四级分支井钻完井技术在曹妃甸11-1油田的应用*

马英文 王昆剑

(1. 海洋石油高效开发国家重点实验室 天津 300459； 2. 中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

利用老井眼侧钻实施调整井是老井恢复产能、老油田挖潜增效的有效手段，也是低产低效井治理的有效途径之一[1-3]。然而，侧钻井受到原井剩余可采储量以及平台槽口数量限制等多种因素制约。高效利用平台井槽，实现多打井、多采油，对于实现油田稳产、提高采收率具有十分重要的意义。此外，伴随油田进入高含水期，部分油井的主力层位受含水上升影响，在老井周边仍存在一定剩余可采储量条件下变成“食之无味、弃之可惜”的低产低效井，因此迫切需要实现井筒高效利用、进一步挖潜剩余油[4]。四级完井分支井技术在保留原井眼的基础上侧钻水平分支井眼，充分利用老井槽口和井身结构，后期可以通过“选择性重入”，根据需要对新井眼或老井眼实行“轮采”和“合采”，从而实现扩大泄油面积、提高单井产量、延缓边底水推进造成的含水上升、降低钻完井成本和提高油田采收率等目的[5-6]。同时，由于四级完井分支井技术可以实现选择性重入，从而解决了井筒内采取井下措施以及修井等需求，技术经济效益高。因此，拟在曹妃甸11-1油田调整井钻井中采用四级完井分支井技术，以期为渤海油田增储挖潜提供新的思路。

1 曹妃甸11-1油田概况及钻完井难点

曹妃甸11-1油田位于渤海湾曹妃甸区域，主力开发层系属于上第三系地层，油藏埋深浅，地层较为疏松。该油田油藏类型为边底水油藏，基本不存在无水产油期，目前综合含水高达95.7%，处于特高含水期[7-12]。由于井网完善程度低，该油田原油采出程度低，仅9.2%，但油田经过多年的开发，各平台已无空槽口，剩余油挖潜需求强烈，但是手段有限，潜力巨大。

根据曹妃甸11-1油田开发现状及控水需求，曹妃甸11-1油田拟采用四级分支井技术进行高含水低效井治理需求。根据技术特点及油田实际情况，现场实施主要有以下难点：

1) 四级分支井技术主要特点在于能够实现新井眼和原井眼的轮采，因此如何保障分支井眼和主井眼的机械连接性能、密封性能和选择性重入可靠性是多底分支井实施的首要关键点。

2) 侧钻开窗窗口质量要求高，侧钻窗口需要承载悬挂器、导向器等工具，优良的窗口质量对于保证整个作业的顺利实施具有十分重要的意义。

3) 悬挂器需要悬挂技术套管或者油层套管，同时必须在窗口附近“定点”坐挂，不能出现提前坐挂或者无法到位的情况，保障裸眼段的井眼质量，实现管串顺利到位对钻井液性能、井眼清洁提出了更高要求[13-15]。

4) 开窗作业完成后，由于悬挂器及导向器尚未下入，技术套管或者油层套管需要采用“盲找”方式下入指定井眼，判断管串是否进入指定井筒、保障顺利下入的作业难度大[16-17]。

5) 分支井眼导向器内径小，对完井防砂、生产管柱最大外径、刚性设计带来诸多限制。目标油田由于目的层地层疏松，需要实施砾石充填作业，全球范围内尚无成功经验，如何确保完井防砂、生产管柱的顺利下入面临挑战[18-21]。

2 四级分支井钻完井关键技术

2.1 主井眼、分支井眼重入技术

技术套管或者生产套管通过壁挂式悬挂器实现坐挂，通过不同的导向器配合，实现不同井筒的密封、连通与重入。不同的导向器通过特殊结构(类似榫卯结构)能够实现和悬挂器的配合，通过导向器不同的开口实现与不同井眼的连通，同时导向器还通过2组密封实现在悬挂器内部的密封。

分支井可能需要实施固井作业，需要考虑固井水泥浆对主井眼的影响，即避免水泥浆在窗口处滑落，在主井眼某处形成水泥塞，导致后续主井眼无法连通，需要考虑对主井眼进行“暂堵”作业，固井结束后对主井眼进行清洗，以避免水泥浆或者凝固后的碎屑对后续作业产生影响。本次实践采用了带破裂盘的可回收封隔器并在封隔器上部注稠塞的方法。此外，暂堵工具还可以作为主井眼与分支井眼的深度区分点，用于协助判断技术套管或者生产套管串是否进入主井眼。

2.2 套管侧钻开窗技术

壁挂式悬挂器需要坐挂在下窗口，主井眼和分支井眼连接部位的质量对分支井实施非常重要，而开窗作业是处理连接部位的关键步骤。多底分支井侧钻技术主要包括工具选择、窗口位置选择、开窗参数控制等方面，即：采用特殊设计的“一趟钻”斜向器侧钻系统开窗，斜向器共包括两部分，上部为侧钻用的耐磨斜面部分，在其斜面有长约30 cm左右的回收孔，下部为带有挡屑器的封隔器；采用2°工具斜面保证工具窗口有足够的长度，斜面设计应用防“死点”设计，下窗口的形状要尽量平缓；为了利于壁挂式悬挂器顺利坐挂，优选窗口的工具面为左45°至右30°；因多底分支井作业需要将斜向器打捞出井才能连通主分支井眼，为防止开窗铁屑下沉卡住斜向器，需要采用挡屑器设计，避免斜向器卡瓦被卡，而常规侧钻井由于后期不需要沟通原井眼，所以所采用的侧钻斜向器结构更简单，无专用挡屑器设计；在侧钻开窗位置选择时，相比于传统的开窗作业，开窗点的选择不仅要考虑套管接箍、窗口外固井质量、窗口工具面、窗口处的岩性等影响，还要保证窗口处的狗腿度应小于2°，尽量处于稳斜段，保证钻具在导向器内的通过性。实钻开窗过程中，为防止高钻压下铣锥右漂，全程需采用小参数磨铣窗口，高排量配合稠浆清洁井眼。同时，分支井眼钻进采用专用旋转导向工具，保证整个裸眼段轨迹的平滑。

2.3 聚合物钻井液技术

分支井作业要求壁挂式悬挂器必须在窗口附近“定点”坐挂，不能出现提前坐挂或者无法到位的情况，出现复杂情况下的处置手段有限。因此，对井眼裸眼段质量要求高，钻井液的润滑性、抑制性等均较常规作业方面有更高的要求。

为满足分支井钻井液储层保护、防塌、携岩和润滑性能要求，φ215.9 mm井眼采用环境友好型聚合物钻井液体系，重点要求保证抑制性和润滑性，控制合理黏度，实现井眼的平滑。在钻进过程中，充分利用固控设备，降低钻井液中的有害固相，维护好钻井液性能，在振动筛不跑浆的前提下，更换合适目数的振动筛筛布。水平段井眼清洁方面，通过短起下钻机械破坏岩屑床，在完钻后，需降低钻井液黏度，控制钻井液API失水，充分循环，以保证井眼干净。稳定井壁性能方面，通过向钻井液中添加氯化钠和封堵剂，提高钻井液的包被性和抑制性，减少岩屑分散和粘结，加强体系的造壁性和封堵性。润滑性方面，通过向体系添加润滑油和石墨提高钻井液润滑性，降低井眼的摩阻和扭矩。携岩性能方面，主要通过间歇性循环高黏稠浆，携带岩屑。短起下钻到底后，采用无固相钻井液置换整个循环体积的50%，充分循环至均匀。同时，在裸眼段替入高润滑性钻井液，起钻至套管内，循环处理钻井液时添加塑料大球，进一步降低钻具与套管的摩阻，确保套管的顺利下入。该聚合物钻井液体系的采用，为分支井着陆段和水平段“一趟钻”技术应用创造了条件和空间。

2.4 下尾管固井技术

为了保障φ177.8 mm尾管顺利下入到位，设计优化分支井眼井身结构，采用φ215.9 mm着陆段与水平段一趟完钻技术，将二开井身结构优化为一开井身结构，以达到有效增加尾管串悬重的目的。在下尾管作业前，根据打捞斜向器下钻、起钻情况反演摩阻系数，确定套管段和裸眼段的摩阻系数，然后采用软件模拟下尾管过程中的勾载悬重变化情况。根据模拟结果，优化管柱配重，采用加重钻杆倒装的方式，确保尾管串可以顺利下入到位。在尾管串进入分支井眼“盲找”作业过程中，将2°弯角的导向弯管连接在尾管串底端，引导尾管串顺利进入侧钻窗口，在实际下入过程中，可以通过悬重变化判断尾管串是否顺利进入分支井眼。φ177.8 mm尾管串下入过程中，同样采用“盲找”的方式坐挂壁挂式悬挂器，通过悬重变化判断是否坐挂成功，若无坐挂显示，需上提管串，重复尝试，直到有坐挂显示。分支井尾管串组合如图1所示，和常规侧钻井或水平井尾管串相比，分支井尾管串增加了分支井壁挂式悬挂器、T型旋转接头和2°弯角的弯管。其中，T型旋转接头具有上提管柱旋转、下压管柱无法旋转的功能，配合管串底端弯管，方便尾管串顺利进入分支井眼。

图1 分支井尾管串及送入服务管串示意图Fig .1 Schematic diagram of tail string and service string of branch well

由于多底分支井工具的特殊性，对水泥浆体系来说，既要保证裸眼的封固质量，又要保证水泥石强度足以支撑壁挂式悬挂器。现场通过投电石等措施，测定井眼扩大率，以确定水泥浆的附加量，保证水泥浆的封固位置。在水泥浆体系中加入PC-GS12S固体防气窜增强剂，水泥水化过程中与氢氧化钙反应生成凝胶，产生体积微膨胀，促使胶结强度发展，大大降低水泥石的渗透性，提高水泥石气阻性。同时，PC-GS12S具有极强的吸附水能力，能够有效束缚水泥浆中的间隙水，控制和减小游离液，防止水平井水泥浆高边水窜槽，由于颗粒微细，大大增加了胶结面的着力点，有效改善固井界面的胶结质量。水泥浆泵注到位后，至主井眼清洗阶段，期间需要完成起尾管送入工具、起分支井眼导向器和下入清洗主井眼钻具等作业，要求水泥浆要有足够的稠化时间。与常规水平井相比，分支井固井主要是对水泥石的强度、体系抗窜流能力和稠化时间等方面性能要求更高。

2.5 配套完井防砂管柱优化设计

采用四级完井技术，所采用的分支井眼导向器和壁挂式悬挂器最小内径为154.15 mm，当前广泛应用于φ215.9 mm井眼砾石充填作业的防砂封隔器多为φ152.40 mm顶部封隔器，封隔器长度为15～17 m，会存在管柱下入间隙小、管串刚性过强的问题，存在非常高的管柱下入风险。同时，如果完井期间洗井质量不高，由于射孔、刮管作业产生的碎屑或者铁皮不能全部返出，可能会加剧小间隙情况下的管柱下入困难。现场作业做如下改进：首先，优化设计多底分支井专用顶部封隔器(图2)，将封隔器外径由152.40 mm优化至147.32 mm，将封隔器长度优化为14.7 m，并设计了将封隔器长度缩减至9 m左右的方案，有待在今后的类似实践中进一步尝试，以确保防砂管柱的顺利下入，为分支井眼砾石充填防砂作业创造条件；其次，采用特殊设计的一体式顶部封隔器，通过弹性卡瓦结构设计，将卡瓦和封隔器本体设计为一体，防止管柱下入过程中卡瓦意外张开导致提前坐挂。改进后的专用顶部封隔器具有外径小、长度短、可通过性强和防止卡瓦提前坐封的技术优势。通过使用“旋转刮管器+多个强磁刮管器+多功能井筒清洁器”的刮管管柱组合，可以在水平套管段内配合使用稠塞有效冲洗携带各类杂质和碎屑，保证多底分支井筒清洁，以确保防砂管柱顺利下入。

图2 分支井专用顶部封隔器结构图Fig .2 Structural drawing of special top packer for branch well

3 现场应用

A2H1井是四级完井分支井技术在渤海曹妃甸11-1油田应用的第1口井，原井眼A2H井于2013年8月投产，目前含水高达98.2%，日产油11 m3，累产油5.3×104m3，预测剩余可采储量2.7×104m3。为了该井的挖潜增效，设计采用四级完井分支井技术开发，在保留原井眼的基础上，侧钻多底分支井A2H1井。优选侧钻开窗位置在1 800 m，开窗点井斜85.48°，通过井身结构优化，设计采用φ215.9 mm井眼着陆段与水平段一趟完钻技术+φ177.8 mm尾管射孔充填防砂完井作业方式，井身结构如图3所示。采用四级完井技术，作业过程中采用147.32 mm一体式顶部封隔器和多功能井筒清洁器，有效确保了刮管洗井质量和井筒清洁，充填防砂管柱顺利下入到位。经过3.8 h作业出现脱砂压力9.66 MPa，总计泵注7 711.07 kg陶粒，计算筛套环空充填效率100%，盲管埋高3.23 m，充填系数9.67 kg/m。A2H1井投产初期产量69 m3/d，增产58 m3/d，含水率5.6%，增产控水效果良好。

图3 A2H1井井身结构图Fig .3 Wellbore structure diagram of Well A2H1

截至2020年4月，四级完井分支井技术已在渤海曹妃甸11-1油田3口井取得成功应用，与常规侧钻方式相比，在保留老井产量的同时，又增加了3口新井产量。相比新钻调整井而言，节省近50%的工期和上亿元的费用，多底分支井技术的成功应用，将3口老井合计9.2×104m3的可采储量以及3口分支井13.8×104m3的剩余可采储量转化成未来产量，将老井可采储量提升2.5倍。目前，3口井日产油252 m3，是老井产量的4.7倍，超钻前配产100%(表1)，充分实现了该技术对老井剩余油的挖潜作用。同时，3口井后期还可以实现“轮采”或“合采”，开发前景良好。

表1 四级完井分支井钻完井技术应用效果Table 1 Application effects of TAML-4 multilateral technology

4 结论

1) 结合地质油藏开发要求及特点，深入分析了四级分支井钻完井技术难点，研究形成φ215.9 mm井眼着陆段与水平段一趟完钻技术、井眼重入技术、侧钻开窗技术及井眼清洁等多项关键技术，有效保障了现场作业的顺利实施。

2) 通过对封隔器等相关工具的改进和优化，配合经过改良的洗井工艺和技术，成功解决了在φ215.9 mm井眼中的完井管柱下入以及砾石充填作业需要问题，实现了全球首次分支井眼的裸眼砾石充填作业，具有较好的示范效应。

3) 应用实践表明，四级分支井钻完井技术能够实现不同井眼的轮采，将给边底水锥进现象突出的高含水油田带来一条新的开发思路，从而减少整体含水上升速度，可有效解决开发到中后期的油田老井低产和剩余油挖潜难题，节省了平台槽口和开发成本，在低效井治理以及高效利用井槽方面拥有广泛的应用前景。