摘要
E海低孔渗气田储量占总储量的93%，提高低渗透、特低渗透气田开采率，已经成为油气田勘探开发的重要课题。水平分支井技术成为提高低渗透、特低渗透气田开采率的重要手段，使用水平分支井技术提高气田开采率在国内外油气田开发已有先例且效果显著。水平分支井技术，是水平井和侧钻井等多种钻井技术的融合，是当今石油开采工业的热门技术，已在海油E海域多个油气田应用，是实现低渗气田高效开发的重要技术手段。因此，深入研究总结水平井分支井钻井技术意义重大。本文针对水平分支井侧钻技术，深入分析并结合X气田水平分支井现场实钻情况，总结出水平分支井在该区块现场应用的关键，为以后水平分支井在低渗油气田的推广和应用提供借鉴。
E海地区气藏资源主要以中低渗、特低渗为主，占比达93%。低渗、特低渗气藏有效开发是E海地区目前主要攻关方向，应用水平井分支井可有效提高常规低渗气藏单井产
根据最新已钻井实钻结果，证实气田南部H4~H6（垂深3400~3650 m）气藏油气潜力较大。初步评价H4d层探明天然气地质储量约25×1
X气田HG组上段储层孔隙度分布在3%~19.8%，平均13.2%；渗透率分布在0.046~244 mD，平均16.8 mD。HG组下段储层孔隙度分布在2.1%~13%，平均8.5%；渗透率分布在0.0167~1.96 mD，平均0.25 mD，气田整体为低渗气田。
X气田已钻完2口水平井，3口水平分支井。水平井X1H、X4H；水平分支井：主支X5M、分支X5Ma；主支X6M、分支X6Ma、分支X6Mb；主支X9M、分支X9Ma、分支X9Mb。已钻完井主要数据见
悬空侧钻法钻水平分支井在E海油气田应用较多。水平分支井钻井关键技术是悬空侧钻技术和轨迹控制技
悬空侧钻技术：首先将重力工具面摆在井筒低边，依靠工具重力，在低边钻个新井筒。有了新井筒后，再通过改变方位，使其与原井筒分离，最后再按照新的轨迹，继续钻进。2个井筒的彻底分离，标志着悬空侧钻作业成功完
轨迹控制技术：使用旋转导向工具或者马达和LWD工具等实现定向钻进。使用旋转导向和随钻测井工具，结合东海已钻井轨迹控制经验，水平分支井轨迹控制技术已经非常成熟。本文重点介绍水平分支井的裸眼侧钻（悬空侧钻）工艺。
（1）增加井眼在油藏中的长度，扩大泄油面积，提高采收率。
（2）提高低孔渗油气藏产能及采收率。
（3）改善油流动态剖面，减缓锥进速度，提供重力泄油途径，提高油气层纵向动用程度。
（4）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。
（5）地面井口或海上井槽的减少，降低了平台的建造费用、油井管理和环境保护等费用。
马达等指向式旋转导向工具的造斜原理是利用弯角，使钻头在不对称情况下切削地层，逐渐产生井斜；推靠式旋转导向是通过工具自身向井壁施加一个作用力，工具在反作用力的作用下达到控制井斜的目的。推靠式旋转导向多用于直井作业，水平分支井侧钻作业则优选指向式旋转导
（1）侧钻点的选取要考虑容易侧钻并利于控制井眼轨迹。
（2）侧钻点应兼顾地层稳定性和可钻性，以中软砂岩地层最佳。
（3）侧钻点最好在增斜段，且新老井眼方位角相差较大的井段。
轨迹预留，划槽，造台阶，控时钻
在分支井钻进至侧钻点附近，使用高边工具面和100%的力度全力造斜（可带方位），人为制造一个大的局部“狗腿”以利于侧钻主支。一般局部“狗腿”在5°/30 m以上，段长20 m左右。钻完分支井段，上提钻具至侧钻点后转入侧钻主支作业。
水平分支井悬空侧钻作业主要靠工具重力实现新老井眼的分离，井斜的变化是影响新老井眼分离的主要原
| （1） |
式中：D——偏移距，m；L——新井眼钻进的长度，m；α——老井眼与新井眼井斜的差值，rad。
| （2） |
式中：H——新老井眼隔墙厚度，m；d——钻头直径，m。
当偏移距等于钻头直径时，钻头完全进入新井眼，此时隔墙厚度为0 m；适当加快控时钻进的速度，隔墙不足半个钻头直径时严禁加压，以防加压时台阶面破
X气田已钻3口水平分支井，共计5个分支井的侧钻施工作业。5个分支侧钻作业当中，均使用水平分支井悬空侧钻技术，共计实施6次悬空侧钻作业，其中5井次侧钻均一次成功，1井次侧钻失败。
以X6Mb分支井侧钻主支作业中涉及2次侧钻（第一次失败，第二次成功）为例并结合其余4口井水平分支井侧钻作业经验，分析了水平分支井侧钻技术在E海油气田的应用。
X6M井12 in（1 in=25.4 mm，下同）井段钻进至3954 m，9 in套管下深3949.5 m，8 in井段钻进一个主支X6M，2个分支X6Ma及X6Mb。X6M井水平分支井基本数据见
图1 X6M水平分支井水平投影
Fig.1 Horizontal projection of horizontal branch well X6M
施工程序：首先钻进主支至4010 m，继续钻进分支X6Ma至完钻井深4588 m。然后起钻至4010 m进行悬空侧钻主支，顺利完成侧钻后，再钻分支X6Mb至完钻深度5033.35 m。起钻至4248 m（砂岩段），侧钻主支X6M，失败后侧钻点下移至4300 m（泥岩段），完成侧钻后，再钻主支至4845 m完钻。
侧钻底部钻具组合：8 in PDC bit+6 in Xceed+6 in EcoScope+6 in TeleScope+6 in NMDC+6 in Filter Sub+6 in Jar+X/O+5 in HWDP。
钻具配长，保证可以连续侧钻2个单根。X6Mb分支井段完钻后起钻至4248 m准确校深。
（1）轨迹预留情况：X6M井4248~4258 m井斜88.49°~89.62°，局部“狗腿”度3.5°（没有人为提前制造一个较高的局部“狗腿”），侧钻点附近岩性为砂岩。
（2）划槽：排量1950 L/min，顶驱转速100 r/min，旋转导向Xceed设置为（L168，100%），4002~4010 m向下划槽速度20 m/h（快速上提），划槽3 h。
（3）造台阶：排量1950 L/min，顶驱转速100 r/min ，4248 m处定点循环1 h。
（4）控时钻进，进程控制如
4240~4248 m划槽3.5 h后，测点4248 m井斜降至88.25°，比老井眼小0.24°，方位变化不明显，划槽虽有一定效果，但井斜降幅不明显。控时钻进期间井斜差值先渐大后渐小，最后基本与老井眼一致。确认侧钻失败后，下移侧钻点继续侧钻X6M主支。
4248 m侧钻失败后，下移侧钻点至X6Mb分支井段的轨迹预留段，再次侧钻。钻具配长，保证可以连续侧钻2个单根，4300 m准确校深。
（1）轨迹预留情况：X6Mb井4294~4312 m主动造高“狗腿”，旋转导向Xceed指令设置为（R24， 100%），井斜由89°增至91.31°，方位由31.85°增至34.18°，局部“狗腿”7°/30 m。
（2）划槽：排量2100 L/min，顶驱转速100 r/min，旋转导向指令设置为（L168，100%），4292~4300 m划槽，下放速度20 m/h（快速上提），每次下放不超过侧钻点，划槽4 h。
（3）造台阶：排量2100 L/min，顶驱转速100 r/min，4300 m处定点循环2 h。
（4）控时钻进，进程控制如
4292~4300 m划槽3 h后，测点4299.81 m，井斜降至89.07°，比老井眼小1.03°；方位增至31.35°，比老井眼大0.5°，划槽效果比较理想。
控时钻进至测点4302.86 m，井斜降至88.9°，比老井眼小1.58°；方位降至31.48°，比老井眼小1.21°。控时钻进钻压明显增大，说明钻头已经钻入新地层。控时钻进至测点4315.05 m，井斜降至86.7°，比老井眼小4.88°；方位降至30.61°，比老井眼小3.81°。该处预算4320.23 m，井斜85.9°左右，与老井眼分离间距0.7 m，确认侧钻成功。
（1）侧钻失败主要原因为侧钻点附近局部“狗腿”较小，不在轨迹预留段。
（2）局部“狗腿”较小，导致划槽造台阶效果不好，划槽结束后井斜比老井眼仅小0.24°。
（3）局部“狗腿”较小，划槽及控时钻进期间“上翘大狗腿井段”不能起到良好的支点作用。
（1）悬空侧钻点应选取轨迹预留段，避免在稳斜段，在增斜井段进行低边侧钻更有利于新井眼的井壁稳定。低边侧钻时能够起到支点作用，便于进行悬空侧钻。侧钻点在方位选择上应同时满足新老井筒有效分离和侧钻井眼轨迹的容易控制。
（2）控时钻进如遇突发情况，需慢提慢放，保持连续侧钻，防止破坏台阶。同时为保证侧钻成功率，还需相应增加进尺。
（3）成功侧钻形成新井眼后，为避免因管柱震动或水力冲刷而造成隔墙破坏，应适当降低钻井参数。侧钻成功后及时调整指令，避免局部“狗腿”过大影响后续完井作业。
（4）该技术的成功实施有效增加了泄油面积及采收率，同时也节约了一部分建造成本。但该技术在具体实施中部分关键点存在经验不足，需要在后续作业中总结经验，提高侧钻成功率。
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