江汉油田清河油区拔套侧钻井施工现场。 单建云 摄

    □谢 江 李绍杰 徐家文 黄迪箫笙 金其广

    8月9日，江汉油田荆州油区首口深井拔套弓形侧钻水平井SK8-3CP井顺利完钻，创下江陵凹陷裸眼段最长、完钻井深最深、水平段最长等多项纪录，标志着江汉油田自主创新形成的拔套侧钻技术体系进一步成熟，为老井高效复用、低成本开发开辟了新路径。

    近年来，随着老油田进入开发中后期，如何突破传统侧钻技术瓶颈、实现更多老井高效重复利用，成为老油田高质量开发亟须破解的重要课题。

    对此，江汉油田逐步形成具有江汉特色的拔套侧钻成套技术体系，今年计划实施拔套侧钻井近40口，目前已实施20口，单井投资同比降低35%以上。

    “相较常规侧钻与钻新井模式，拔套侧钻是拔出上部生产套管后开展侧钻作业，保留原有井眼尺寸完井，可以规避常规侧钻井尾管缩小带来的诸多问题，从工艺源头保障后期井筒作业灵活性，在提速增效的同时，降低开发成本。近年来，我们围绕拔套侧钻关键环节开展技术攻关，形成了‘单拔+双拔’成套技术体系，拓展了拔套侧钻适用范围，为老井高效复用提供了技术支撑。”江汉油田工程设备管理部相关负责人介绍。

    为推动拔套侧钻技术落地应用，2025年下半年起，江汉油田依托现场试验持续开展技术攻关，围绕地质选井、井眼轨迹优化、钻采工艺配套等关键环节反复论证、不断优化，逐步形成适用于水泥浆未返至表层套管井的“单拔”拔套侧钻技术。首批试验井扬5-斜7侧井实施过程中，技术团队综合分析油藏边界、产能评价、井筒状况及后期开发需求，科学优化侧钻点和井眼轨迹，落实全过程现场管控，实现钻井周期4.6天、完井周期9.5天，多项施工指标刷新区域纪录，成功验证了拔套侧钻技术的可行性，为老井侧钻改造积累了宝贵经验。

    随着拔套侧钻技术推广应用，新的技术难题逐渐显现。部分老井由于水泥浆返至地面，仅采用“单拔”工艺已无法满足施工条件，许多具有开发潜力的老井无法实施侧钻改造，成为制约技术进一步推广的瓶颈。面对这一问题，江汉油田组织技术团队深入调研行业先进经验，结合现场施工实际，围绕套管切割、套铣工艺、专用工具等关键环节持续开展自主攻关，不断完善工艺流程、优化施工方法，创新形成油层套管与表层套管同步拔除的“双拔”拔套侧钻技术，推动拔套侧钻技术实现新的突破。

    面120-34-斜11侧平井成为江汉油田首口“双拔”试验井。施工过程中，技术人员先后完成油层套管、表层套管拔除，成功突破水泥浆返高条件限制，实现拔套侧钻工艺由“单拔”向“双拔”升级，打破了传统侧钻选井限制，进一步拓展了老井重复利用范围，标志着江汉油田拔套侧钻技术迈上新台阶。

    经过持续技术攻关和现场实践，江汉油田逐步形成了“单拔+双拔”拔套侧钻成套技术体系，突破了传统侧钻受水泥返高条件制约的技术瓶颈，可根据不同井况灵活选择施工工艺，实现老井资源价值最大化。同时，利用原有井筒开展侧钻，大幅缩短征地、安环评等前期准备周期，显著降低开发投入，提高了老井开发的经济效益，为老油田稳产增产提供了新的技术路径。