同的工具面下放，确认能否顺利下入新井眼。

3.7侧钻点合理井斜的控制
侧钻点合理井斜确定的原则：油层倾角、油层走向、井眼轨迹距顶底的距离，分支井眼和主井眼的后续施工、油层井段增降斜难易程度等。

4结论
1）在鱼骨状水平井施工前，根据临井资料及地质设计，了解该区块地层和油层情况对于降低轨迹控制难度具有重要的意义。

2）侧钻施工是鱼骨状水平井施工中的关键技术，在侧钻施工时应该选择合理的侧钻点，按照稳斜—增斜—扭方位—降斜的施工步骤，达到有利于井底井斜
的预测，降低轨迹控制风险；有利于轨迹平稳过渡，降低裸眼侧钻风险的目的。

3）在侧钻施工时，要根据地层情况合理选择划眼方式，同时确定合理的侧钻工作量，在侧钻成功后要进行窗口状态的判断和修复。

4）在鱼骨状水平井施工中控制好分支点附近井眼曲率，水平段井眼轨迹尽量平滑；简化钻具结构、降低钻具刚性，控制水平段起下钻速度；调整好钻井液性能，以减小摩阻和扭矩。

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