鱼骨状水平分支井建35支平1井钻井技术

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1、第38卷第2期石油钻探技术V0l_38NO．22O10年3月PETR()LEUMDRIIIINGTECHNIQUESMar．，2O10●钻井与完井鱼骨状水平分支井建35-支平1井钻井技术崔海林唐洪林闫振来许新强左红军(／li利石油管理局钻井工艺研究院，山东东营257017)摘要：为提高建南气田的采气量和改善开发效果，在建南区块部署了鱼骨状水平分支井——建35一支平1井。在介绍建35一支平1井储层地质情况、井身结构和井身轨迹剖面的基础上，对定向钻进阶段的技术难点进行了详细分析，并从钻具组合、螺杆钻具、钻井参数和钻进方式优选，及套管防磨、分支井眼扭方位、裸眼悬空侧钻和预防再进入分支

2、井眼方面，对该井所采用的工艺技术和技术措施进行了详细介绍。该井的成功，证明采用鱼骨状水平分支井开采海相碳酸盐岩低渗低压裂缝性气藏是可行的，也为今后该技术在海相碳酸盐岩低渗低压裂缝性气藏的推广应用积累了宝贵经验。关键词：裂缝性油气藏；水平井；分支井；建南气田；建35-支平1井中图分类号：TE243文献标识码：B文章编号：1001—0890(2010)02—0023—05建南气田位于四川盆地东缘石柱复向斜中部建完整的背斜构造，构造轴线为北东方向，呈缓“S”形南构造，分为南高点和北高点；气田纵向上包括三叠展布。有2条逆断层：太平镇断层位于构造西北翼，系嘉陵江组嘉1段、三叠系飞仙关组飞

3、3段、二叠系规模较大；石圣一跨石庙断层位于南高点近轴部，规长兴组长2段和石炭系4个工业产层_1]。建南气模较小。田截至1981年7月共探明天然气储量100．25×1．2储层岩性与油藏特点10。m。。建南气田2007年产气量1．024×10。m。，采气速度1_02，累积产气量16．2×10m。，探明该井飞3段储层以颗粒灰岩发育为特征，岩地质储量采出程度为16．2。目前该气田处于低性以灰白一灰色中一厚层泥晶灰岩、砂屑灰岩、鲕采气速度、低采出程度状态，油气藏的开发效果、采粒灰岩为主，见水平、平行层理，斜层理及交错层气量急需改善和提高。由于鱼骨状水平分支井可以理，颗粒灰岩中普遍含生物屑

4、。通过储层岩性分从一个井眼中获得最大的总水平位移，在相同或不析，岩性致密，可钻性低，裸眼悬空侧钻具有较高同方向上钻穿不同深度的多套油气层，具有大幅度的难度。增加油气层裸露面积和延长油气井寿命，提高油建南构造南高点飞3段气藏以孔隙和裂缝为(气)井产量和油(气)采收率的优点_2。]。为此，江主，储层孔隙度分布范围较大，颗粒灰岩孔隙度最汉油田在建南区块部署了第一口鱼骨状水平分支大为3．85，最小为0．52，平均孔隙度为井——建35一支平1井，希望应用先进的鱼骨状水1．200o，渗透率为0．554×10m2_引。建南气田平井技术提高单井产能和建南气田的整体开发效飞3段储层中局部裂缝较发

5、育，储层裂缝多以斜益，实现稀井高产。缝和高角度裂缝为主，水平裂缝较少，裂缝规模以微、细裂缝居多，形态多不规则，裂缝发育不均质，1储层特征钻探难度较大。1．1储层构造特点牧稿日期：2009—08—21；改回日期：2010-0卜22建35-支平1井位于重庆市石柱县黄水镇清河作者简介：崔海林(1981一)，男，山东烟台人，2004年毕业于石村建68X井东北1548m处，构造位置是石柱复向油大学(华东)石油工程专业，工程师，现主要从事钻井新技术研究和斜中部潜伏构造带建南构造南高点西南部，勘探层定向井、水平井现场技术服务_T-作。位为下三叠统飞仙关组飞3段。建南构造为一保存联系方式：(0

6、546)8797402，zjslzp@sina．COFI1石油钻探技术2．2井眼轨道设计2井身结构与井眼轨道设计地层预测结果表明，嘉陵江组嘉2段地层含有膏岩层，造斜点应避开这一井段。而下部井段可钻性相2．1井身结构设计对较低，造斜率的选择直接影响到井眼轨迹控制和后根据区块地层特点、地层压力及钻井完井工期水平井眼的摩阻扭矩。为了减小井下摩阻和扭矩，艺要求，以安全、高效、优质钻井和保护油气层及有利于主井眼水平段和分支井眼的实施，提高钻井效高效开采为原则，该井采用三开井身结构设计，见率，对不同造斜点、造斜率的几种剖面设计进行了对比表1。分析，优选出了建35一支平1井的设计剖面，见表2

7、～4。表1建35-支平1井井身结构设计表2建35-支平1井设计基本数据表3建35-支平1井主井眼剖面设计表4建35一支平1井分支井眼剖面设计第38卷第2期崔海林等：鱼骨状水平分支井建35一支平1井钻井技术m，方位角自44．58。扭至89．28。，方位角变化率3技术难点分析19．61。／100m，主井眼与分支井眼的夹角达到36．56。，连续扭方位作业使井眼轨迹复杂，增大了钻进时的1)造斜点较深，井眼尺寸相对较大，岩性致密，摩阻和扭矩，给钻井带来了极大的风险。可钻性低，钻井效率低。该井造斜点垂深