中原油田技术人员在侧钻井现场探讨长寿命低压耗钻具组合应用情况。张学成 摄

    □杨 敏 龚旗林

    ●面临挑战

    经过多年勘探开发，中原油田产量大幅递减，剩余可采储量减少，新钻井效益降低，同时，井下故障日趋增多，严重破坏井网基础，影响油田的效益开发。侧钻技术是破解难题的重要手段，但开窗侧钻技术面临的开窗效率低、小井眼环空循环压耗高、小井眼井下故障复杂处理手段单一、小井眼侧钻井眼净化和摩阻力大、窄间隙固井难度大等问题亟待攻破。

    ●技术亮点

    中原油田经过多年攻关，形成了“坐挂+开窗”一趟钻技术、长裸眼段小井眼钻井提速集成技术、小井眼窄间隙固井技术、深部双层套管开窗技术等，累计实施2000余井次，开窗点最深3441米、完钻井最深4115米、裸眼段最长1549米、水平位移最大793米等多项指标创纪录，形成了东濮侧钻井施工推荐做法4.0，支撑油田效益开发。

    ●应用案例

    随着勘探开发不断深入，油气产量递减是必须正视的现实，恢复注采井网，加大剩余油挖潜力度，提高油田开发综合效益，已迫在眉睫。然而，新钻井投资高、综合效益低，同时井下落物、套损等现象严重破坏注采井网……效益要提高，成本也要控制，如何两全？

    中原油田另辟蹊径，攻关东部老油田侧钻挖潜增效关键工程技术，对套管进行“开窗”侧钻，充分利用老井场和原井的上部井筒，利用原集输管线，最大限度节省投资的同时“复活”老井，恢复产能。

    “中原油田成立老井侧钻技术团队，开展开窗侧钻扩眼及大通径完井技术研究。技术人员围绕建井投产流程，以侧钻扩眼工具及工艺研究、大通径套管完井设计、小间隙固井技术研究和配套修井工具研发为主要攻关方向，形成一套开窗侧钻大通径完井系列技术，为开发后期剩余油气挖潜提供技术支撑和保障。”中原油田石油工程技术研究院副院长向俊科说。

    在开窗侧钻扩眼技术研究方面，技术人员通过优选加工材料，合理设计扩眼工具结构，优化工具尺寸等，形成适用于中原油田地层条件开窗侧钻的液压滑移式扩眼工具；分析扩眼施工中的技术难点，开展理论计算，优化扩眼工艺参数和流程，形成成熟的开窗侧钻扩眼技术；优选大通径直连型套管，合理设计管柱结构，形成适用于东濮老区和普光主体的大直径完井管柱；研发大通径悬挂器、浮箍等完井工具，并进行悬挂完井管柱工艺分析，形成安全可靠的大直径尾管悬挂工艺。

    在小间隙固井方面，技术人员优选前置液和水泥浆添加剂形成高弹韧性水泥浆体系，优化前置液用量和注替排量等参数，提高小间隙固井套管的居中度和水泥顶替效率。

    在后期配套修井方面，技术人员研发配套的套磨铣和打捞工具，根据侧钻完井套管尺寸，优选硬质合金材料，优化焊接工艺，加工适应井筒直径的高效套磨铣工具；合理设计大通径套管配套打捞工具的尺寸，优化工具结构，制备生产管柱打捞系列工具。

    2024年7月，该技术在中原油田建设的首个集团公司侧钻示范区——文明寨侧钻井示范区成功应用。技术人员在该示范区细化单井指标体系，分别选取复杂深层油藏、中深低渗油藏侧钻井进行试点，与地质部门结合，共同甄选了文明寨油田明1东块作为示范区，优选明255侧2井、明1-26侧1井、明227侧1井、明113侧井、明203侧1井等5口具有代表性的井作为油田示范井，通过推广应用多项侧钻挖潜增效关键技术中的成熟特色技术，各项技术、经济指标再创新高。

    “优选的这5口井均在两个月内完成了上钻及投产，初期单井平均日产油量为4.06吨，累计增油近1900吨，效益显著，有力推动石油工程‘四提’再上新台阶。”中原油田石油工程技术研究院钻完井技术研究所副所长吴小丁说。

    ●效果点评

    中原油田钻井专业专家 李华照：2014年以来，东濮老区累计实施侧钻井855井次，是东濮老区剩余油挖潜的主导技术，是稳产的重要保障，先后经历了4个阶段的迭代升级，巩固了多项关键技术，各项指标持续向好。中原油田于2023年开展了集团公司首口小井眼开窗侧钻示范井建设，并以示范井为辐射点，积极推进技术体系与管理模式向全油田辐射，积极推进油田侧钻井高质量建设，为油田低成本侧钻挖潜剩余油贡献力量。

    随着开发东濮老区的需要，侧钻井也面临着新的挑战，如侧钻后常规4寸套完井工艺已不能满足后期投产的需求，下一步需要进一步开展随钻扩眼技术研究、连续油管开窗侧钻、多压力层系小间隙井固井工艺技术研究等，最终形成一套适合东部老油区的侧钻小井眼钻井提速及高效完井技术，为实现东部老区效益开发目标提供技术支撑。