複雜結構井
複雜結構井是利用水平井或分支井挖潛厚油層剩餘油，是老油田穩產增產的新工藝。充分利用各採油單位的老井的剩餘力量來增產新技術！
複雜結構井的開採技術
一、前 言 大慶油田開發43年來，連續穩產原油5000×104t以上27年，分層開採技術起到了重要的保障作用。目前已進入高含水後期開採階段，截止到2002年底，老區綜合含水達88．98%，油田開發各種矛盾日益突出，長垣厚油層開採挖潛難度增大。由於儲層沉積模式不同，導致各類儲層的動用狀況不同，經過長期水(聚)驅開發，加劇了高滲透條帶，致使驅替液低效或無效循環。這些矛盾和問題嚴重製約著油田的可持續發展，同時也給採油工程系統提出了新的挑戰。根據近三年完鑽的9口檢查井密閉取心資料看(見表1)，有效厚度大於2m的厚油層有54個，砂岩的有效厚度244．5m，水洗厚度167．18m，其比例為68．4%。平均單井未水洗段有效厚度占水洗層總厚度的33．1%，且主要分布在有效厚度大於2m的厚油層中，剩餘油主要分布在厚油層中，因此，挖潛厚油層內剩餘油是改善油田開發效果的關鍵所在。
表一 9口檢查井水洗狀況
以喇嘛甸油田為例，從特高含水期與高含水期不同時期的取心資料(見表2)對比看，水洗層波及係數基本未變，層內強水洗厚度只提高了一個百分點，未水洗厚度基本不變，注入水除了提高中水洗和弱水洗段的驅油效率外，大部分沿強水洗段無效循環。
表2 不同時期取心井厚油層水洗段驅油效率
統計1983--2000年問共298口井的薩爾圖油層(有效厚度>2m)的同位素吸水剖面資料，隨著注水開發時間的延長，層內吸水段厚度比例由開發初期的99．93%減少到目前的87.79%，主要吸水段厚度比例由開發初期的75.63%減少到目前的33.08%。
以上都說明，經長期水流沖刷，加之粘土膨脹、微粒運移甚至出砂，有的油層部位逐漸形成大孔道。在這種情況下，水驅效果越來越差。因為油藏內壓力場和流線場形成了“定勢”，驅替液大部分優先選擇阻力小的方向，即沿著原有的高滲透帶或者“大孔道”，流場流動，對低滲透帶的波及效率低，驅替效率低，產出液處理量大，造成能源浪費大，非均質厚油層內的油挖潛難度加大。
二、大慶長垣油田地質狀況及鑽水平井或分支井構想
大慶長垣油田的剩餘油主要位於厚油層內部，無論橫向還是縱向都高度分散，以前的工藝技術難以解決這類問題，給綜合挖潛帶來一定困難。水平井或分支井開採具有接觸更大油藏面積的能力，將井眼位置鑽在未水洗或弱水洗油層部位，作為油井單一井眼可控制更大的泄油麵積，其生產壓差小於垂直井的壓差，可以減少頂氣、底水錐進效應。作為注入井單一井眼可控制更大的掃油麵積，提高驅替液對油層的控制程度，減輕驅替液沿主流線部位突進，擴大波及體積，實現驅替液在油層平面上均勻推進，提高驅替液的利用率。鑽多支水平井可以提高油井的總產量，每層合理配產可控制水的脊進速度，最大限度地提高產量和階段採收率，同時，可以減少鑽井數量，減少占地面積，減輕環境污染。
以北1—330～檢49井為例，該井於2001年8月密閉取心，本井所鑽遇的有效厚度以大於2m的厚油層為主，厚油層層數9個，有效厚度52.3m，占全井有效厚度的58.4%，分布在薩、葡、高油層中。厚油層的水洗厚度41.16m，占厚油層有效厚度的78.7%。其中SⅡ7一14層砂岩厚度25.6m，有效厚度23.3m，上部連續有3.06m厚的砂岩為未、弱水淹，加上其下的3.28m厚的中水淹油層和0.44m厚的弱水淹油層共有6.78m厚的砂岩含油飽和度比較高(見表3)；SⅢ7—8層砂岩厚度5.6m，有效厚度4.9m，上部有4.61m厚的砂岩為未、弱水淹(見表4)；考慮未水洗或弱水洗的油層厚度、滲透率、含油飽和度，上述的兩個層都分別可以鑽一支水平井，分析長垣薩中以北油田的4口密閉取心井資料，基本都有1--2個未水洗或弱水洗的厚油層，密閉取心井既代表了偶然性又代表了普遍性，老區厚油層採用水平井或分支井開採具有一定的潛力。
大慶油田老區厚油層河道砂體主要集中在喇嘛甸、薩北和薩中，而且，在喇嘛甸和薩北油田，厚油層河道砂體在薩、葡、高油層皆有分布；在薩中油田，厚油層河道砂體分布在薩、葡油層。以厚度大於2m、未或弱水洗油層作為初步篩選鑽水平井或分支水平井的條件，老區厚油層水平井或分支井挖潛剩餘油應在薩中以北地區嘗試。
表3北1—330一檢49井SⅡ7—14層上部部分油層水洗狀況及驅油效率
表4北1—330----檢49井SⅢ7—8層水洗狀況及驅油效率
三、大慶油田利用水平井或分支井進行挖潛需解決的關鍵技術
“九五”期間，針對厚油層剩餘油挖潛，開展側鑽水平井配套技術研究，現場試驗2口井，即金側平6井、高160一側平38井。
金側平6井，側鑽前綜合含水74.4%，1998年10月1日投產，鑽井周期約25d，事故處理54d，建井周期長達94d。預測初產油16.4t/d，初含水40%；實際初期產能很低，產液3.8t/d，初含水76%，只能間歇生產，以後產液量逐步降低，此後關井達11個月。
分析產能低的原因：完井時間長達百天，泥漿對地層污染嚴重，使油層滲透率大幅度下降。鑽井中起下鑽次數頻繁、鑽井時間長、測井時部件落入井內而反覆打撈，造成泥漿浸泡時間過長。試井解釋的總表皮係數(s采研)為7.866，屬嚴重污染。1999年8月23日對兩次射孔段31m+68m進行一次性酸化，措施後日產油15.2t/d，含水14%，見到了一定效果。目前日產油4.2t/d，含水61.2%。
高160一側平38井，1997年10月完鑽投產，建井周期約72d。目的層為曲流河正韻律沉積砂體PⅠ1—2，砂岩厚度8m，有效厚度7.8m，水淹4.2m，剩餘3.6m，水平段長80m，射開54m。預測初產油14.21t/d，初含水59.5%。實際初產油8t/d，不含水，以後日產油逐步下降，含水上升。投產後生產狀況一直不理想，分析地層污染嚴重，2001年採取酸化解堵，2003年又補孔，均沒有明顯效果，說明污染不是產能低的主要原因。目前日產油3t/d，含水50%。
影響產能的其他因素：水平段實際位置與目的層存在偏差，使垂向滲透率難發揮作用；水平段長度低於效益長度；地層能量不足，原始地層壓力11.9MPa，投產初期9.6MPa，目前的靜壓為8.98MPa，沉沒度84.7m；控制儲量有限。
大慶長垣油田為砂岩油田，油層多，層間矛盾突出，厚油層內部油水分布複雜，挖潛目的層一低水淹部分一般都臨近高水淹區，開採後期容易出現水脊，鑒於上述兩口側鑽水平井開採存在的污染等問題，針對挖潛的油層特點，提出今後利用水平井開採的發展方向及建議。
水平井或分支井開採技術
是一項涉及油藏、鑽井、採油、測井等多學科的綜合性技術。要獲得最大的成功，重點是油藏能準確地尋找剩餘油富集區、鑽井能準確低污染地鑽到目的層、完井能採取合適的方式、採油能增加或維持原油產量、測井能研製隨鑽測量系統。
(一)、油藏方面
建議在識別高含水期油藏零散剩餘油空間分布規律的基礎上，通過油藏細篩選，預測出老區適合水平井或分支井開採的油藏潛力；結合研究地應力大小及相應的方位，分析地應力與鑽井井孔穩定性之間的關係，確定水平井或分支井最佳位置和最佳井眼軌跡及最佳的井筒數；對項目進行經濟評價，最終獲得最優產能
的井眼軌跡形式。
(二)鑽井方面
發展分支井鑽井技術，針對不同儲層的特點開發低成本相適宜的鑽井液。進一步降低水平井鑽井成本，提高鑽井效率，儘量減少油層污染，提高鑽遇油層的準確性。
鑽井液密度是鑽井液的一個基本特性，鑽井液密度既要足以控制地層壓力和支撐裸眼井井壁穩定，又要防止壓裂地層。在水平井或分支井中，隨著井斜角的增加，地層破裂壓力梯度相應減少，均質岩石坍塌的敏感性增大，在其他條件一定的情況下，井眼傾角增大，鑽井液密度可以選擇的範圍變窄，研製鑽井液的難度增大。需要研究確保井壁穩定性好、攜屑能力強、不造成地層損害、不卡鑽、減少鑽具扭矩與阻力的鑽井液。
對於鑽水平井或套管開窗技術，大慶油田已有一定的經驗。應進一步提高鑽井效率，縮短建井周期。鑽井最好採用中、短曲率半徑的水平井。避免鑽遇井下存在可能引起鑽井問題的地層，如膨脹性粘土層、高含水層等。
鑽水平井要求定向中靶精度高，尤其開採薄油層、挖潛老區剩餘油，老區剩餘油分布複雜，挖潛目的層與高水洗層距離近，保證鑽具在油藏區域內或含油飽和度高的區域內極為關鍵，組合鑽具必須套用隨鑽測量系統，控制垂深和橫向誤差越小越好，進一步提高對油層命中率。
需要開發研製距鑽頭近的隨鑽測量系統，重點是：定向參數(井斜角、方位角、工具面角)；測井參數(自然伽馬、電阻率等)。儘可能通過地面二次儀表直觀地顯示出岩性、含油飽和度、孔隙度等參數。隨鑽測量系統中的定向專用工具，即“幾何靶子”，控制垂深誤差最好達0.5m左右；測井專用工具，即“地質靶子”能達到優選剩餘油富集區的目的，保證水平段在油層中沿有利部位延伸；其他的測試專用工具能達到使整個鑽井過程順利低污染的完成。
(三)完井方面
研究選擇合適的完井方式。目前國內外水平井的完井方式很多，老區厚油層內部油水分布複雜，對於縱向上距高水淹區較近的層，建議水平井採用套管固井完井方式，射孔採用水平定向射孔，即只射水平方位，控制縱向上的水層脊進。研究水平定向射孔技術的難點是如何檢測及控制水平方位。對於挖潛油層比較厚，平面上有高水淹區，建議水平井採用割縫篩管加多級管外封隔器完井方式。上述兩種完井方式都便於生產控制和增產措施處理，充分發揮每個側向井眼的潛能。其中割縫篩管加多級管外封隔器完井方式可以擴大水平井段與油層的接觸面積，提高油層的完善程度，充分發揮水平井作為無限導流能力泄油通道作用，提高水平井的單井產能。
分支井完井應確保油層和井筒之間具有最佳的連通性、更大的滲流面積，防止層間的相互干擾，有效地控制出砂、防止坍塌，應具備進行分層實施措施。大慶長垣油田為砂岩油田，油層多，層間矛盾突出，宜採用主井眼下套管，側向井眼採用割縫篩管加多級管外封隔器或尾管固井射孑L，主井眼與側向井眼聯結點處既有機械完整性，又有壓力密封，利於採用合適的分段開採方式。
嘗試在水平井井筒內或分支井主井眼處採用智慧型完井管柱，管柱含封隔器、井下控制閥、井下測試儀器，通過調節井下控制閥門來調節水平井井段間或分支井井筒間的產量，使各分支井達到最最佳化生產，實現分層採油。
(四)採油方面
研究在不同完井條件下的流出特性，老區厚油層突出的矛盾是控制縱向上臨近目的層的高水淹區水的脊進，研究合適的分段開採方式、抑制水層脊進的合理生產壓差以及相應的其他技術及配套工具。
需要研究、完善不同的完井方式下套用撓性管的酸化、壓裂增產增注技術。後期有針對性的增產增注措施必須能解除污染物的堵塞，保證水平井或分支井的有效開採。壓裂的難點是如何控制壓裂縫的走向為水平方向，保證為水平縫；酸化的關鍵是防止酸液在水平井段的局部突進或漏失，在生產層內使酸液能夠均勻進入整個射孔層段，最大限度地改善產液剖面。
需要研究堵水技術。老區厚油層低水淹部分一般都臨近高水淹區，開採後期容易出現水脊，因此厚油層需要封堵高含水部位，開採中、低含水部位。重點應開發機械堵水工藝，機械堵水工藝重點發展重複可調堵水技術，實現在井下重複調整，動作可靠，不用重新作業就可達到調整堵層的目的，克服油井找水難的問題。
四、結 論
(1)長垣薩中以北地區具備水平井挖潛厚油層的地質條件，探討水平井或分支井挖潛厚油層的可行性。
(2)水平井或分支井開採技術是一項涉及油藏、鑽井、採油、測井等多學科的綜合性技術，針對油田特點，建議加強多學科研究，發展一套集成化的分支井的開採配套技術。
(3)國外水平井和分支井開採嘗試套用井數逐年增多，水平井開採技術開始大規模工業化推廣套用，分支井開採上千口，採用智慧型井分層採油，使各分支井達到最最佳化生產。正在研究和開發智慧型鑽井系統，能更精確、更嚴格地按預定軌跡鑽進，也可完全根據地下情況來鑽井，為分支井的發展展示了光明的前景。建議加強調研，吸收國外先進技術經驗，提高技術研發水平和進程。
複雜結構井的施工
在複雜地質條件下鑽複雜結構井及特殊工藝井時 ,在地質和工程方面存在許多不確定性因素和複雜性問題。隨鑽導向、實時最佳化、井下動態診斷及其集成技術是解決這些難題的有效途徑 ,基於智慧型鑽柱 ,提出了把上述三項技術集成為一個整體的集成化的SOD系統 ;套用智慧型鑽柱及其相關配套技術能提高雙向閉環信息傳輸速率達 10 4～ 10 6bps ,同時能從地面向井下輸送 10～ 2 5kW的電力。給出了智慧型化鑽井“導向—最佳化—診斷”集成系統總體結構設計方案。該系統能使地質條件透明化 ,使鑽井過程簡化並能提高鑽井效率 ,有利於精確控制井身軌跡 ,可隨鑽分析鑽柱 (尤其是底部鑽具組合、鑽井工具 )的力學行為 ,能最佳化鑽井過程 ,實時識別和處理井下異常工況 ,能降低鑽井成本約 2 0 %。
