多级完井技术是当前钻完井工程领域的热点研究项目，由于其能有效提高单井产能，实现少井高产，降低桶油开采成本，有利于提高油田采收率和整体开发效益，在各大油田得到了广泛应用和发展。绥中36-1-G43M井是我国海上自营油田首次实施4级完井的多底分支井，该井的顺利实施不仅填补了我国海上自营油田4级完井技术的空白，也为中国海油在多级完井技术方面的提高与创新提供了宝贵的经验和借鉴。

1 国内外多级完井技术发展及应用现状

根据TAML(Technology Advancement for Multi-Laterals)分级，多底分支井分为1~6级和6S级完井。

目前国外4级完井的应用相对广泛，而5、6级完井也已经进行了成功实践。世界上第1口5级多底井是Shell公司1995年^[1]在巴西近海Voador油田利用半潜式钻井平台完成的1口反向双分支井。

国内4级完井起步较晚，目前新疆油田、辽河油田、胜利油田、南海合作油田、四川气田等都先后实施过4级完井，具体情况见表 1。

2011年胜利油田在河3-斜36区块实施了一口5级完井的双分支试验井河3-支平1井，该井的顺利实施标志着我国陆上第一口达到国际5级完井水平的多底井诞生。

2 绥中36-1-G43M井四级完井关键技术 2.1 绥中36-1-G43M井作业概况

绥中36-1-G43M井是一口双分支多底井，上分支Mb目的层为东二段Ⅰ油组1小层，垂深1 529.57 m，下分支Ma目的层为东二段Ⅰ油组2小层，垂深1 536.49 m(图 1)。原设计为G43H和G44H两口水平井，由于G43H井和G44H井的靶点靠近，为降低钻完井成本，在对国内外多级完井技术调研的基础上^[2-7]，利用多级完井技术将两口井合二为一，达到少井高产的目的。

绥中36-1-G43M井共有两个分支，下分支为8-1/2”水平裸眼优质筛管简易防砂完井。下分支完井作业结束后，在主井眼中下人空心斜向器进行上分支侧钻作业。上分支采用8-1/2”井眼着陆，下入7”尾管固井，水平段为6”小井眼优质筛管简易防砂完井。上分支完井作业结束后，利用定向射孔技术射穿7”尾管及空心斜向器，勾通上下两个分支。在上部9—5/8”套管内下入顶部封隔器，通过定位密封和隔离密封相互配合实现两个分支的分采作业。G43M井井身结构如图 2所示。

2.2 空心斜向器及其侧钻工艺 2.2.1 空心斜向器

本井采用的是特殊设计的空心斜向器工具，斜向器共包括两部分，下部为中心有通孔的封隔器，上部为侧钻用的斜面部分，其轴向也为中空结构，斜面为1”厚的特殊材料盖板，利用定向射孔可射穿。

为防止开窗及钻进过程中，钻具磨损斜面盖板，将斜面设计为凹型，并在斜面上部加装导向块，钻具不与斜面盖板接触。为保证定向射孔深度的准确，斜向器背面设计有两个同位素安装孔。

除上述特点外，其送人和座挂方式也与以往的斜向器不同。其特殊设计的送入工具及控制阀，可实现钻具与环空循环(用于MWD找工具面)，又可钻具内憋压座封封隔器，座封后，上提钻具剪断销钉，即可脱手。

斜向器座封后，封隔器以上耐压2 500 psi (17.24MPa)，封隔器以下耐压3 000 psi(20.69 MPa)，工具耐温135℃。结构示意图如图 3所示。图 4为相应的窗口示意图。

2.2.2 施工要点

(1) 侧钻点的选择。侧钻点及斜向器座封位置避开9-5/8”套管接箍。为保证侧钻成功率，9-5/8”套管在侧钻点上下30 m各加放半刚性扶正器，以保证侧钻处的固井质量(图 5)。

(2) 刮管作业。为确保斜向器安全、顺利下人并座挂，先后2次进行细致的刮管作业。

(3) 陀螺定向。由于后期定向射孔需要钻具内加压点火，无法循环通过MWD找工具面，只能通过陀螺定向。为保证斜向器工具面与定向射孔工具面数据一致，故在第一趟钻具中加放定向接头，用陀螺数据与MWD数据进行对比，保证前后一致，减少误差。

(4) 精细操作，保护井下工具。每次钻具过窗口时，要平稳操作，遇阻不能超过1 t。

(5) 做7”尾管下入设计时根据意向射孔要求，尽量使尾管接箍避开射孔段。窗口上下加放扶正器，保证窗口及射孔段封固质量(图 6)。

2.3 定向射孔技术 2.3.1 定向射孔关键技术

定向射孔的目的是勾通上下两个分支，即通过零相位射孔，射穿7”尾管和水泥环以及空心斜向器的斜面盖板，而不射穿斜向器背面及9-5/8”套管。

射孔弹为超穿深射孔弹(STB一3375-425)，水泥靶穿深17”~20”，7”尾管孔径0.51”，斜向器孔径0.347”~0.335”。射孔枪共装弹33发，完全发射后可以提供总共为2.8 in²(18.1 cm²)的流动面积。火工品性质为耐高温HMX，150℃保证200h稳定可靠。

射孔方式为TCP射孔，管柱组合为：盲堵+射孔枪2根+点火头+2—3/8”油管短节1根+变扣(2—3/8”EU变2-7/8”Eu)+2-7/8”油管短节1根+压力开孔装置+2—7/8”油管4根+变扣(2—7/8” EU×310)+定向接头+3-1/2”钻杆2根+同位素接头+3—1/2”钻杆10柱。

通过电缆校深，根据斜向器同位素深度标定钻杆同位素深度，保证射孔枪在射孔段深度。通过陀螺定向，将射孔枪低边对准斜向器高边，由于斜向器工具面为左高边2°，则射孔枪工具面应在右低边2°。射孔枪与斜向器相对位置如图 7所示。

点火方式为压力延时点火，压力开孔装置的作用是射孔后在管柱和环空之间建立循环。施工过程如下.打压至点火头设定压力，稳压2 min(点火头延时为10 min左右)。继续打压直至打开压力开孔装置。确认枪响后，将管柱提出射孔段，正循环排气，起钻。

2.3.2 施工要点

(1) 在定向接头与压力开孔装置之间加4根2—7/8”油管，减小底部管柱的刚性，保证射孔枪尽量贴紧7”尾管。

(2) 工具人井前准确测量定向接头与射孔弹之间的角差，由于射孔枪到定向接头距离较长(4根2-7/8”油管)，且外径较小，在地面连接定向接头及油管，并通过水平尺引线，以减少人为误差，确保射孔弹位置精确。

(3) 陀螺定向过程中，由于工具串外径小，重量轻，柔性太强，必须简化工具，减少仪器串的长度，避免座键困难。

(4) 为保证陀螺定向数据的准确，采用与斜向器定向的同一陀螺工具，保证数据的统一。通过现场的精细施工，射孔枪工具面控制在±2°以内，满足了±10°的要求。

2.4 多底分支井分采工艺

为实现两个井眼的分采，生产管柱采用“Y”分管柱，在上部9-5/8”套管内下人顶部封隔器，通过定位密封和隔离密封相互配合，即6”定位密封插人上部9-5/8”顶部封隔器内，4”隔离密封插入下部7”顶部封隔器内，并且在定位密封与隔离密封之间下入坐落接头和生产滑套，通过对坐落接头和生产滑套的开关实现两个分支的分采作业。生产管柱如图 8所示。

如果要生产下支，则投堵塞器于坐落接头封堵上支，打开生产滑套即可。如要生产上支，则关闭生产滑套，捞出堵塞器即可。如需合采，同时打开生产滑套和坐落接头即可。

分支井的分采工艺可实现两个井眼的单独生产，避免了层间干扰，同时也为单个层位的油藏评价提供了基础数据。

为确保分采过程中投捞堵塞器及下入滑套开关工具的顺利，将坐落接头、生产滑套置于井斜40°以内的井段。为确保分采的安全性，防止油气上窜，适当加长生产管柱中4”隔离密封与6”定位密封的密封长度，保证管柱到位后的密封效果。

下分支下人防漏失阀，避免在上支开窗作业时对下支造成污染。同时也防止了射穿斜向器后，一旦要对上支进行压井而对下支造成的影响。

3 四级完井技术应用效果及其在渤海油田的应用前景分析 3.1 四级完井技术在绥中36-1-G43M的应用效果

为验证两个井眼是否沟通，钢丝作业投2.3 12”堵塞器封堵上支，试生产下分支。2011年9月20日08：30，绥中36—1一G43M井30 Hz启泵生产下分支，目前提频至40 Hz，生产稳定，确认定向射孔已沟通下支。生产参数见表 2，井下参数如图 9所示。

3.2 多级完井技术在渤海油田的应用前景分析

渤海油田目前已经进入大规模调整开发阶段，调整井工作量逐年增大。老平台剩余槽口不足是制约调整井作业的主要难题，如果新建平台或者外挂槽口，则会大量增加工程投资，影响油田开发效益。多级完井技术的应用，不仅可节约槽口，减少工程投资，同时由于少打一个主井眼，也减少了相关钻完井投入，同时由于井眼数量相对减少，在一定程度上缓解了浅层防碰的压力。

此外，由于海上油气田高投入的特点，产量衰竭严重的低效井一直是困扰海上油气田开发生产的难题。如果继续生产，由于产量太低，无法满足海上油田收益率。多级完井技术为改造和动用采出程度较低的层位提供了一条新路。

综上所述，多级完井技术不仅能有效降低海上油田开发投资费用，同时可以达到了少井高产的效果，可有效提高油田采收率和整体开发效益，在渤海油田有广泛的应用前景。

4 结论与建议

(1) 绥中36.1一G43M井是我国海上自营油田第一口实施4级完井的多底分支井，该井的成功实施为中国海油在多级完井技术方面的提高与创新提供了经验与借鉴。

(2) 空心斜向器及定向射孔是本井关键技术，由于其工具结构特殊、工艺复杂，现场施工过程中要精细操作，减少误差，确保斜向器及射孔枪方位的准确。

(3) 分支井分采工艺可实现两个井眼的单独生产，为单个层位的油藏描述提供了基础数据，同时也防止了储层污染和层间干扰。

(4) 多级完井技术能有效提高单井产能，降低开采成本，可有效提高油田采收率和整体开发效益，为渤海油田中后期的大规模调整开发提供了新的思路，应用前景广阔。