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鱼骨状分支井钻井技术应用摘要：近年来，鱼骨状分支井在国内部分油田得到了较大范围的应用，本文通过分析胜利油田路上第一口鱼骨状分支水平井现场施工，为以后施工该类型井提供了现场施工经验，奠定了实践理论基础。
关键词：鱼骨状分支井水平；主井眼；分支井眼前言鱼骨状分支水平井作为分支井技术的一种，由于具有最大限度地增加油藏泄油面积、充分利用上部主井眼、节约钻井费用等显著优点，鱼骨状分支水平井已经成为高效开发油气藏的理想井型。
近几年来，鱼骨状分支井在国内部分油田得到了较大范围的应用，如南海西部油田、渤海油田、大港油田、辽河油田、胜利油田等分别进行了鱼骨状分支水平井的现场试验。
尽管国内已经施工了一定数量的鱼骨状水平分支井，但所采用的完井方式大多为主井眼筛管完井、分支井眼裸眼完井，即不考虑使用分支井眼再进入技术实施后期增产措施。
1施工简况本井在96m的井段内分出三个分支井眼，实际施工主井眼位移808.59m，主井眼水平段长470m，累计井深2710m，水平段裸露累计长度887m，其中主井眼372m，三个分支点井深分别为1869m、1907m、1965m，三个分支井眼的长度分别是：166m、205m、144m，探明了油藏的边界，从而探明了一个圈闭的面积，本井控制了长372m、宽162m的含油面积。
施工过程中，FEWD的使用发挥了不可替代的作用，为全水平段在油层中穿行，提供了可靠的保证手段。
完钻后，主井眼电测和主井眼的筛管都是一次下入，5月14日，由于座封器未能座封，起出筛管重新下入筛管座封，本井顺利完成。
2施工情况井深1466m，垂深1432m开始下入地质导向仪，进行定向施工作业。
轨迹一直按照设计及地质师要求钻进，根据地质导向仪器的参数显示，设计油层顶部物性显示较差，电阻率5ohmm左右，自然伽玛90api左右，甲方要求井斜85°左右垂深下压继续探油层，钻达A点井深1725m，垂深1516.1m，发现油层物性一直显示较差，地质师根据导眼电测情况及对该地区油层的把握情况和电测解释，认为：该层不含水，A-C段物性较差，目前应上提垂深保持在1513m与1514m钻进。
鱼骨状水平分支井技术在委内瑞拉重油带的应用委内瑞拉是世界上重要的石油生产与出口国之一，随着委内瑞拉石油开发重点向其重油带的转移，各种先进钻井技术也在委内瑞拉重油带油气开采中得到了充分的应用。
鱼骨状水平分支井钻井技术作为一种高效、优质和先进钻井技术，此技术也在委内瑞拉重油带油气田开发中起到了举足轻重的应用。
本文将以委内瑞拉重油带胡宁（Junin）区块的6分支鱼骨状水平分支井MFB-955为实例，从如何合理选择导向马达度数、优化钻具组合、分支点的选择、精确掌握造斜率和分支眼之间的防碰等技术和难点出发，阐述鱼骨状水平分支井技术在重油带的应用，为以后此项技术在重油带的油气田开采中提供技术支撑和经验基础。
标签：鱼骨状水平分支井;水平分支井技术;委内瑞拉重油带;优化钻具组合;井眼轨迹委内瑞拉是世界上重要的石油生产与出口国之一，据欧佩克公布的数据，截止2010年底，委内瑞拉探明石油储量2965亿桶，占全球探明储量的18%，跃居世界石油储量第一。
随着委内瑞拉石油开发重点向其重油带的转移，其石油钻采市场前景良好。
因此，各种先进、高效的钻井技术在委内瑞拉重油带油气钻探中得到了充分的利用，此文，将以实例讲述鱼骨状水平分支井钻井技术在委内瑞拉重油带油田的应用。
1 委内瑞拉重油带的地质特点委内瑞拉奥里诺科重油带总面积5.4万平方公里，可开采储量2350亿桶，占委内瑞拉石油总储量的79%。
重油带自西向东划分为博亚卡（Boyaca）、胡宁（Junin）、阿亚库乔（Ayacucho）和卡拉沃沃（Carabobo）四个大区32个可开发区块。
重油带油层埋藏深度普遍比较浅，所开发的生产井完钻深度基本上维持在2200m以内。
奥里诺科重油带主要储集层是海侵背景下的河流三角洲沉积砂岩体系OFICINA组，北倾单斜，倾角在0.5°-4°之间，构造起伏收基地古地形控制，并且重油带油藏以岩性圈闭为主，局部受断层控制，如图1所示。
孤东9—支平1鱼骨状水平井钻井技术应用为了提高稠油油藏的开发效果，最大限度解放油层，增加油层的泄油面积，胜利油田部署了孤东9-支平1水平分支井。
对该井井身结构、钻进方式、裸眼侧钻、钻具组合、施工效果等进行了详细的介绍，该井的成功为胜利油田稠油热采水平分支井技术积累了宝贵的经验。
标签：鱼骨状；水平分支井；分支井眼；裸眼侧钻；稠油热采鱼骨状水平井能够有效的提高采油速度、增加采收率、降低开发成本，优势相当明显。
在孤东9-平61块岩性圈闭稠油油藏中部署分支水平井，可以提高单井产量和储层、储量动用程度，从而提高孤东9-平61块的开发效果。
通过对该块油藏地质和油藏工程分析研究，认为馆上55小层具有水平井开发应用价值，并具有可操作性。
设计鱼骨状水平井井号为孤东9-支平1，设计有1个主井眼和4个分支井眼。
1 油藏地质概况孤东9-平61块位于孤东九区西南部，构造上处于孤南洼陷向孤东潜山披覆构造过渡带上，地层整体西南倾，构造较平缓。
距离该块南北不远处分别发育孤东281断层和孤东29断层，这两条断层断距大，延伸距离远，能有效沟通孤南洼陷生成的油气，因此馆陶组上段的河道砂体是该区良好的储层且具有良好的储盖组合，是形成岩性-构造、岩性油藏的良好场所。
孤东9-平61块砂体顶面构造形态总体上呈现北东高南西低的趋势，孤东9-支平1井附近馆上55小层油层顶面构造埋深为1403～1408m，附近馆上55小层砂体厚度为6～10m。
依据孔隙度渗透率测井解释结果，馆上55小层平均孔隙度32.5%；平均渗透率1921×10-3um2，储层物性比较好，为高孔高渗储层。
2 井身结构设计及主要施工技术难点2.1 井身主要结构设计为全面降低鱼骨状水平井油层主井眼和分支井眼钻井风险、满足稠油油藏开采需求，孤东9-支平1井鱼骨状水平井运用“Φ508.0mm-Φ273.1mm-Φ177.8mm”三层套管建成井身主体，φ273.1mm技术套管下至靶窗入口A点，主井眼水平段下入φ177.8mm精密滤砂管，使各个分支井眼完全实现裸眼完井的目标。
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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