姓名：雍毅
班级：油工61201
序号：33
学号：201261807
摘要：多底分支井钻技术是一项在世界上20年代就提出的技术，只是在90年代随着 钻井完井技术的发展才得到大力发展，由于分支井在开采石油上从多方面看有很多优点的技术，因此在世界得到发展很快就成为了世界上石油开采上的一项提高经济效益的重要技术。世界上为了进一步的发展多底分支井技术巳对该技术进行了世界分级工作。辽河油田也认识到了分支井的优点，并于上世纪90年代开发了分支井的研究，并先后在国内成功完成了三口分支井，
在分支井钻完井上取得了一定的经验。
关键词：多底分支井、分支井完井、水平井、分支井开窗。
1． 多底分支井在世界发展状况
分支井的理论早在二十世纪初就提出来了，早在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，多底分支井钻井大多是90年代的事，不过其发展速度很快。目前在美国南得克萨斯多底分支井钻井已是相对较为普及的活动。1993年Unocal 公司在加利福尼亚近海Dos Cuadras油田钻了5口3层分支井，并都已投产。至1996年Sperry-Sun 公司的LTBS 曾为50口多底分支井进行过服务。至1996年国内外已钻出1000多口分支井，其中只有大约20口井是采用所规定的装置进行完井。 据报道，在美国 Austin Chalk 地区和欧洲北海地区，用直井、水平井、多分支水平井开发，又得到如下的“吨油成本”比值： Austin Chalk 1.0:0.48:0.39 北海地区
1.0:0.77:0.56 多底分支井技术发展到今天巳实现了系列化和标准化，国际上为了便于对各公司分支井技术进行技术区分，十四家大的石油公司对多底分支井技术进行了统一的技术分级，它的分级主要是根据分支井的关键技术进行的，世界上把分支井分成了六个级别。 多底分支井在国内的发展是比较早的，国内新疆油田、辽河油田、胜利油田、南海油田、四川气田都先后钻成过多底分支井。 多底分支井发展的快慢取决于油藏工程、完井技术、修井、采油和测试技术的发展速度。目前，辽河石油勘探局工程技术研究院已在完井、钻井、油藏、修井、采油方面作了大量的工作。
2． 分支井优点
多底分支井在油田的开发上具有很多独特的优点。概括起来它具有如下一些特点： 具有接触更大油藏面积的能力，因而能由单一井眼控制更大的采油面积。 具有一个以上水平段采油能力或有效开发多层油藏的能力。可以防止锥进效应。使用较少的直井开发不规则形状油田，占地面积较小。降低钻井成本。可通过多个分支井长度的总和达到指定的水平段长度。可减少井下或地面设备的投资或日常管理费用。 减少地面油池的数量，因而可以减少对环境的污染。具有多方向找到油藏边界极限的能力。直井的开采系数不超过50%，而分支水平井
可达60－80%。每口井有多个油层同时进行开发可以提高油井产量。 减少油井对场地的需求。
3． 多底分支井钻井窗口的选择
分支井开窗的窗口位置是十分重要的，在分支井窗口位置的选择上主要应考虑以下几个方面： 窗口位置地层可钻性好，地层稳定。分支井开窗与普通开窗一样，要求窗口位置地层可钻性好，要避免在可钻性差的地层开窗，以保证窗口能顺利开出。分支井是一种特殊油井，它的施工时间要长于普通的侧钻井，窗口位置在以后的生产时间内也会有大量的作业，而在作业的过程中难免会引起窗口的振动。因此要求窗口位置地层相对稳定，一般选择比较稳定的泥岩地层较为合适。 窗口位置与目的层位垂直高度差。窗口的高度是保证所钻出的分支井眼能以较低的成本和安全地钻达目的层关鍵技术之一，在选择分支井窗口高度时要充分考虑到在钻井过程中钻具的造斜能力、地层的造斜能力、完井的狗腿度，要保证完井管柱的顺利入井需求，特别是以后采油作业和增产措施对狗腿度的要求。 窗口位置没有水层。分支井是一种特殊工艺井，由于分支井窗口的存在，因此完井套管就不可能象普通侧钻井一样增加套管的重合段解决窗口的出水问题，在窗口地层水丰富的情况下水泥的固结强度也会受到影响。因此窗口处容易发生出水等复杂情况，给油井的正常生产带来不利影响。甚至是致命的。辽河油田在第一口分支井施工时由于没有认识到这个问题结果造成了采油时窗口出水，后经多次施工进行堵水才试压合格，但由于固井时有大水层的原因造成套管外窜水，给生产带来了问题，使该井不得不进行单支生产。
4． 多底分支井井眼轨迹控制
多底分支井井眼轨迹的控制是分支井钻完井中的另一个重要问题。分支井特别是老井侧钻分支井由于一般老井都是定向井，在分支井的实际钻井中的井眼轨迹都是三维井身轨迹，因此钻井及设计必须重视。在分支井钻井中由于窗口离油层比较近，不允许在钻井上浪费垂深，而且要求井眼光滑，保证套管一次下入到预定井深。因此在钻井进中要注意以下几个问题：钻具组合选择合理，确保达到预定的造斜率，特别是要留有余地。 测量仪器能保证测量数据的准确，特别是要正确预测钻头处的真实参数。测量数据的处理科学合理。逐点计算与预测，从总体上分析实钻剖面的发展与变化趋势。实时监测工具面，控制井
眼轨迹平滑连续，避免井眼轨迹突变根据井底预测、待钻设计、施工经验，对分支井的钻井施工进行及时全面的规划，确定所采取措施的时机及意外情况的对策提前预测井眼进入油层的空间姿态，以便为下一步的钻井创造良好条件。在钻进中尽量采用复合钻井以提高钻速，适当进行短起下降低井眼磨阻。
5． 辽河油田多底分支井完井工艺
多底井的完井方法有多种，相对应的完井工艺也各不相同。这里重点介绍辽河油田分支井完井工艺及完井的特点。分支井完井与一般定向井，水平井等都有很大有不同，分支井钻完井的主要技术难点大都体现在分支井的完井上，辽河油田分支井系统完井工具设计钻井次序为从下到上逐个进行，如果窗口没有特殊要求则利用下一个窗口的完井管柱作为上一个分支井的支撑点。 分支井完井的关键在第二分支井的钻井和完井上，首先是要保证第二公支井的窗口状态良好，要求的钻井时钻出一个比较规矩的窗口，要防止下井工具对窗口的损坏。其次在作业过程中要很好地保护第一分支井顶部的工具完好无损。第三是要防止下井过程中工具落井造成入井工具和下部预留工具被损坏。第四是要保证入井工具配合角、尺寸与油井工具的实际情形相符。 辽河油田分支井工具主要具有以下几个特点： ①采用预开孔套管与导斜器配合技术，能保证主、支井眼连接处的力学完整性、机械稳定性； ②采用注水泥固井技术（局部封固或全封固），保证主、支井眼连接处有比较可靠的液压密封性； ③采用预置式定位定向装置，保证各分支井眼的再进入性； ④采用定向装置，保证各分支井定向的准确性、连续性和简洁性； ⑤该系统有多种完井管柱组合，能保证内管柱注水泥，空心胶塞注水泥，定位局部注水泥等各种固井方式的顺利实施； ⑥该系统有功能齐全的完井管柱丢手装置，能保证完井管柱的顺利下井，并按先定向悬挂，后丢手脱离，再挤水泥固井、循环洗出多余水泥的顺序安全施工； ⑦该系统结构精练，机械强度高，主、支井眼通径大，功能齐全，操作方便，施工安全，适用于各种不同类型的油气井中使用； ⑧该系统各工具、装置加工简捷，制造方便，组装可靠，能极大地降低工程成本，具有极大的推广应用价值。 ⑨该套系统总体上达到了国际标准分级4级水平，该系统也可以升级为5级完井要求。四川分支井完井难度巳基本上达到了国际标准5级水平，实现了双分支井眼的分别压裂和分别投产。 在窗口密封问题上研究了三种不同的窗口密封剂，可以在完井后对窗口挤入密封剂进
行窗口密封，在四川完成的新浅90井就成功应用了一种窗口密封剂，窗口密封压力达到了12Mpa(地层破裂压力为13MPa) 。为了解决稠热采问题，辽河石油勘探局工程院开发了可以抗高温的窗口密封剂及相应密封工艺技术，完全可以满足热采井窗口密封需要。同时也开发了全新的普通油井用窗口密封剂与密封工艺，可以保证窗口密封可靠。
6． 辽河油田多底分支井实际施工实例
① 14－20分支井 海14－20井是辽河油田在国内施
工的第一口具有现代完井意义的多底分支井。它的成功标志着中国已具备钻多底分支井的全套技术。 海14－20井是辽河油田海外河油区的一口长停井，该井在钻分支井之前累计采油15163吨。后来油井出砂、出水被迫改为注水井，注水两年后注水困难停注。为了使该能形成新的产能，经论证决定该井进行分支井钻完井试验。 海14－20井井深2000m ，从下到上有多层油藏，该区块开采方案都是分层开采，该区块油层一般都具有薄而高产的特点，初期单层油藏可达日产原油50吨。为了解决分采问题一般对固井要求较高。 海外河油区是一个老区块，面临的主要任务是打调整井，设计海14－20井的目的就是想用一口分支井代替3口调整井。根据地质设计要求，钻井时要把3个分支分别钻到预定的地下位置，要保证地下井网的合理性，因此该分支井对所钻井的井斜与方位都有严格要求。增加了后来的钻井、完井难度。 海14－20井在1999年底开钻，于2000年初完成了海14－20分支井的钻完井工作，工程上实现了三分支井的目的。 F1分支井：侧钻开窗位置1600m ，钻至井深1945m ，裸眼段长345m ；井斜角从窗口的16.6°降至井底的10°；方位角则从窗口的358°降至井底的214°；φ127mm 尾管至井深1939.57mm ；射孔井段为 1821.1m—1892.2m ，油层12.3m/7层。 F2分支井：侧钻开窗位置1582.72m ，钻至井深2045m ，裸眼段长463m ；井斜角从窗口的17°增至井底的40°；方位角则从窗口的357.3°降至井底的279°；φ127mm 尾管下至2035.97m ；射孔段为1844.1m —2022.6m, 油层25.7m/13层。 F3分支井：侧钻开窗位置1562m ，钻至井深2066m ，裸眼井段长504m; 井斜角从窗口的18.8°增至井底的31.5°；方位角则从窗口的356.1°增至91°；φ127mm 尾管下至井深2055.44m ；射孔井段为1833.6m —1962.0m ，油层11.7m/6层。 海14－20井钻井时间长达3个月，比正常钻井时间长了1个多月，主要原因是海14－20井是国内实施的第一口分支井，无成熟的经验可借鉴，主要工具设计与实际要求有一定误差。例如：海14－20井的定向定位悬挂器操作时错误，造成窗口太
小，使得井下预留修井下定向套变形。后用预备的第二套方案达到了设计目的，极大地延误了施工周期。 施工井队没有分支井施工经验也是造成施工周期延长的一个重要原因。海14－20井施工时间是在冬天，气温在零下20多度，由于气温低，无论是人员还是设备都达不到预计的操作水平和性能要求，生产时效很低。。 从事分支井现场技术操作的人员，对分支井的关键技术和关键环节掌握不准，以致在关键环节的施工上出现失误，加之现场施工中又没有成型的施工工艺规范，这些都是造成该井时间长的主要因素之一。 ②新浅90分支井 新浅90分支井位于四川德阳新场气田上，井深1000m ，该井的地质目的为评价、开发新场构造北翼部位JP22气层为主要目的，兼顾评价其它可能钻遇的含气层，为进一步开发新场气田蓬莱镇组JP2气藏提供依据。 新浅90井钻完井过程基本正常，达到设计要求，由于固井措施得当，完井后采用窗口封闭济对窗口进行了密封，经试压证实该井窗口密封压力为12Mpa(窗口地层破裂压力为15MPa) 。该井完成后就进行了试采工作。 西南石油地质局于2002年5月对新浅90井进行了试采工作，其中90井压裂压力为26Mpa 、加砂6m3、后加不进砂，试采日产气7300 m3、作业正常。90-2井加砂压裂压力为26Mpa 、加砂12m3、日产气3500 m3、作业均正常。该井射孔及下封隔器等均正常，该井在工程上完全达到了工程目的，产量由于地质原因不是很高。在同一井场的90-1井经压裂后日产也是3500 m3。 ③静31－59分支水平井 静31－59井是辽河油田分公司沈阳油厂沈95块静17块上的一口低效井。静17块构造位于大民屯凹陷静安堡构造带东部，沈阳采油厂沈95块北部。该块中间被一条近北西走向的断层分割成两个次级断块。静31－59井是位于西部的29－57断块。开发目的层为沙三四段，油层埋深2100－2230m 。静17块于1988年采用450米注水井网全面投入开发。静29－57断块共部署有各类井15口，其中：油井12口，注水井3口。侧钻水平井两口。截止到目前，全块共累计采油15.38万吨，累计注水21.19万吨，累计采水2.98万吨，累计注采比0.907，采油速度0.3%，采出程度8.8%。现油井开井4口，平均单井日产油3.85t/d，断块日产油15.7t/d，日产水11.4t/d，综合含水42%。注水井全部关井。该区块生产的油井主要产量来自两口铡钻水平井。水平井一般产量不是很高，但稳产时间长，可以长期稳定生产。 静31－59井所属区块为河道沉积，因此平面上油层变化较大。如果用水平井进行开发遇到的地质难题是井眼太长地质跟踪因难，水平井段太长钻井风险也相应增加，特别是在6十7号层与8号层之间有8－10m 隔层，如果用水平井进行开发结果是只有一个油层被开发。而且
该区块油井即使是水平井产量也不高，为了提高开发效率决定用分支水平井对该井进行开发。 静31－59井开窗位置在2000米，用铣锥开窗，于2002年10月17日开钻，到12月完成钻井工作。该井第一分支井眼水平段长201.9米，油层穿遇率100%，下入筛管260米，第二分支井眼开窗点井深：2075.61米，至2236米入靶，井斜80°，方位12.9°。12月2日4：00打完F2水平段至2448.3米，井斜
92.2°，方位7.7°。全井最大井斜：94.9度（2355.26米）。F2水平段长212.3米，油层穿遇率80%以上。该井经过酸化后目前日产油13t ，井筒动液面800米，生产压差不大，还可以通过调参实现增产。该地区油井一般要生产1月以上时间才会达到正常产量，油井达产以后产量很稳定。 静31－59井的钻井时间也比预计时间长，主要原因是在钻井过程中造斜器中途落井，对井下已安装的下定向套造成了损害。在下入导斜器进行通井时，由于导斜方向出现安装误差。使该分支井重入出现偏差，经多次修正与调节，最终达到了设计要求，但也使得施工周期延长。 从上面三口井的实例可以看出，多底分支井技术是一套复杂的系统工程，它需要对油藏地质、钻井、完井和采油工艺进行系统设计和综合考虑。辽河油田分支井技术经多年的研究与应用，到目前为止巳取得了成功，达到了国际标准的四级水平，在四川与新星公司合作完成的新浅90井巳接近国际5级水平，做到了窗口机械密封。目前辽河石油勘探局工程技术研究院正在进行更高级别分支井技术研究，完全可以满足国内一般钻分支井要求。 辽河油田分支井虽然取得了成功，但也仍有许多需要整改与完善的地方，主要的问题是现场施工井数太少，与国外其它大石油公司相比施工经验明显不足，辽河油田分支井技术与其它公司技术一样是在实践中不断完善与提高，尽管在现场施工中走了不少弯路，甚至有的油井费了很大努力才完成，但总的来看整套工具技术已达到现场应用水平。已形成的预开窗多底分支井完井系统也在实践中得到不断完善和发展。多底分支井在辽河油田的发展正如贝克公司的专家说的一样，在都是没有钻分支井经验的条件下钻前面几口井的时间和费用都会是正常分支井的几倍。目前辽河油田分支井技术可以说已渡过了分支井开始的技术危险阶段。由于有前面几口井成功经验，可以说辽河油田分支井已始步入技术成型期，可以满足国内一般分支井钻完井的要求。
7. 初步认识
⑴分支井是继定向井、水平井之后的又一钻井发展热点，世界各大石油公司都在进行研究，而且国外已取得了很大的进步，其发展速度很快，发展方向是智能化、简单化。美国AM 大学石油工程教授Michael Exonomides1997年说：今天的分支井正如二十世纪80年代的水平井技术一般，随着一项项相关技术的发展，它将在今后的五年内腾飞。 ⑵辽河油田已掌握了的多底分支井技术，形成了独立的技术体系，可以满足国内分支井钻井及开采的需要。 ⑶多底分支井技术是一个技术相对复杂的系统工程，需要有油藏地质、钻井工程、采油工艺等专业的密切配合，并且要通过现场的几口井的实验才能真正掌握该项技术。 ⑷多底分支井完井工具设计的合理是分支井取得成功的关键，即使是一个小的设计缺点或工艺上小的疏忽也可能会给现场施工带来不可估量的损失，甚至导致油井报废，在整体设计中要充分认识到问题的严重性和重要性
姓名：雍毅
班级：油工61201
序号：33
学号：201261807
摘要：多底分支井钻技术是一项在世界上20年代就提出的技术，只是在90年代随着 钻井完井技术的发展才得到大力发展，由于分支井在开采石油上从多方面看有很多优点的技术，因此在世界得到发展很快就成为了世界上石油开采上的一项提高经济效益的重要技术。世界上为了进一步的发展多底分支井技术巳对该技术进行了世界分级工作。辽河油田也认识到了分支井的优点，并于上世纪90年代开发了分支井的研究，并先后在国内成功完成了三口分支井，
在分支井钻完井上取得了一定的经验。
关键词：多底分支井、分支井完井、水平井、分支井开窗。
1． 多底分支井在世界发展状况
分支井的理论早在二十世纪初就提出来了，早在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，多底分支井钻井大多是90年代的事，不过其发展速度很快。目前在美国南得克萨斯多底分支井钻井已是相对较为普及的活动。1993年Unocal 公司在加利福尼亚近海Dos Cuadras油田钻了5口3层分支井，并都已投产。至1996年Sperry-Sun 公司的LTBS 曾为50口多底分支井进行过服务。至1996年国内外已钻出1000多口分支井，其中只有大约20口井是采用所规定的装置进行完井。 据报道，在美国 Austin Chalk 地区和欧洲北海地区，用直井、水平井、多分支水平井开发，又得到如下的“吨油成本”比值： Austin Chalk 1.0:0.48:0.39 北海地区
1.0:0.77:0.56 多底分支井技术发展到今天巳实现了系列化和标准化，国际上为了便于对各公司分支井技术进行技术区分，十四家大的石油公司对多底分支井技术进行了统一的技术分级，它的分级主要是根据分支井的关键技术进行的，世界上把分支井分成了六个级别。 多底分支井在国内的发展是比较早的，国内新疆油田、辽河油田、胜利油田、南海油田、四川气田都先后钻成过多底分支井。 多底分支井发展的快慢取决于油藏工程、完井技术、修井、采油和测试技术的发展速度。目前，辽河石油勘探局工程技术研究院已在完井、钻井、油藏、修井、采油方面作了大量的工作。
2． 分支井优点
多底分支井在油田的开发上具有很多独特的优点。概括起来它具有如下一些特点： 具有接触更大油藏面积的能力，因而能由单一井眼控制更大的采油面积。 具有一个以上水平段采油能力或有效开发多层油藏的能力。可以防止锥进效应。使用较少的直井开发不规则形状油田，占地面积较小。降低钻井成本。可通过多个分支井长度的总和达到指定的水平段长度。可减少井下或地面设备的投资或日常管理费用。 减少地面油池的数量，因而可以减少对环境的污染。具有多方向找到油藏边界极限的能力。直井的开采系数不超过50%，而分支水平井
可达60－80%。每口井有多个油层同时进行开发可以提高油井产量。 减少油井对场地的需求。
3． 多底分支井钻井窗口的选择
分支井开窗的窗口位置是十分重要的，在分支井窗口位置的选择上主要应考虑以下几个方面： 窗口位置地层可钻性好，地层稳定。分支井开窗与普通开窗一样，要求窗口位置地层可钻性好，要避免在可钻性差的地层开窗，以保证窗口能顺利开出。分支井是一种特殊油井，它的施工时间要长于普通的侧钻井，窗口位置在以后的生产时间内也会有大量的作业，而在作业的过程中难免会引起窗口的振动。因此要求窗口位置地层相对稳定，一般选择比较稳定的泥岩地层较为合适。 窗口位置与目的层位垂直高度差。窗口的高度是保证所钻出的分支井眼能以较低的成本和安全地钻达目的层关鍵技术之一，在选择分支井窗口高度时要充分考虑到在钻井过程中钻具的造斜能力、地层的造斜能力、完井的狗腿度，要保证完井管柱的顺利入井需求，特别是以后采油作业和增产措施对狗腿度的要求。 窗口位置没有水层。分支井是一种特殊工艺井，由于分支井窗口的存在，因此完井套管就不可能象普通侧钻井一样增加套管的重合段解决窗口的出水问题，在窗口地层水丰富的情况下水泥的固结强度也会受到影响。因此窗口处容易发生出水等复杂情况，给油井的正常生产带来不利影响。甚至是致命的。辽河油田在第一口分支井施工时由于没有认识到这个问题结果造成了采油时窗口出水，后经多次施工进行堵水才试压合格，但由于固井时有大水层的原因造成套管外窜水，给生产带来了问题，使该井不得不进行单支生产。
4． 多底分支井井眼轨迹控制
多底分支井井眼轨迹的控制是分支井钻完井中的另一个重要问题。分支井特别是老井侧钻分支井由于一般老井都是定向井，在分支井的实际钻井中的井眼轨迹都是三维井身轨迹，因此钻井及设计必须重视。在分支井钻井中由于窗口离油层比较近，不允许在钻井上浪费垂深，而且要求井眼光滑，保证套管一次下入到预定井深。因此在钻井进中要注意以下几个问题：钻具组合选择合理，确保达到预定的造斜率，特别是要留有余地。 测量仪器能保证测量数据的准确，特别是要正确预测钻头处的真实参数。测量数据的处理科学合理。逐点计算与预测，从总体上分析实钻剖面的发展与变化趋势。实时监测工具面，控制井
眼轨迹平滑连续，避免井眼轨迹突变根据井底预测、待钻设计、施工经验，对分支井的钻井施工进行及时全面的规划，确定所采取措施的时机及意外情况的对策提前预测井眼进入油层的空间姿态，以便为下一步的钻井创造良好条件。在钻进中尽量采用复合钻井以提高钻速，适当进行短起下降低井眼磨阻。
5． 辽河油田多底分支井完井工艺
多底井的完井方法有多种，相对应的完井工艺也各不相同。这里重点介绍辽河油田分支井完井工艺及完井的特点。分支井完井与一般定向井，水平井等都有很大有不同，分支井钻完井的主要技术难点大都体现在分支井的完井上，辽河油田分支井系统完井工具设计钻井次序为从下到上逐个进行，如果窗口没有特殊要求则利用下一个窗口的完井管柱作为上一个分支井的支撑点。 分支井完井的关键在第二分支井的钻井和完井上，首先是要保证第二公支井的窗口状态良好，要求的钻井时钻出一个比较规矩的窗口，要防止下井工具对窗口的损坏。其次在作业过程中要很好地保护第一分支井顶部的工具完好无损。第三是要防止下井过程中工具落井造成入井工具和下部预留工具被损坏。第四是要保证入井工具配合角、尺寸与油井工具的实际情形相符。 辽河油田分支井工具主要具有以下几个特点： ①采用预开孔套管与导斜器配合技术，能保证主、支井眼连接处的力学完整性、机械稳定性； ②采用注水泥固井技术（局部封固或全封固），保证主、支井眼连接处有比较可靠的液压密封性； ③采用预置式定位定向装置，保证各分支井眼的再进入性； ④采用定向装置，保证各分支井定向的准确性、连续性和简洁性； ⑤该系统有多种完井管柱组合，能保证内管柱注水泥，空心胶塞注水泥，定位局部注水泥等各种固井方式的顺利实施； ⑥该系统有功能齐全的完井管柱丢手装置，能保证完井管柱的顺利下井，并按先定向悬挂，后丢手脱离，再挤水泥固井、循环洗出多余水泥的顺序安全施工； ⑦该系统结构精练，机械强度高，主、支井眼通径大，功能齐全，操作方便，施工安全，适用于各种不同类型的油气井中使用； ⑧该系统各工具、装置加工简捷，制造方便，组装可靠，能极大地降低工程成本，具有极大的推广应用价值。 ⑨该套系统总体上达到了国际标准分级4级水平，该系统也可以升级为5级完井要求。四川分支井完井难度巳基本上达到了国际标准5级水平，实现了双分支井眼的分别压裂和分别投产。 在窗口密封问题上研究了三种不同的窗口密封剂，可以在完井后对窗口挤入密封剂进
行窗口密封，在四川完成的新浅90井就成功应用了一种窗口密封剂，窗口密封压力达到了12Mpa(地层破裂压力为13MPa) 。为了解决稠热采问题，辽河石油勘探局工程院开发了可以抗高温的窗口密封剂及相应密封工艺技术，完全可以满足热采井窗口密封需要。同时也开发了全新的普通油井用窗口密封剂与密封工艺，可以保证窗口密封可靠。
6． 辽河油田多底分支井实际施工实例
① 14－20分支井 海14－20井是辽河油田在国内施
工的第一口具有现代完井意义的多底分支井。它的成功标志着中国已具备钻多底分支井的全套技术。 海14－20井是辽河油田海外河油区的一口长停井，该井在钻分支井之前累计采油15163吨。后来油井出砂、出水被迫改为注水井，注水两年后注水困难停注。为了使该能形成新的产能，经论证决定该井进行分支井钻完井试验。 海14－20井井深2000m ，从下到上有多层油藏，该区块开采方案都是分层开采，该区块油层一般都具有薄而高产的特点，初期单层油藏可达日产原油50吨。为了解决分采问题一般对固井要求较高。 海外河油区是一个老区块，面临的主要任务是打调整井，设计海14－20井的目的就是想用一口分支井代替3口调整井。根据地质设计要求，钻井时要把3个分支分别钻到预定的地下位置，要保证地下井网的合理性，因此该分支井对所钻井的井斜与方位都有严格要求。增加了后来的钻井、完井难度。 海14－20井在1999年底开钻，于2000年初完成了海14－20分支井的钻完井工作，工程上实现了三分支井的目的。 F1分支井：侧钻开窗位置1600m ，钻至井深1945m ，裸眼段长345m ；井斜角从窗口的16.6°降至井底的10°；方位角则从窗口的358°降至井底的214°；φ127mm 尾管至井深1939.57mm ；射孔井段为 1821.1m—1892.2m ，油层12.3m/7层。 F2分支井：侧钻开窗位置1582.72m ，钻至井深2045m ，裸眼段长463m ；井斜角从窗口的17°增至井底的40°；方位角则从窗口的357.3°降至井底的279°；φ127mm 尾管下至2035.97m ；射孔段为1844.1m —2022.6m, 油层25.7m/13层。 F3分支井：侧钻开窗位置1562m ，钻至井深2066m ，裸眼井段长504m; 井斜角从窗口的18.8°增至井底的31.5°；方位角则从窗口的356.1°增至91°；φ127mm 尾管下至井深2055.44m ；射孔井段为1833.6m —1962.0m ，油层11.7m/6层。 海14－20井钻井时间长达3个月，比正常钻井时间长了1个多月，主要原因是海14－20井是国内实施的第一口分支井，无成熟的经验可借鉴，主要工具设计与实际要求有一定误差。例如：海14－20井的定向定位悬挂器操作时错误，造成窗口太
小，使得井下预留修井下定向套变形。后用预备的第二套方案达到了设计目的，极大地延误了施工周期。 施工井队没有分支井施工经验也是造成施工周期延长的一个重要原因。海14－20井施工时间是在冬天，气温在零下20多度，由于气温低，无论是人员还是设备都达不到预计的操作水平和性能要求，生产时效很低。。 从事分支井现场技术操作的人员，对分支井的关键技术和关键环节掌握不准，以致在关键环节的施工上出现失误，加之现场施工中又没有成型的施工工艺规范，这些都是造成该井时间长的主要因素之一。 ②新浅90分支井 新浅90分支井位于四川德阳新场气田上，井深1000m ，该井的地质目的为评价、开发新场构造北翼部位JP22气层为主要目的，兼顾评价其它可能钻遇的含气层，为进一步开发新场气田蓬莱镇组JP2气藏提供依据。 新浅90井钻完井过程基本正常，达到设计要求，由于固井措施得当，完井后采用窗口封闭济对窗口进行了密封，经试压证实该井窗口密封压力为12Mpa(窗口地层破裂压力为15MPa) 。该井完成后就进行了试采工作。 西南石油地质局于2002年5月对新浅90井进行了试采工作，其中90井压裂压力为26Mpa 、加砂6m3、后加不进砂，试采日产气7300 m3、作业正常。90-2井加砂压裂压力为26Mpa 、加砂12m3、日产气3500 m3、作业均正常。该井射孔及下封隔器等均正常，该井在工程上完全达到了工程目的，产量由于地质原因不是很高。在同一井场的90-1井经压裂后日产也是3500 m3。 ③静31－59分支水平井 静31－59井是辽河油田分公司沈阳油厂沈95块静17块上的一口低效井。静17块构造位于大民屯凹陷静安堡构造带东部，沈阳采油厂沈95块北部。该块中间被一条近北西走向的断层分割成两个次级断块。静31－59井是位于西部的29－57断块。开发目的层为沙三四段，油层埋深2100－2230m 。静17块于1988年采用450米注水井网全面投入开发。静29－57断块共部署有各类井15口，其中：油井12口，注水井3口。侧钻水平井两口。截止到目前，全块共累计采油15.38万吨，累计注水21.19万吨，累计采水2.98万吨，累计注采比0.907，采油速度0.3%，采出程度8.8%。现油井开井4口，平均单井日产油3.85t/d，断块日产油15.7t/d，日产水11.4t/d，综合含水42%。注水井全部关井。该区块生产的油井主要产量来自两口铡钻水平井。水平井一般产量不是很高，但稳产时间长，可以长期稳定生产。 静31－59井所属区块为河道沉积，因此平面上油层变化较大。如果用水平井进行开发遇到的地质难题是井眼太长地质跟踪因难，水平井段太长钻井风险也相应增加，特别是在6十7号层与8号层之间有8－10m 隔层，如果用水平井进行开发结果是只有一个油层被开发。而且
该区块油井即使是水平井产量也不高，为了提高开发效率决定用分支水平井对该井进行开发。 静31－59井开窗位置在2000米，用铣锥开窗，于2002年10月17日开钻，到12月完成钻井工作。该井第一分支井眼水平段长201.9米，油层穿遇率100%，下入筛管260米，第二分支井眼开窗点井深：2075.61米，至2236米入靶，井斜80°，方位12.9°。12月2日4：00打完F2水平段至2448.3米，井斜
92.2°，方位7.7°。全井最大井斜：94.9度（2355.26米）。F2水平段长212.3米，油层穿遇率80%以上。该井经过酸化后目前日产油13t ，井筒动液面800米，生产压差不大，还可以通过调参实现增产。该地区油井一般要生产1月以上时间才会达到正常产量，油井达产以后产量很稳定。 静31－59井的钻井时间也比预计时间长，主要原因是在钻井过程中造斜器中途落井，对井下已安装的下定向套造成了损害。在下入导斜器进行通井时，由于导斜方向出现安装误差。使该分支井重入出现偏差，经多次修正与调节，最终达到了设计要求，但也使得施工周期延长。 从上面三口井的实例可以看出，多底分支井技术是一套复杂的系统工程，它需要对油藏地质、钻井、完井和采油工艺进行系统设计和综合考虑。辽河油田分支井技术经多年的研究与应用，到目前为止巳取得了成功，达到了国际标准的四级水平，在四川与新星公司合作完成的新浅90井巳接近国际5级水平，做到了窗口机械密封。目前辽河石油勘探局工程技术研究院正在进行更高级别分支井技术研究，完全可以满足国内一般钻分支井要求。 辽河油田分支井虽然取得了成功，但也仍有许多需要整改与完善的地方，主要的问题是现场施工井数太少，与国外其它大石油公司相比施工经验明显不足，辽河油田分支井技术与其它公司技术一样是在实践中不断完善与提高，尽管在现场施工中走了不少弯路，甚至有的油井费了很大努力才完成，但总的来看整套工具技术已达到现场应用水平。已形成的预开窗多底分支井完井系统也在实践中得到不断完善和发展。多底分支井在辽河油田的发展正如贝克公司的专家说的一样，在都是没有钻分支井经验的条件下钻前面几口井的时间和费用都会是正常分支井的几倍。目前辽河油田分支井技术可以说已渡过了分支井开始的技术危险阶段。由于有前面几口井成功经验，可以说辽河油田分支井已始步入技术成型期，可以满足国内一般分支井钻完井的要求。
7. 初步认识
⑴分支井是继定向井、水平井之后的又一钻井发展热点，世界各大石油公司都在进行研究，而且国外已取得了很大的进步，其发展速度很快，发展方向是智能化、简单化。美国AM 大学石油工程教授Michael Exonomides1997年说：今天的分支井正如二十世纪80年代的水平井技术一般，随着一项项相关技术的发展，它将在今后的五年内腾飞。 ⑵辽河油田已掌握了的多底分支井技术，形成了独立的技术体系，可以满足国内分支井钻井及开采的需要。 ⑶多底分支井技术是一个技术相对复杂的系统工程，需要有油藏地质、钻井工程、采油工艺等专业的密切配合，并且要通过现场的几口井的实验才能真正掌握该项技术。 ⑷多底分支井完井工具设计的合理是分支井取得成功的关键，即使是一个小的设计缺点或工艺上小的疏忽也可能会给现场施工带来不可估量的损失，甚至导致油井报废，在整体设计中要充分认识到问题的严重性和重要性