長慶油田為典型的“三低”油藏，自然產(chǎn)能低，絕大多數(shù)井都要進行儲層壓裂改造，過去受分支井相配套的適應長慶油田開發(fā)的儲層改造技術(shù)和工具的限制，長慶油田分支井技術(shù)發(fā)展相對緩慢。近年來，隨著鉆完井技術(shù)，儲層壓裂改造技術(shù)和配套工具的發(fā)展完善，長慶油田認真分析長慶“三低”油氣藏地質(zhì)特點和分支井的應用優(yōu)勢，逐步展開了分支井的應用試驗，不斷探索和總結(jié)適合于長慶“三低”油氣田勘探開發(fā)的分支井鉆井、完井關(guān)鍵技術(shù)和相應的配套工具。

 

 

一、長慶“三低”油氣田地質(zhì)特征

長慶油田產(chǎn)量的快速增長是建立在不斷增加的井數(shù)及高密度布井基礎(chǔ)之上的，采用單井單層，開采效率低，如何在不大幅度增加井數(shù)和成本的前提下，不斷提高原油產(chǎn)量成為一個新的課題。長慶油田區(qū)域儲層屬河流相沉積體系，河道是最重要的沉積微相，儲層主要為河道砂體，主要組成成分為粗～中粒長石石英砂巖。油藏受巖性和構(gòu)造雙重控制，是以構(gòu)造為主的巖性構(gòu)造油藏，油藏具有邊底水，但邊底水不活躍，屬彈性弱水壓驅(qū)動。主要目的層長6、長8分布廣，層間距差異大，采用單一的定向井方式開采，效率低。

長慶油田針對區(qū)塊的地層特性和層位分布，以增加單井產(chǎn)量為目的，結(jié)合長慶三低油田儲藏特點，完成多口分支井施工，不斷探索和總結(jié)能夠適應長慶油田低壓、低滲的特點，能夠進行壓裂改造，提高單井產(chǎn)量、節(jié)省油田開發(fā)成本的分支井關(guān)鍵技術(shù)和配套工具。

 

 

二、分支井在“三低”油氣田開發(fā)中的技術(shù)優(yōu)勢

從分支井筒的意義上講，分支井最早為側(cè)鉆井，而開始打側(cè)鉆井的目的是重新使新的井底生產(chǎn)，而原來的井底不生產(chǎn)。后來，人們開始期望側(cè)鉆井和原來的井底都可生產(chǎn)，并且開始鉆多個側(cè)鉆井，這便是現(xiàn)在意義上的分支井。

分支井技術(shù)是水平井、側(cè)鉆井技術(shù)的集成和發(fā)展，特點:

降低原油成本;

增加可采儲量;

增加產(chǎn)量和加快投資回收;

減少環(huán)境污染;更好的利用平臺和井口裝置;

有利于改善油藏管理;

改善邊際油田的經(jīng)濟性;可利用已有井和新井。

總之，分支井技術(shù)可以較大幅度降低油氣開發(fā)成本，充分發(fā)掘油田生產(chǎn)能力，提高油氣采收率，提高油氣開發(fā)的綜合效益，是21世紀國內(nèi)外大力開發(fā)和應用的一項低成本高收益的鉆井成本。

 

 

三、長慶油田“三低”分支井技術(shù)

長慶油田針對區(qū)塊的地層特性和層位分布，增加單井產(chǎn)量為目的，結(jié)合長慶三低油田儲藏特點，逐步展開了分支井的應用試驗，1995～1996年開始開展了老井開窗鉆井技術(shù)研究工作，并在華池元城區(qū)塊成功地完成了YD4-7和YD9-14兩口老井140mm套管開窗側(cè)鉆施工，掌握了這種單一井底分支井鉆完井技術(shù)及配套工具。

2004年以來長慶油田先后完成了國內(nèi)陸上第1口七分支水平井-XP1井，在蘇里格桃7區(qū)塊完成2口分支井氣井水平井，長北氣田完成13口雙分支水平井開發(fā)，分支井眼最長的CB3-2達到2253m，CB5-1雙分支水平井先后鉆探成功2支長度2000m左右的水平井段，鉆井總進尺超過7500m，其鉆井周期只有113d，機械鉆速高達6.7m/h，和前10口雙分支水平井平均200d的鉆井周期相比，幾乎縮短了一半時間。

 

1.    中國陸上第一口7分支水平井-XP1井

 

長慶XP1井分支井

XP1井是2006年在長慶安塞“三低”油田開發(fā)的一口水平多分支井，該井部署區(qū)主力層長612油層厚度在8m左右，油層穩(wěn)定，滲透率0.6～0.8mD，壓力系數(shù)0.7～0.8，隔夾層少而薄，具備實施分支井的條件。XP1井設(shè)計在主水平段內(nèi)平面上間隔100～200m成魚骨狀部署7個分支井眼。如圖所示。

針對安塞油田低滲透油藏地質(zhì)特征，結(jié)合分支井開發(fā)方式的適應性及其技術(shù)特點，通過對分支井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、鉆頭選型、軌跡控制、分支井眼側(cè)鉆、地質(zhì)導向、摩阻扭矩分析等技術(shù)的研究和應用，成功完成了安塞油田第1口水平多分支井-XP1井。該井完鉆井深5068m，水平位移1574.22m，主水平段長1203m，水垂深比1.16。在只能使用常規(guī)鉆井設(shè)備及導向工具等難題下，成功采用低邊側(cè)鉆術(shù)在主水平段內(nèi)側(cè)鉆了7個分支井眼，分支井眼總長2300m，累計打開目的儲層3503m，并實現(xiàn)了多次重入鉆井，完成了中國內(nèi)陸第一口7分支井。

XP1井未進行任何增產(chǎn)措施直接試采，投產(chǎn)兩月后產(chǎn)量穩(wěn)定在8.0t/d左右，較同一區(qū)塊常規(guī)水平井單井產(chǎn)量提高了2～4倍。經(jīng)過精心設(shè)計和實施，該井的成功鉆進，為今后在“三低”油田開展分支井鉆井技術(shù)提供了寶貴經(jīng)驗。

 

2.    長北氣田分支水平井水平

 

HELL勘探開發(fā)公司從2004年開始在反承包區(qū)塊長北氣田采用分支水平井技術(shù)開發(fā)試驗，設(shè)計2個分支水平井眼，單個分支水平段長2000m，裸眼完井投產(chǎn)(見圖)。從2005年8月CB1-1第一口雙分支水平井開始，陸續(xù)投入3臺70D鉆機，兩臺連續(xù)油管車進行鉆完井施工，截止目前長北氣田共完鉆23口井，平均機械鉆速5.54m/h，平均建井周期152d。

其中，2009年CB12-1井完成311mm斜井段及4279.83m，井徑216mm水平段共用92d，完成的水平段長度為4279.83m，三項綜合指標創(chuàng)造了歷史最好記錄:鉆進周期最短，機械鉆速最高，單井費用最低。鉆井周期由最長的375d降低到92d，施工效率進一步提高。CB3-3雙分支水平井的主井眼和分支井眼水平段段長均為2300m，創(chuàng)造國內(nèi)分支井水平段最長記錄。

在已投產(chǎn)的15口中有11口井日產(chǎn)量超過100×104m3，取得了顯著地增產(chǎn)效果。其中CB12-1井產(chǎn)量達到220×104m3/d，創(chuàng)造了目前中國陸上低壓、低滲透巖性氣藏開發(fā)的較高水平。

目前長北水平井結(jié)構(gòu)有2種:一種是下技術(shù)套管，另一種是不下技術(shù)套管。在長北區(qū)塊完鉆的CB1-1井和正在實施的CB2-1、CB1-3井均采用和設(shè)計了下技術(shù)套管的井身結(jié)構(gòu)方式。下技術(shù)套管主要目的是降低井眼摩阻、封隔相對不穩(wěn)定地層、降低目的層鉆井液密度、確保在水平段順利下入目的層套管，并且由于加裝防噴器，還可以合理的控制井涌現(xiàn)象;不下技術(shù)套管主要是為了優(yōu)化水力參數(shù)，提高鉆井速度、降低鉆井成本。

通過長北區(qū)塊完鉆的CB1-1井的鉆井施工過程來看，下技術(shù)套管對鉆井成功起到了關(guān)鍵作用，不僅減小了水平段鉆進的摩阻，并且封隔了不穩(wěn)定地層，減小了鉆進中由于井壁坍塌對鉆進造成的影響。對于水平段完井也起到了積極作用，有利于實現(xiàn)掛篩管完井，實現(xiàn)適當防砂。

 

3.    長慶蘇里格氣田分支水平井

長慶蘇里格氣田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，中低產(chǎn)井占絕大多數(shù)，主要氣來源于石炭系～二迭系下部的海陸過渡相含煤地層。蘇里格氣田地質(zhì)條件復雜，有效砂體連通性和連續(xù)性差，空間分布在橫剖面上有3種疊置模式，東西向有效砂體的延伸范圍較小，南北向具有一定的連續(xù)性。有效儲層縱、橫向展布形態(tài)比較復雜，非均質(zhì)性強，預測難度大。

根據(jù)蘇里格氣田低孔、低滲、低壓、非均質(zhì)砂巖氣藏地質(zhì)特點，針對如何大幅度提高蘇里格氣田單井產(chǎn)量，以安全鉆井和保護、解放儲層為目的，長慶油田進行了分支井水平井鉆井技術(shù)研究及現(xiàn)場試驗，為低滲透氣田的經(jīng)濟有效開發(fā)探索一條新的技術(shù)途徑。

T71418H分支井是長慶蘇里格區(qū)塊布置的一口雙分支井先導性試驗井，其目的是利用分支井開發(fā)蘇里格氣田盒7段與盒8段的天然氣資源，提高單井天然氣產(chǎn)能，加快開發(fā)速度，提高開發(fā)效率。T71418H分支水平井井身結(jié)構(gòu)采用177.8mm套管開窗側(cè)鉆，主井眼和分支井眼均為152.4mm井眼，完井方式下裸眼分隔器，分段壓裂，實現(xiàn)分層合采，其中主井眼水平段長度765m，分支井眼水平段長763m，T71418H井產(chǎn)量達到同區(qū)塊常規(guī)水平井平均產(chǎn)量的3倍。

T71418H完井方式采用下裸眼分隔器，分5段壓裂。T71418H井先完成主井眼的壓裂施工作業(yè)后，再進行分之井眼的鉆井施工和壓裂作業(yè)，最后回收斜向器，溝通主井眼和分支井，達到分層合采的目的。壓裂改造后T71418H井產(chǎn)量達到同區(qū)塊常規(guī)水平井平均產(chǎn)量的3倍。

T71418H實現(xiàn)了國內(nèi)第一口雙分支水平井+分段壓裂施工，在一個井眼內(nèi)實現(xiàn)兩層分段壓裂，合層開采。采用雙分支水平井+分段壓裂改造的方式能節(jié)約井場、提高井筒產(chǎn)能、加大儲層動用、節(jié)約成本，完全適應長慶低滲透油氣田的大規(guī)模開發(fā)。

T71520H分支井水平井開窗工具采用膨脹管定位分支井鉆井技術(shù)，該技術(shù)具有作業(yè)簡單、易操作、作業(yè)費用低、可靠性高的特點。可回收式鉆完井一體化斜向器同時具備開窗、鉆井、固水泥、套銑、回收等功能，達到了TAML4級完井水平。T71520H分支井無論是開窗側(cè)鉆、壓裂施工還是導向鉆進的工藝及工具，均采用國產(chǎn)工具，具有完全自主知識產(chǎn)權(quán)，有力的推動了國產(chǎn)分產(chǎn)井工具及工藝的發(fā)展，極大地降低了鉆井成本，完全適應長慶蘇里格低成本的開發(fā)戰(zhàn)略。

 

4.    長慶油田分支井技術(shù)發(fā)展方向

長慶油田經(jīng)過多年來對其低滲、低壓油田的特點進行了各種探索和嘗試，使長慶油田公司成為集團公司原油產(chǎn)量快速增長的又一個重要接替區(qū)。但是這種產(chǎn)量的快速增長是建立在不斷增加的井位及高密度布井基礎(chǔ)之上的，導致鉆井等產(chǎn)建成本日益增加。

如何在不大幅度增加成本的前提下不斷提高原油產(chǎn)量成為一個新的課題。分支井的潛力已經(jīng)不用置疑，現(xiàn)在鉆井專家和完井專家所面臨的問題是如何進一步解決鉆井完井過程中所遇到的實際問題，而地質(zhì)學家和油藏工程師則是如何更精確的描述油藏和確定井位及所要鉆的目的油藏。目前分支井的鉆井在某種情況下還存在風險高、成本高的問題。

近幾年來，盡管我國分支井工程設(shè)計技術(shù)有了很大進步，但從分支井工程設(shè)計技術(shù)到現(xiàn)場施工工藝技術(shù)及其他配套技術(shù)等各方面的技術(shù)水平與世界先進水平之間尚存在較大差距。特別是鉆采配套井下工具和完井工具方面差距更大，急需進行研究，以盡快縮短與世界先進水平間的差距，提高我國的市場競爭能力。長慶油田雖然通過蘇里格的兩口分支水平井試驗，初步掌握了分支井的鉆井關(guān)鍵技術(shù)，探索總結(jié)適合長慶“三低”油藏特點的分支井完井工藝及配套工具，但仍需從以下方面研究，提高長慶油田的分支井鉆完井水平。

 

(1)根據(jù)地質(zhì)、油藏條件和擬用的采油方式，選擇TAML分級標準的某級并確定井身結(jié)構(gòu)類型，設(shè)計主、分井筒井眼的結(jié)構(gòu)及相應的完井方法，選擇取決于產(chǎn)層特征、開發(fā)目的、開采條件、產(chǎn)層厚度及巖性，設(shè)計時應考慮工藝技術(shù)水平及多分支井采油、增產(chǎn)措施和修井等技術(shù)水平。

 

(2)多分支井鉆井完井工藝技術(shù)的研究。加快研發(fā)與分支井配套、適合長慶油田“三低”特性開發(fā)的分支井完井、壓裂改造技術(shù)和相應的配套工具。

 

(3)使用先進的開窗技術(shù)、預銑窗口套管短節(jié)、研究無碎片系統(tǒng)等以減少井下工作時間和提高井眼清潔度。研究窗口周圍密封技術(shù)、研制特種水泥( 含填料) 以提高密封質(zhì)量。

 

( 4) 研制密封的、可封隔的、耐高溫高壓的連接部件。研制井下專用工具和管件，研究完井測控安裝技術(shù)。研究僅需較少起下鉆次數(shù)的完井安裝方法以減少相應的安裝時間，確保安裝1 次成功。

 

( 5) 研究多分支井能夠維護井壁穩(wěn)定、保護油氣產(chǎn)層以及低摩阻、強抑制、高攜屑能力、凈化井眼好的鉆( 完) 井液及其精細處理劑的技術(shù)。研究多分支井的固井、完井、采油、增產(chǎn)、修井配套技術(shù)。