单分支超短半径水平井钻完井技术在油田中后期剩余油挖潜、提高增注效果中发挥了显著作用^{[1, 2, 3]}。自2009年以来，大庆油田已先后钻成了48口单分支超短半径水平井，均达到了预期的增产增注效果。为了进一步完善超短半径水平井钻完井技术，降低钻井成本，增大油层泄油面积，大庆油田开展了双分支超短半径水平井钻完井技术研究，并在茂加65-82井进行了应用，获得成功。

双分支超短半径水平井钻完井所用的专用施工工具与单分支超短半径水平井基本一致，因此技术难点主要是施工工艺，而目前国内双分支超短半径水平井很少，可借鉴经验较少。通过分析茂加65-82井原井眼数据及分支井眼目的层情况，认为该井钻完井技术难点如下：

1)上下两分支井眼曲率半径不一致，井眼轨迹控制难度大。上分支井眼曲率半径为5.9 m，下分支井眼曲率半径为3.2 m。在不改变导向管结构的情况下，要实现曲率半径5.9 m，需对钻井参数和钻头体倾角进行优选。

2)上分支井眼的筛管不在主井眼内悬挂，其与窗口之间的密封难度大。由于下分支井眼完井的需要，需将上分支井眼筛管下入到过窗口20～50 cm处悬挂，因此需要设计单独的密封机构，以确保上分支井眼与筛管之间的密封。

原井眼完钻井深1 490.00 m，φ139.7 mm油层套管下深1 487.03 m，1 216.26~1 487.03 m井段为壁厚9.17 mm的φ139.7 mm套管，最大井斜角1.49°。

上分支井眼目的层井段1 420.00~1 426.00 m，砂岩有效厚度4.0 m，地层倾角-4.1°。下分支井眼目的层井段1 444.00～1 449.00 m，砂岩有效厚度3.8 m，地层倾角1.5°。

根据超短半径水平井钻井工艺及钻完井工具的特点^[4]，选用φ118.0 mm钻头及可实现18°/m弯曲的89.0 mm高强度绕丝防砂筛管。为了避免先钻上分支井眼、窗口变形导致下分支井眼斜向器无法下入情况的发生，采取先钻下分支井眼、再钻上分支井眼的施工方案。茂加65-82井设计井身结构见表 1。

在分析扶余油层构造特征、砂体发育情况、剩余油分布及注采关系的基础上，结合侧钻超短半径水平井的工艺特点对茂加65-82井双分支井眼轨道进行优化设计^[5]。

该井上分支井眼所钻层位扶余油层(FⅠ8层)沿着茂加65-811井方位砂体发育稳定，且河道砂层呈片状分布，地层倾角也满足要求，因此确定侧钻方位角为310°。该井眼设计曲率半径5.9 m，水平位移初步定为25.6 m，可根据现场工艺条件，尽量延长；水平段井斜角为85.9°，地层倾角为-4.1°，斜向器斜面长1.2 m，计算出造斜点井深为1 418.00 m，入靶点靶窗以水平段设计起点B为中心，井深1 427.00 m，垂深1 424.00；终靶点靶窗以水平段设计终点C为中心，井深1 447.00 m，垂深1 425.40 m。同理可设计下分支井眼轨道。两分支井眼轨道的设计情况见表 2。

1)施工准备。首先进行通井、洗井，锚定下分支井眼斜向器后对下分支井眼进行开窗与修窗作业^[6]。斜向器下深如图 1所示。

图1 斜向器下深示意 Fig.1 Schematic of whipstock setting depth

图选项

2)造斜钻进。下分支井眼设计造斜率为18°/m，为了满足造斜要求，钻头体与导向管之间设计有倾角α(α=1.8°)(见图 2)，并且采用反循环钻进方式，以提高钻井液对钻头偏离柔性钻具中心轴线的举升力。为了满足造斜段井斜角的测量需求，在普通测斜仪的基础上，研发了长120 mm、直径90 mm的存储式电子多点测斜仪。当开窗侧钻完成后，起出井内钻具，把设定好启动时间的测斜仪随柔性钻具下入井内，以开窗点为起点，每30 s下行300 mm测量一次数据，直到测至所需井深，每个测点的测量数据包括时间、测深、井斜角等。

图2 钻头体倾角α示意 Fig.2 Schematic of bit dip angle

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3)水平段钻进。由于水平段钻具组合由导向管和柔性钻具构成，且导向管只传递钻压不旋转，柔性钻具在导向管内旋转，因此钻进过程中，导向管与井底之间的摩阻较大，并且随着水平进尺增加而增大。在造斜率18°/m的情况下，超短半径水平井水平位移受到极大限制，经过多口井验证，水平位移超过23 m后，托压现象严重，机械钻速急剧下降。根据水平段施工前期钻具重力小、摩阻小，后期钻具长度增长、重力大、摩阻大的特点，在水平段反循环钻进初期采用低钻压、高泵压钻进(钻压30～50 kN，泵压5～8 MPa)，后期采用高钻压、低泵压钻进(钻压50～80 kN，泵压4～5 MPa)，以保证井眼轨迹满足轨道设计要求。

下分支井眼完钻后，按同样的施工工序进行上分支井眼施工^[7]。由于上分支井眼曲率半径为5.9 m，且没有与之配套的导向管，钻造斜段时，需将钻头体倾角α减小至1°，并采用低钻压、低泵压钻进(钻压10～40 kN，泵压4～5 MPa)，减小反循环时钻井液对钻具的举升力，从而降低造斜率。表 3为该井上下分支井眼设计轨道与井眼轨迹的对比。由表 3可看出，井眼轨迹与设计轨道基本符合。

打捞上分支井眼斜向器前，先下上分支井眼完井筛管，为保证其与窗口密封，专门设计了上端带皮碗的筛管，并且使筛管皮碗过窗口20～50 cm。打捞上分支井眼斜向器后需对下分支井眼进行反循环冲砂，再将防砂筛管下至井深1 467.80 m，悬挂器鱼顶高出上分支井眼窗口15 m以上。该完井方式实现了上、下分支井眼全部筛管完井，但还未能实现上分支井眼与主井眼之间的悬挂与密封，后期无法对上分支井眼进行冲砂作业。茂加65-82井绕丝防砂筛管完井井身结构如图 3所示。

图3 茂加65-82井绕丝防砂筛管完井井身结构 Fig.3 Well profile with wire wrapped sand control screen liner well completion of Well Maojia 65-82

图选项

该井上、下两分支井眼均达到了设计要求，水平位移分别为25.8和23.3 m。相对于单井眼，油藏泄油面积增大1倍左右，产油量也相应增加。该井原井日产液量0.8 t，日产油量0.3 t。侧钻双分支水平井眼后，初期日产液量4.6 t，日产油量2.5 t，分别是原井的5.8倍和8.3倍。目前，该井平均日产液量1.8 t，日产油量1.0 t，分别是原井的2.3倍和3.3倍。目前已累计增油380 t，预测累计增油500 t以上。

双分支超短半径水平井应用修井机及专用工具完成，钻井费用60万元/口，技术服务费用25万元/口，按油价2247.5元/t计算，可获得经济效益27.4万元。另外，该井为首口双分支试验井，所钻目的层物性和含油性较差，若所钻目的层物性和含油性较好，则侧钻双分支超短半径水平井眼后，增产效果会更好。

1)通过调整钻头体倾角并采用相对应的钻井参数，成功实现了茂加65-82井曲率半径5.9 m分支井眼轨迹的精确控制，为双分支超短半径水平井钻完井积累了经验。

2)曲率半径5.9 m水平段与曲率半径3.2 m水平段相比，钻进时托压明显减轻，因此有必要研制与4.0，4.5和5.0 m等曲率半径配套的超短半径钻具，在降低不同曲率半径井眼钻井难度的同时，实现井眼轨迹的精确控制。

3)建议研制与超短半径钻具配套的井下减摩降阻工具，以减轻水平段钻进时的托压现象，延长水平位移，进一步提高油井产量。