塔河油田主体区块为碳酸盐岩缝洞型油藏，埋深5 500.00~6 600.00 m，储集空间以裂缝、溶蚀孔隙孔洞和大型洞穴为主，底水发育，原油性质相差大，从凝析油到沥青质原油均广泛分布，H₂S含量普遍较高，储层岩石坚固致密，井壁稳定^[1-3]。碳酸盐岩缝洞型油藏主要采用直井和裸眼完井的侧钻水平井开发，前期主要针对串珠体(大缝洞)油藏布井，随着开发的进行，由于可选择的洞穴类储层越来越少，因此选择了具有弱反射特征的以裂缝、溶蚀孔洞为主的储层^[4-5]。该类储层投产初期多存在产能低、无法稳产等问题，70%以上的油气井需进行酸压改造，常用方法是先采用PIP(production injection packer)等裸眼封隔器对趾端进行集中酸压，待其失去工业价值后采用挤水泥回填等方式自趾端向跟端逐段进行酸压改造^[6]。理论研究认为，传统酸压完井产生的裂缝延伸距离远、流动通道大，可以连通距离井筒较远的储层和缝洞体，易生成网状缝，压裂控制区域内油气采出程度高。但现场统计结果显示，酸压过程中封隔器能起到密封作用的只占60%左右，存在后期再采取措施难度大、上返管柱遇卡、埋管柱等问题。另外，由于侧钻水平井裸眼井段较长(200.00~700.00 m)，采用常规笼统酸压技术难以实现裸眼井段均匀布酸，横向上无法连通多个储集体而达不到配产要求。而裸眼分段酸压技术存在费用较高、裸眼分段难度大、分段数量有限、裂缝延伸方向不可控、缝洞导致酸压过程起压困难、裸眼封隔器耐压和密封性差等问题^[7-9]。鱼骨刺柔性管在印尼煤层气井及美国碳酸盐岩水平井进行了现场试验，获得了较好的增产效果^[10]。目前，国内正在研制鱼骨刺柔性管装置，尚未论证其应用于碳酸盐岩缝洞型油藏的可行性。为此，笔者采用数值模拟方法研究鱼骨刺柔性管在缝洞型油藏应用的可行性，分析了鱼骨刺柔性管的应用数量、增产效果和投入产出比，以期为在碳酸盐岩缝洞型油藏进行鱼骨刺柔性管完井现场先导试验提供指导。

鱼骨刺柔性管完井技术是由挪威Fishbones AS公司于2009年提出的一种裸眼尾管完井增产新技术，能有效沟通油藏和井眼，达到提高产量的目的，且不像水力压裂需要返排压裂液的残液^[11]。目前已推出第一代鱼骨刺柔性管成熟产品——鱼骨刺中空针状柔性管系统(Fishbones^TM)，其基于射流原理研发，在井底的结构如图 1所示。现正基于微型水力钻头旋转破岩和自推原理研发鱼骨刺旋转水力锚(Backbone^TM)。鱼骨刺柔性管完井的关键工具包括长900 mm的鱼骨刺短节和安装在鱼骨刺短节内并且可以单向移动的4支长12 m的柔性分支管。鱼骨刺短节、柔性管与尾管等装置一起下至裸眼井段内，理论上一次作业能安装100个鱼骨刺短节。柔性分支管除前部的喷嘴安装在鱼骨刺短节内，大部分预置在与鱼骨刺短节连接的尾管里面，通过地面泵入流体对尾管增压，一方面流体通过柔性分支管前部的喷嘴进行水力喷射钻进，另一方面由于尾管内柔性分支管截面与喷嘴出流截面存在压差，柔性分支管被推出鱼骨刺短节进入地层，作业完成后柔性分支管留在喷射形成的分支井眼中，对于断层或者层理发育的储层，可以控制柔性分支管的走向，钻穿层理或裂缝，油气通过柔性分支管及分支井眼流入主井眼。对于碳酸盐岩储层，以酸液为钻井液，既可以提高钻进速度，又可以提高储层的导流能力。对于非碳酸盐岩储层，可以在钻井液中加入一些磨料，以起到辅助破岩、提高钻井速度的目的。鱼骨刺柔性管完井施工流程简单，不需要进行固井、射孔、洗井等作业，施工时间少于0.5 d，且不需要压裂车组和压裂液，无需返排压裂液，可以缩短完井时间和成本。目前鱼骨刺柔性管完井技术存在的不足是鱼骨刺柔性管伸出最大距离只能达到12.00 m，形成的分支井眼其长度和井径均较小。

图 1 鱼骨刺柔性管完井井底效果 Fig.1 Bottom of the well completed with flexible fishbone pipes

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为了分析塔河油田碳酸盐岩油藏水平井应用鱼骨刺柔性管完井技术的增产效果和经济效益，以塔河油田A水平井为例，采用Eclipse软件，基于网格加密和裂缝处理技术^[12-15]，分别模拟了单水平井采用0，1，2，3，4，6，8，10，15和20套鱼骨刺柔性管装置完井，在未连通主要缝洞体、连通1~6个缝洞体时的增产效果。

塔河油田A水平井完钻井深6 142.00 m，水平段长度600.00 m，储层厚度90.00 m，孔隙度20%，原油地面平均黏度2 604 mPa·s，储层原始压力67.5 MPa，油藏温度145~149 ℃，地层原油体积系数1.07，地层压缩系数7.19×10^-4 MPa^－1，饱和压力6.71 MPa。塔河油田典型相对渗透率曲线和无因次采油(液)曲线分别如图 2、图 3所示。

图 2 塔河油田典型相对渗透率曲线 Fig.2 Typical relative permeability curves in Tahe Oilfield

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图 3 塔河油田典型无因次采油(液)曲线 Fig.3 Typical dimensionless production history curve in Tahe Oilfield

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图 4为采用鱼骨刺柔性管完井未连通主要缝洞体时，A水平井生产3 000 d时的累计产油量模拟结果。从图 4可以看出，该井累计产油量随鱼骨刺柔性管装置数量增加而增加，与未采用鱼骨刺柔性管完井相比，采用2，4，6，8，10，15和20套鱼骨刺柔性管装置生产3 000 d的累计产油量分别增加916，1 835，2 839，3 750，4 741，6 393和7 506 m³。

图 4 A水平井采用鱼骨刺柔性管完井未连通主要缝洞体时的累计产油量曲线 Fig.4 Cumulative production of horizontal Well A without communication between major vugs and flexible fishbone pipes

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A水平井分别采用2~20套鱼骨刺柔性管装置完井未连通主要缝洞体时，不同时间段的平均单套鱼骨刺柔性管装置增油量的模拟结果见图 5。从图 5可以看出，随鱼骨刺柔性管装置数量增加，平均单套装置的增油量呈现先增加后减小的趋势，在本文模拟条件下，该水平井采用6~10套鱼骨刺柔性管装置完井时平均单套装置的增产效果最好。当储层缝洞不发育或者连通缝洞体概率较低时，考虑目前油价较低，建议水平井完井时采用6~10套鱼骨刺柔性管装置。

图 5 采用不同数量鱼骨刺柔性管装置完井时平均单套装置的增油量 Fig.5 Incremental production from one set of flexible fishbone pipes in wells completed with fishbone pipes

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当鱼骨刺柔性管连通主要缝洞体时，采用局部网格加密和修改局部网格属性的方法建立了分支井眼连通缝洞体的地质模型。当A水平井采用1套鱼骨刺柔性管装置完井连通1个缝洞体时，累计产油量的模拟结果见图 6。从图 6可以看出，与未连通缝洞体相比，连通1个缝洞体时A水平井的累计产油量显著增加，且随着缝洞体体积增大，其生产3 000 d时的增油量也不断增大。

图 6 鱼骨刺柔性管连通1个缝洞体时的累计产油量曲线 Fig.6 Cumulative production with one vug communicated by flexible fishbone pipes

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在图 6模拟条件下，连通1个不同体积缝洞体与未连通缝洞体相比，不同阶段累计增油量的模拟结果见图 7。从图 7可以看出，与未连通缝洞体相比，连通1个缝洞体后单井累计增油量随缝洞体的体积增大而增大，但是增油量随着缝洞体的体积增大而增大的幅度变小，当缝洞体的体积超过20 000 m³时，增油量增加不明显。

图 7 鱼骨刺柔性管连通1缝洞体时单井累计增油量 Fig.7 Cumulative incremental production for a well with one vug communicated by flexible fishbone pipes

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当A水平井采用6套鱼骨刺柔性管装置完井，分别连通1~6个缝洞体(缝洞总体积均为29 160 m³)时，产油量的模拟结果见图 8。从图 8可以看出，当连通缝洞的总体积不变时，累计产油量随着连通缝洞体数量的增加而增加，与未连通缝洞体相比，连通1，2，3，4和6个缝洞体时分别增油5 820，9 663，11 972，12 838和16 417 m³。

图 8 鱼骨刺柔性管连通1~6个缝洞体(缝洞总体积相同)时的累计产油量 Fig.8 Cumulative incremental production with 1-6 vugs(with identical total volume) communicated by flexible fishbone pipes

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表 1为A水平井采用鱼骨刺柔性管完井生产3 000 d时的经济评价模拟结果。从表 1可以看出，水平井采用6套和10套鱼骨刺柔性管装置完井但未连通有效缝洞体时，采用国外产品和服务，生产3 000 d时的净现值分别为319.8和628.6万元；当连通有效缝洞体时，净现值随着连通缝洞体的体积增大而增大，随着连通缝洞体的数量增加而增大，本文条件下连通6个缝洞体时的净现值为3 666.8万元。总体来看，采用鱼骨刺柔性管完井在目前油价水平下可以取得较好的经济效益。

表 1 A水平井采用鱼骨刺柔性管完井生产3 000 d时的经济评价结果 Table 1 The input/output analysis of horizontal Well A with fishbone completion in 3 000 days

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1) 模拟评价结果表明，碳酸盐岩缝洞型油藏水平井采用鱼骨刺柔性管完井，未连通有效缝洞体时，单井产油量随着鱼骨刺柔性管装置数量增加而增加，但平均单套装置的增油量随其数量增加呈现先增加后减小的趋势。本文模拟条件下，建议采用6~10套鱼骨刺柔性管装置进行完井作业。

2) 水平井采用鱼骨刺柔性管连通单个缝洞体时，产油量随着缝洞体体积增大而增加，但增大趋缓逐渐变缓；鱼骨刺柔性管连通多个缝洞体，且连通缝洞体的总体积相同时，产油量随着连通缝洞体数量的增加而增大。

3) 多套鱼骨刺柔性管装置配合使用有利于提高连通缝洞体的概率和增大连通缝洞体的数量，建议在缝洞体发育且分散的储层开展与井眼轨迹配合的鱼骨刺柔性管完井现场先导试验。