魏裕森，熊友明，周书胜

（1.西南石油大学石油与天然气工程学院，成都 610500；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，深圳 518067；3.荆州嘉华科技有限公司，湖北荆州 434000）

南海东部海上油气田浅层稠油砂岩油藏温度为80 ℃左右，地层原油黏度大于200 mPa·s，且溶解气油比低。为了提高稠油油藏单井产能、采收率，常见途径有2 种：一种是采用热采技术，降低稠油流动阻力，该技术在海上油气田应用成本高，很难取得较好的经济效益[1]；第二种是采用鱼骨刺分支井技术，分支井具有接触更大油藏面积、开发多层油藏的能力，降低钻井成本[2-3]，具有很好的应用前景。针对南海东部海上油气田浅层稠油砂岩油藏的开发，采用鱼骨刺分支井技术（4 个分支），但该技术要求所有各井眼施工结束后完井液统一返排出井眼[4]，以满足储层保护的要求。

1 分支井完井液技术难点

1.1 盐水完井液

盐水完井液无固相，可避免固相颗粒对储层孔喉的堵塞，能有效地抑制黏土水化膨胀，储层保护效果优异[5]。将盐水完井液应用于分支井中易井漏，无法保证充填前井眼安全，使下一分支井井眼无法钻进。

1.2 非破胶无固相完井液

非破胶无固相完井液，如UltraFLO 完井液，滤失量小、对储层伤害小，能有效地“暂堵”分支井井眼并不会发生井漏，有利于下一分支井井眼的顺利钻进，但分支井段充填过程无法进行破胶返排，使分支井段无法有效实施砾石充填，降低采油效率甚至报废分支井井眼。

1.3 完井液破胶技术

无固相UltraFLO 完井液配方为模拟海水+纯碱/烧碱+流型调节剂VIS+淀粉降滤失剂STARFLO+KCl（抑制剂或加重）。……