□本报记者 王福全 通讯员 党志刚

    近日，西北油田TK898CH井采用侧钻技术挖潜剩余油再获新进展：仅用9.5天完成侧钻，初期日产油30吨，生产190天累计产油超6000吨。

    近年来，该油田将侧钻作为恢复老井产能、提高采收率的核心手段，持续推进侧钻技术迭代升级和集约创新，构建形成深井超深井工序集约特色侧钻技术，走出了一条从慢工细活到快钻快完的进阶之路。

    2024年以来，该油田累计完成150余口侧钻井作业，动用储量2160万吨，单井节约投资500万元，增产、降本实现双提升。

    井筒作业：九道工序优化为三步到位

    “侧钻井的井筒准备工作以前需要9趟钻作业、20多天才能完成。”西北油田石油工程技术研究院副院长于洋回忆起侧钻作业初期困境时，满是感慨。

    通井、刮管、下桥塞、打塞、扫塞、再刮管、下斜向器、开窗、修窗，一道道不可缺少的工序，成为井筒作业提速提效的堵点。

    “工序不能缺，那能不能把多道工序优化到一趟钻里？”西北油田副总经理刘湘华提出的新思路，为技术攻关指明方向。

    科研团队首先瞄准通井免刮管工艺。他们精确论证套管通径与工具间隙的关系、注水注气量对套管腐蚀程度的关系，为优化刮管工序提供有力依据。同时，创新形成一体化桥塞精准留塞技术，将坐封、打塞两道工序打包到一趟钻里完成。研发适用于超深井的一体式斜向器，将坐挂、开窗、修窗3道工序集约于一体。

    井筒作业工序集约后，他们仅用3趟钻就完成了9道工序，作业周期从24.5天缩短至15天。

    目前，团队还在持续改进精准留塞一体化桥塞技术，将之与牙轮钻头作业巧妙集约，形成通井打塞一趟钻新技术。这样仅需两趟钻就能完成井筒作业，侧钻提速提效水平将实现再提升。

    钻进作业：长穿泥岩的“盲打”突围

    短板变为长板，但新的短板随之显现。

    随着近井剩余油越来越少，侧钻靶点更多部署在远井位。套管开窗点位不断向井口方向移动，导致侧钻作业的裸眼段需要穿越数百米甚至上千米的泥岩地层。

    按泥岩层钻进传统工艺要求，每钻进120米，就要进行套管封隔。钻一段、封一段，导致成本高、周期长。

    此外，目的层“脾气”不好，也成为提速提效的棘手问题：塔河油田碳酸盐岩缝洞型储层漏失率高达75%，井均漏失量超500立方米，不仅导致被迫完钻，而且钻井液加重材料极易堵塞油气生产通道，影响产量。

    面对靶点变远、泥岩层钻进低效、储层漏失三大难题，科研团队从钻井轨迹设计、工具配套等入手，进行全面技术升级。

    他们借助地质工程一体化优势，进一步优化井眼轨迹。在方案设计中，尽量避开井周水体和断裂复杂区，上提造斜点、降低造斜率，采用常规型号螺杆即可完成定向造斜与稳斜钻进，一趟钻可完成盲打与定向两项任务。同时，配套升级长寿命振荡螺杆，将120毫米螺杆平均寿命从113.7小时提升至156小时，为一趟钻安全稳定钻进提供了装备支撑。目前，西北油田侧钻作业一趟钻最长进尺已达到975米。

    “我们针对储层漏失难题，创新形成清水强钻技术，在部分钻进作业环节，以清水替代泥浆为钻头减负，有效解决了提前完钻、降低储层污染风险等难题。2025年至今，应用53口井，与传统工艺相比，漏失后，钻头井均多钻进尺460余米，打通更多储层间隔，为高效采油创造了更有利的条件。”于洋介绍。

    钻衬一体化：完钻即完井，打造“制胜一招”

    完井是侧钻作业的临门一脚，如果发挥失误，则前功尽弃。

    “钻遇靶点发生大漏失，井壁容易失去支撑，泥岩掉块、坍塌卡钻风险极高。采用射孔、切割钻具等方式，解决卡钻难题费时费力，作业费用在百万元以上。”西北油田石油工程领域首席专家翟科军坦言，边钻边完井，成为大家认定的解决难题方向。

    钻衬一体化技术研发落地，成为实现这一目标的关键。

    研究团队巧妙设计，将高抗扭丢手接头和多级投球滑套筛管组合到钻具中。当钻至靶点发生大漏失、井壁失稳卡钻问题时，作业人员通过投球打开滑套、建立油气通道，再次投球激活丢手机构，将下部钻具与上部钻杆分离。一系列精准操作后，留在井内的筛管钻具转身成为井壁支撑管柱。在上部的钻杆顺利起出井口时，完井作业也随之完成。

    “采用钻衬一体化技术，在完井作业时不需要单独下入支撑管，节省了通井、射孔、切割等工序4趟钻的作业时间。”翟科军介绍，自2025年以来，新技术在侧钻井作业中已应用49井次，与传统完井工艺相比，井均节约周期6天、降本180余万元，成为侧钻作业提速提效有力帮手。