分支井技术在南海东部海相砂岩储层应用

张庆华

[摘 要]南海东部海域油田目前开发油田水深处于100-500m之间，处于200m以内水深油田多采用导管架平台开发，处于200m以外水深油田多采用水下井口开发。针对导管架平台低渗储层采用分支井技术，可有效提高单井控制储量采收率，提高采油速度。针对水下井口开发油田采用分支井技术，结合智能完井技术可有效降低开发成本，降低水下生产系统投资规模。

[关键词]分支井；海相沉积；提高采收率；智能完井

中图分类号：TE53 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）15-0002-01

前言

分支井（Maximum Reservoir Contact，油藏最大接触）技术是在水平井、分支井基础上发展起来的一种钻井新技术，从一个主井眼（直井、定向井、水平井）中钻出两个或多个分支井眼的钻井技术[1]。除了具有水平井的常规优势外，分支井可以从一个井眼中获得最大的总水平位移，在相同或不同方向上钻穿不同深度的多套油气层（总接触位移＼5km），增大储层钻穿几率和有效面积，提高或恢复低效井和废弃井的单井产能。

近年来，多分支井在世界各地，如墨西哥湾、北海、中东和南美，得到了广泛应用。据统计，全世界分支井共计2481口，其中智能完井152次，可膨胀实体管150次（30480m），可膨胀筛管150次。南海东部油田主要在深层系低渗储层实施分支井技术，主要实施方式在老井通过修井方式实施，增产效果明显，油井含水大幅降低，液量增加明显；借鉴分支井在深层系低渗储层成功实施经验，深圳分公司在焦灰岩储层实施分支井技术，通过智能完井，可以实现两个分支单独开采，效果良好，大大节省了开发投资。

1 流花4-1油田油藏概况

流花4-1构造是在台地边缘上发育起来的生物礁地层圈闭，轴向为北西-南东，长轴约6km，短轴约4km。礁体的高部位不对称，向南西方向一侧较陡，向北东方向一侧具有平缓下倾的趋势。地层包括第四系、上新统万山组、上中新统粤海组、中中新统韩江组、下中新统珠江组。目的层为珠江组新灰岩段。在LH4-1-1探井中取芯测试，平均孔隙度为12.3%，平均渗透率为47.6mD，属于低孔低渗储层。

2 LH4-1-A8M分支井概况

LH4-1-A8M井是一口双分支多底井，含两个水平段，相距300m左右，开发同一层位。钻进过程中，先钻A8Ma主井眼，12-1/4″井眼着陆，下入9-5/8″套管固井，水平段8-1/2″裸眼完钻，水平段长776.67m。然后在9-5/8″套管980～985.9m处开窗侧钻，8-1/2″井眼着陆，下入7″尾管固井，水平段6″裸眼完钻，水平段长1311.66m。利用定向射孔技术射穿7″尾管、水泥环及空心斜向器，确保两个分支相互连通。A8Mb井下入FB-1型封隔器与插入密封总成进行储层封隔，A8Ma井则通过液控滑套控制流体能否进入生产管柱。

3 侧钻技术

3.1 轨迹设计

为兼顾A8Mb分支井轨迹作业难度及尽可能利用A8Ma主井眼已下9-5/8″套管，A8Ma主井眼轨迹可选极限侧钻点位置位于向左偏移的井段，考虑A8Mb分支井靶点位于主井眼靶点左侧，为尽快与主井眼轨迹分离，优选在主井眼轨迹981m处进行侧钻，此侧钻位置，扭方位变化率较低并能稳定维持近30m，同时，分支井轨迹可按4.5°/30m及3.5°/30m设计，满足现场作业要求。

3.2 空心斜向器

A8Mb分支井侧钻所采用的是特殊结构的空心斜向器工具，由两部分组成，下部为中心通孔的封隔器，上部为侧钻用的凹形斜面，斜面为特殊材料盖板，利用定向射孔可射穿。为防止开窗及钻进过程中，钻具磨损斜面盖板，斜面上部设置有导向块，使钻具不与斜面盖板接触。另外，为保证定向射孔深度准确，斜向器背面设置有同位素安装孔。送入工具将其送入到预定位置，可利用送入工具及控制阀，实现钻具与环空循环（用于MWD寻找工具面），又可钻具内憋压座封封隔器，座封后，上提钻具剪断销钉，即可脱手。施工过程中，应注意如下要点：①侧钻点及斜向器座封位置应避开9-5/8″套管接箍位置（侧钻点附近9-5/8″套管接箍位置分别在987.071m与975.354m）。②做7″尾管下入方案设计时，考虑后期斜向器射开需求，尽量避免尾管接箍位于射孔段。（射孔段附近7″尾管接箍位置分别在988.509m与976.747m，射孔段位于983.48～985.84m）。

4 定向射孔技术

为实现两个分支相互连通，需将斜向器附近进行定向射孔，射穿7″尾管、固井水泥环以及空心斜向器的斜面盖板，同时不射穿斜向器背面及9-5/8″套管。射孔弹为高温弹，设计穿深0.47m，射孔抢共装弹32发，装弹量29g，设计孔径0.51″。射孔方式采用TCP射孔，管柱组合为：3-3/8”堵头+3-3/8”射孔枪1根+3-3/8”空枪1根+液压点火头+2-3/8”油管短节+变扣+2-7/8”油管3根+压力开孔阀+2-7/8”油管3根+变扣+UBHO方向接头+3-1/2”钻杆2根+放射性接头+3-1/2”钻杆5柱+变扣+5”钻杆19柱+悬挂器+5”钻杆10柱+短钻杆。射孔管柱下入后，通过电缆较深，对斜向器及射孔管柱上的同位素位置进行标定，使射孔枪下到预定的位置。然后，通过陀螺定向，反复调整方向接头工具面的位置，通过三次陀螺定向，二次工具面调整，射孔枪工具面方位与射孔方位相差1.86°，满足±10°的要求。点火射孔，起钻，甩定向射孔工具。射孔前井筒漏失速度8～10bbls/hr，射孔后井筒漏失速度增大至10～12bbls/hr。施工过程中，为减少由于射孔瞬间冲击力对射孔方位造成的误差，在方向接头与压力开孔装置之间加3根2-7/8″油管，减小底部管柱的刚性，保证射孔枪尽量贴紧7″尾管。为验证分支井，增加一趟验证射孔管柱，插入密封管柱进入封隔器后，开泥浆泵正挤1.06g/cm3的完井液19bbls，观察井口无返出，关下万能防喷器，开泥浆泵环空挤注1.06g/cm3的完井液113bbls。静止30分钟，测井筒漏失3.6bbls/hr，起钻，有效验证了射孔作业的准确性。定向射孔技术可实现多底分支井两个井眼的连通，并且为下支井眼提供足够的流动面积，同时又保证了窗口处的密封性，具有射孔參数要求严格，施工工艺复杂等特点[6-7]。

5 智能完井技术

为了实现水平分支井主井眼和分支井眼的单独生产，A8M井使用了智能完井技术，在该井管柱上使用了智能液控滑套和液控阀门，通过不同的液控管线控制A8Mb井阀门和A8Ma井滑套的打开和关闭。在生产过程中，若油嘴出口的流量计监测到此井含水量明显升高，可判断此井可能有某一分枝严重出水，可以通过观察关闭某一分枝后的含水变化，判断是哪一分枝严重出水。然后通过智能液压控制将出水的井眼关掉，保证另一井眼的正常生产。由于水平分枝井在7″尾管中最大只能下入适合3-1/2″油管的液控滑套，而3-1/2″油管无法满足油藏單枝1500m3配产的需要，所以没有采用在两个分支井眼内分别安装液控滑套的的管柱结构，而是将一个液控滑套和一个液控阀门都装在9-5/8″套管内部，分别控制主井眼和分枝井眼的开关，这样就允许所有的油管都使用4-1/2″尺寸，从而满足油藏配产要求。

6 总结

（1）分支井技术通过增加泄油面积，可有效解决海相沉积低渗储层的增产问题。同时，在解决海上平台槽口不足、提高采收率、降低桶油成本等方面有很好的推广价值。

（2）分支井眼应注重前期侧钻位置的优选，以有力保障后期作业实施。

（3）空心斜向器及定向射孔技术是连通两个分支的关键，作业过程中要精细作业，确保射孔枪工具面方位与射孔方位相差在±10°以内，以有效连通两个分支井眼。

（4）智能完井技术通过管柱上的智能液控滑套和液控阀门，实现水平分支井主井眼与分支井眼的单独生产或合采。

参考文献

[1] 郑延超，王婷婷，王中华，等.MRC技术及应用[J].中外能源，2015，20（3）：32-35.

[2] 李欣，王长宁，谭平，等.安塞低渗油田水平多分支井钻井技术[J].石油钻采工艺，2007，29（3）：15-18.

[3] 金建忠.多分支井技术在低渗透油气田开发中的应用分析[J].西部探矿工程，2008，7：96-98.

[4] 苏涛.多分支井技术在潜山剩余油藏中的应用[J].钻采工艺，2010，9：126-130.

[5] 张焱，刘坤芳，余雷.多分支井钻井完井应用技术研究[J].石油钻探技术，2001，29（6）：11-13.

[6] 范白涛.定向射孔技术在四级完井中的应用[J].油气井测试，2012，21（5）：47-49.

[7] 李凡，赵少伟，范白涛，等.四级完井技术在潮海油田的应用[J].海洋石油，2014，34（1）：92-97.