复杂结构井是以水平井为基本特征的系列井型，包括水平井、双水平井、大位移井、多分支井、U形井、连通井及多功能组合井等。

一、前 言　大庆油田开发43年来，连续稳产原油5000×104t以上27年，分层开采技术起到了重要的保障作用。当前已进入高含水后期开采阶段，截止到2002年底，老区综合含水达88．98%，油田开发各种矛盾日益突出，长垣厚油层开采挖潜难度增大。由于储层沉积模式不同，导致各类储层的动用状况不同，经过长期水(聚)驱开发，加剧了高渗透条带，致使驱替液低效或无效循环。这些矛盾和问题严重制约着油田的可持续发展，同时也给采油工程系统提出了新的挑战。根据近三年完钻的9口检查井密闭取心资料看(见表1)，有效厚度大于2m的厚油层有54个，砂岩的有效厚度244．5m，水洗厚度167．18m，其比例为68．4%。平均单井未水洗段有效厚度占水洗层总厚度的33．1%，且主要分布在有效厚度大于2m的厚油层中，剩余油主要分布在厚油层中，因此，挖潜厚油层内剩余油是改善油田开发效果的关键所在。

表一 9口检查井水洗状况

以喇嘛甸油田为例，从特高含水期与高含水期不同时期的取心资料(见表2)对比看，水洗层波及系数基本未变，层内强水洗厚度只提高了一个百分点，未水洗厚度基本不变，注入水除了提高中水洗和弱水洗段的驱油效率外，大部分沿强水洗段无效循环。

表2 不同时期取心井厚油层水洗段驱油效率

统计1983--2000年问共298口井的萨尔图油层(有效厚度＞2m)的同位素吸水剖面资料，随着注水开发时间的延长，层内吸水段厚度比例由开发初期的99．93%减少到当前的87.79%，主要吸水段厚度比例由开发初期的75.63%减少到当前的33.08%。

以上都说明，经长期水流冲刷，加之粘土膨胀、微粒运移甚至出砂，有的油层部位逐渐形成大孔道。在这种情况下，水驱效果越来越差。因为油藏内压力场和流线场形成了“定势”，驱替液大部分优先选择阻力小的方向，即沿着原有的高渗透带或者“大孔道”，流场流动，对低渗透带的波及效率低，驱替效率低，产出液处理量大，造成能源浪费大，非均质厚油层内的油挖潜难度加大。

二、大庆长垣油田地质状况及钻水平井或分支井设想

大庆长垣油田的剩余油主要位于厚油层内部，无论横向还是纵向都高度分散，以前的工艺技术难以解决这类问题，给综合挖潜带来一定困难。水平井或分支井开采具有接触更大油藏面积的能力，将井眼位置钻在未水洗或弱水洗油层部位，作为油井单一井眼可控制更大的泄油面积，其生产压差小于垂直井的压差，可以减少顶气、底水锥进效应。作为注入井单一井眼可控制更大的扫油面积，提高驱替液对油层的控制程度，减轻驱替液沿主流线部位突进，扩大波及体积，实现驱替液在油层平面上均匀推进，提高驱替液的利用率。钻多支水平井可以提高油井的总产量，每层合理配产可控制水的脊进速度，最大限度地提高产量和阶段采收率，同时，可以减少钻井数量，减少占地面积，减轻环境污染。

以北1—330～检49井为例，该井于2001年8月密闭取心，本井所钻遇的有效厚度以大于2m的厚油层为主，厚油层层数9个，有效厚度52.3m，占全井有效厚度的58.4%，分布在萨、葡、高油层中。厚油层的水洗厚度41.16m，占厚油层有效厚度的78.7%。其中SⅡ7一14层砂岩厚度25.6m，有效厚度23.3m，上部连续有3.06m厚的砂岩为未、弱水淹，加上其下的3.28m厚的中水淹油层和0.44m厚的弱水淹油层共有6.78m厚的砂岩含油饱和度比较高(见表3)；SⅢ7—8层砂岩厚度5.6m，有效厚度4.9m，上部有4.61m厚的砂岩为未、弱水淹(见表4)；考虑未水洗或弱水洗的油层厚度、渗透率、含油饱和度，上述的两个层都分别可以钻一支水平井，分析长垣萨中以北油田的4口密闭取心井资料，基本都有1--2个未水洗或弱水洗的厚油层，密闭取心井既代表了偶然性又代表了普遍性，老区厚油层采用水平井或分支井开采具有一定的潜力。

大庆油田老区厚油层河道砂体主要集中在喇嘛甸、萨北和萨中，而且，在喇嘛甸和萨北油田，厚油层河道砂体在萨、葡、高油层皆有分布；在萨中油田，厚油层河道砂体分布在萨、葡油层。以厚度大于2m、未或弱水洗油层作为初步筛选钻水平井或分支水平井的条件，老区厚油层水平井或分支井挖潜剩余油应在萨中以北地区尝试。

表3北1—330一检49井SⅡ7—14层上部部分油层水洗状况及驱油效率

表4北1—330----检49井SⅢ7—8层水洗状况及驱油效率

三、大庆油田利用水平井或分支井进行挖潜需解决的关键技术

“九五”期间，针对厚油层剩余油挖潜，开展侧钻水平井配套技术研究，现场试验2口井，即金侧平6井、高160一侧平38井。

金侧平6井，侧钻前综合含水74.4%，1998年10月1日投产，钻井周期约25d，事故处理54d，建井周期长达94d。预测初产油16.4t/d，初含水40%；实际初期产能很低，产液3.8t/d，初含水76%，只能间歇生产，以后产液量逐步降低，此后关井达11个月。

分析产能低的原因：完井时间长达百天，泥浆对地层污染严重，使油层渗透率大幅度下降。钻井中起下钻次数频繁、钻井时间长、测井时部件落入井内而反复打捞，造成泥浆浸泡时间过长。试井解释的总表皮系数(s采研)为7.866，属严重污染。1999年8月23日对两次射孔段31m+68m进行一次性酸化，措施后日产油15.2t/d，含水14%，见到了一定效果。当前日产油4.2t/d，含水61.2%。

高160一侧平38井，1997年10月完钻投产，建井周期约72d。目的层为曲流河正韵律沉积砂体PⅠ1—2，砂岩厚度8m，有效厚度7.8m，水淹4.2m，剩余3.6m，水平段长80m，射开54m。预测初产油14.21t/d，初含水59.5%。实际初产油8t/d，不含水，以后日产油逐步下降，含水上升。投产后生产状况一直不理想，分析地层污染严重，2001年采取酸化解堵，2003年又补孔，均没有明显效果，说明污染不是产能低的主要原因。当前日产油3t/d，含水50%。

影响产能的其他因素：水平段实际位置与目的层存在偏差，使垂向渗透率难发挥作用；水平段长度低于效益长度；地层能量不足，原始地层压力11.9MPa，投产初期9.6MPa，当前的静压为8.98MPa，沉没度84.7m；控制储量有限。

大庆长垣油田为砂岩油田，油层多，层间矛盾突出，厚油层内部油水分布复杂，挖潜目的层一低水淹部分一般都临近高水淹区，开采后期容易出现水脊，鉴于上述两口侧钻水平井开采存在的污染等问题，针对挖潜的油层特点，提出今后利用水平井开采的发展方向及建议。

水平井或分支井开采技术

是一项涉及油藏、钻井、采油、测井等多学科的综合性技术。要获得最大的成功，重点是油藏能准确地寻找剩余油富集区、钻井能准确低污染地钻到目的层、完井能采取合适的方式、采油能增加或维持原油产量、测井能研制随钻测量系统。

(一)、油藏方面

建议在识别高含水期油藏零散剩余油空间分布规律的基础上，通过油藏细筛选，预测出老区适合水平井或分支井开采的油藏潜力；结合研究地应力大小及相应的方位，分析地应力与钻井井孔稳定性之间的关系，确定水平井或分支井最佳位置和最佳井眼轨迹及最佳的井筒数；对项目进行经济评价，最终获得最优产能

的井眼轨迹形式。

(二)钻井方面

发展分支井钻井技术，针对不同储层的特点开发低成本相适宜的钻井液。进一步降低水平井钻井成本，提高钻井效率，尽量减少油层污染，提高钻遇油层的准确性。

钻井液密度是钻井液的一个基本特性，钻井液密度既要足以控制地层压力和支撑裸眼井井壁稳定，又要防止压裂地层。在水平井或分支井中，随着井斜角的增加，地层破裂压力梯度相应减少，均质岩石坍塌的敏感性增大，在其他条件一定的情况下，井眼倾角增大，钻井液密度可以选择的范围变窄，研制钻井液的难度增大。需要研究确保井壁稳定性好、携屑能力强、不造成地层损害、不卡钻、减少钻具扭矩与阻力的钻井液。

对于钻水平井或套管开窗技术，大庆油田已有一定的经验。应进一步提高钻井效率，缩短建井周期。钻井最好采用中、短曲率半径的水平井。避免钻遇井下存在可能引起钻井问题的地层，如膨胀性粘土层、高含水层等。

钻水平井要求定向中靶精度高，尤其开采薄油层、挖潜老区剩余油，老区剩余油分布复杂，挖潜目的层与高水洗层距离近，保证钻具在油藏区域内或含油饱和度高的区域内极为关键，组合钻具必须应用随钻测量系统，控制垂深和横向误差越小越好，进一步提高对油层命中率。

需要开发研制距钻头近的随钻测量系统，重点是：定向参数(井斜角、方位角、工具面角)；测井参数(自然伽马、电阻率等)。尽可能通过地面二次仪表直观地显示出岩性、含油饱和度、孔隙度等参数。随钻测量系统中的定向专用工具，即“几何靶子”，控制垂深误差最好达0.5m左右；测井专用工具，即“地质靶子”能达到优选剩余油富集区的目的，保证水平段在油层中沿有利部位延伸；其他的测试专用工具能达到使整个钻井过程顺利低污染的完成。

(三)完井方面

研究选择合适的完井方式。目前国内外水平井的完井方式很多，老区厚油层内部油水分布复杂，对于纵向上距高水淹区较近的层，建议水平井采用套管固井完井方式，射孔采用水平定向射孔，即只射水平方位，控制纵向上的水层脊进。研究水平定向射孔技术的难点是如何检测及控制水平方位。对于挖潜油层比较厚，平面上有高水淹区，建议水平井采用割缝筛管加多级管外封隔器完井方式。上述两种完井方式都便于生产控制和增产措施处理，充分发挥每个侧向井眼的潜能。其中割缝筛管加多级管外封隔器完井方式可以扩大水平井段与油层的接触面积，提高油层的完善程度，充分发挥水平井作为无限导流能力泄油通道作用，提高水平井的单井产能。

分支井完井应确保油层和井筒之间具有最佳的连通性、更大的渗流面积，防止层间的相互干扰，有效地控制出砂、防止坍塌，应具备进行分层实施措施。大庆长垣油田为砂岩油田，油层多，层间矛盾突出，宜采用主井眼下套管，侧向井眼采用割缝筛管加多级管外封隔器或尾管固井射孑L，主井眼与侧向井眼联结点处既有机械完整性，又有压力密封，利于采用合适的分段开采方式。

尝试在水平井井筒内或分支井主井眼处采用智能完井管柱，管柱含封隔器、井下控制阀、井下测试仪器，通过调节井下控制阀门来调节水平井井段间或分支井井筒间的产量，使各分支井达到最优化生产，实现分层采油。

(四)采油方面

研究在不同完井条件下的流出特性，老区厚油层突出的矛盾是控制纵向上临近目的层的高水淹区水的脊进，研究合适的分段开采方式、抑制水层脊进的合理生产压差以及相应的其他技术及配套工具。

需要研究、完善不同的完井方式下应用挠性管的酸化、压裂增产增注技术。后期有针对性的增产增注措施必须能解除污染物的堵塞，保证水平井或分支井的有效开采。压裂的难点是如何控制压裂缝的走向为水平方向，保证为水平缝；酸化的关键是防止酸液在水平井段的局部突进或漏失，在生产层内使酸液能够均匀进入整个射孔层段，最大限度地改善产液剖面。

需要研究堵水技术。老区厚油层低水淹部分一般都临近高水淹区，开采后期容易出现水脊，因此厚油层需要封堵高含水部位，开采中、低含水部位。重点应开发机械堵水工艺，机械堵水工艺重点发展重复可调堵水技术，实现在井下重复调整，动作可靠，不用重新作业就可达到调整堵层的目的，克服油井找水难的问题。

四、结 论

(1)长垣萨中以北地区具备水平井挖潜厚油层的地质条件，探讨水平井或分支井挖潜厚油层的可行性。

(2)水平井或分支井开采技术是一项涉及油藏、钻井、采油、测井等多学科的综合性技术，针对油田特点，建议加强多学科研究，发展一套集成化的分支井的开采配套技术。

(3)国外水平井和分支井开采尝试应用井数逐年增多，水平井开采技术开始大规模工业化推广应用，分支井开采上千口，采用智能井分层采油，使各分支井达到最优化生产。正在研究和开发智能钻井系统，能更精确、更严格地按预定轨迹钻进，也可完全根据地下情况来钻井，为分支井的发展展示了光明的前景。建议加强调研，吸收国外先进技术经验，提高技术研发水平和进程。

在复杂地质条件下钻复杂结构井及特殊工艺井时 ,在地质和工程方面存在许多不确定性因素和复杂性问题。随钻导向、实时优化、井下动态诊断及其集成技术是解决这些难题的有效途径，基于智能钻柱，提出了把上述三项技术集成为一个整体的集成化的SOD系统；应用智能钻柱及其相关配套技术能提高双向闭环信息传输速率达 104～106bps ,同时能从地面向井下输送 10～25kW的电力。给出了智能化钻井“导向—优化—诊断”集成系统总体结构设计方案。该系统能使地质条件透明化 ,使钻井过程简化并能提高钻井效率 ,有利于精确控制井身轨迹 ,可随钻分析钻柱 (尤其是底部钻具组合、钻井工具 )的力学行为 ,能优化钻井过程 ,实时识别和处理井下异常工况 ,能降低钻井成本约 20 %。