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我國東部老油田正面臨儲采失衡加劇和生態(tài)紅線約束的雙重挑戰(zhàn)。部分區(qū)塊開發(fā)已逾50年，綜合含水率高達90%以上，采收率卻低于40%，剩余油藏分布零散且復雜，套損井比例逐年攀升。與此同時，剩余可采儲量依然可觀，潛力巨大。在此背景下，側鉆技術成為破局的關鍵。中國石化老井側鉆技術于20世紀80年代末起步探索，通過持續(xù)探索、創(chuàng)新與完善，系列核心技術在東部老油田廣泛應用，收到顯著效果。

精準側鉆助老區(qū)油氣高效挖潛

□中國石化石油工程技術研究院 張洪寧

中國石化東部老油田面臨儲采失衡加劇的資源困局與生態(tài)紅線約束的空間困局。從資源條件看，超過半數(shù)的區(qū)塊開發(fā)已逾50年，綜合含水率在90%以上，而采收率低于40%，剩余油藏呈現(xiàn)出零散化、差異化分布的復雜特征，套損井比例更是以每年2%的速度攀升，但剩余可采儲量依然可觀、潛力大。從地面約束看，90%的現(xiàn)有井場緊鄰生態(tài)保護紅線，新井場建設面臨環(huán)保審批嚴、周期長等現(xiàn)實困境。在此背景下，側鉆井技術通過轉向鉆進形成新井眼，可二次利用井場井筒，節(jié)約用地30%~50%、降低建井成本40%~60%，成為破局技術利刃。更重要的是，它能開創(chuàng)“一井多控”開發(fā)新模式，在縱向上拓展新層系、橫向上加密井網(wǎng)、立體上完善控制，同時讓低效井煥發(fā)新生，大幅提升采收率。

20世紀80年代末，中國石化開始探索老井側鉆技術。經(jīng)過30余年的發(fā)展，通過持續(xù)探索、創(chuàng)新與完善，形成四大核心技術體系：多元側鉆方式，裸眼側鉆、套管開窗、分支魚骨井等技術可精準匹配不同地質需求；系列套管開窗技術，研發(fā)了高效磨銑鉆頭、一體式可回收開窗系統(tǒng)、系列化套銑回收工具和連續(xù)油管開窗技術等；先進的井下隨鉆測量技術，研發(fā)了系列小直徑隨鉆測量儀器，研制出多參數(shù)測量、高精度、低功耗的測控儀器；高效完井技術，研發(fā)了高可靠性尾管懸掛器，并探索研究集成傳感器與控制系統(tǒng)的智能完井工具。從最初的艱難探索到如今的全鏈條技術體系領先，中國石化走出了一條自主創(chuàng)新、持續(xù)突破且成果豐碩的老井側鉆技術發(fā)展之路。

中國石化側鉆技術體系在勝利、中原、江漢、江蘇等東部老油田廣泛應用，效果顯著。

勝利油田確立了“激活老井筒、重建滲流場、靶向挖剩余油”的技術思路，破解了高含水老區(qū)靶向挖潛難題，規(guī)?；瘧?000余井次，恢復地質儲量兩億余噸，采收率提升4.1個百分點，單井投資較新井降低49%，噸油成本下降42%。在孤東高含水、河口超深、墾利頁巖油區(qū)塊形成“立體調控、低碳經(jīng)濟”開發(fā)范式，支撐特高含水油田二次開發(fā)戰(zhàn)略實施。

中原油田創(chuàng)新構建“鹽膏層安全開窗、微構造精準導向、套損區(qū)立體修復”技術體系，突破復雜斷塊挖潛難題，規(guī)?；瘧?000余井次，恢復地質儲量1億余噸，采收率提升4.8個百分點，環(huán)保治理費用下降71%。在文南儲氣庫、橋口碳酸鹽巖區(qū)塊形成“低成本、高精度、可持續(xù)”開發(fā)范式，推動特高壓咸水泥巖油田高效轉型。

江蘇油田打造了“三維地質建模、微曲率軌跡優(yōu)化、井筒智能檢測”技術體系，破解窄薄油層精細開發(fā)難題。規(guī)?；瘜嵤﹤茹@井800余井次，恢復地質儲量0.6億噸，采收率提升3.8個百分點，投資成本降低48%。配套光伏供電裝置后，噸油碳排放下降37%。在永安窄河道、高郵凹陷、黃玨隱蔽油藏形成精雕細刻、清潔開發(fā)模式，支撐水鄉(xiāng)油田綠色轉型，助推蘇北盆地“雙復雜”油藏資源接替戰(zhàn)略落地。

江漢油田探索形成了“連續(xù)油管精準下鉆、超短半徑軌跡控制、小井眼智能完井”技術體系，突破了鹽間薄層復雜井眼開發(fā)瓶頸。規(guī)模化應用300余井次，恢復地質儲量0.2億噸。首創(chuàng)直徑50.8毫米連續(xù)油管內置式側鉆工藝，實現(xiàn)鹽膏層6小時級“安全開窗、快速成井”，特色發(fā)展小井眼側鉆集群技術，使新溝嘴組6米薄油層鉆遇率超90%。在王場鹽穴儲氣庫、潛江凹陷鹽間油藏形成“集約化改造、近零排放”開發(fā)模式，支撐江漢復雜斷塊型油田可持續(xù)挖潛。

持續(xù)的技術創(chuàng)新是中國石化高質量發(fā)展和保障國家能源安全的強大引擎。當前常規(guī)側鉆技術面臨降本極限，亟須工程技術創(chuàng)新驅動降本增效。按照綠色化、智能化的發(fā)展思路，建議從拓展應用場景和升級技術體系兩個方面推進。

在拓展應用場景方面，建議在頁巖油氣井中探索老井側鉆技術突破地質工程雙復雜條件約束，實現(xiàn)“少井高產(chǎn)”，依托現(xiàn)有井筒進行短半徑側鉆，精準溝通未充分改造的“甜點”薄層或繞射裂縫網(wǎng)絡，提升儲層立體動用率。與傳統(tǒng)水平井相比，可單井節(jié)約征地30%、減少巖屑排放30%，配合電驅連續(xù)油管裝備使碳排放降低35%。還可依托數(shù)字化井網(wǎng)重建實現(xiàn)頁巖油氣重復壓裂與立體開發(fā)協(xié)同，推動全生命周期效益挖潛。

在技術升級方面，建議強化攻關連續(xù)油管側鉆技術體系。一方面，連續(xù)油管鉆井與智能化鉆井具有天然兼容性，其鉆機電動化程度高，通過連續(xù)油管內置電纜可實現(xiàn)地面-井下雙向信息高速傳輸，更易實現(xiàn)全井筒一體化智能閉環(huán)控制，代表未來石油鉆井技術發(fā)展趨勢；另一方面，連續(xù)油管鉆井可滿足老油田不停注側鉆、儲層保護、不起下油管側鉆等常規(guī)技術難以實現(xiàn)的作業(yè)需求。

勝利油田 “側鉆+”技術釋放更多儲量

□于 佳 王 迪

●面臨挑戰(zhàn)

勝利油田歷經(jīng)60多年的高效勘探開發(fā)，常規(guī)油氣勘探發(fā)現(xiàn)儲量單塊規(guī)模小、品位差；老區(qū)開發(fā)進入特高含水期，套損井長停井多，剩余油分布高度零散，常規(guī)鉆井投資高。

●技術亮點

勝利油田迭代升級油藏描述技術，精細刻畫剩余油，聚焦高含水階段剩余油分布“散、角、薄、間”的特征，持續(xù)迭代夾層、斷層、儲層精細油藏描述技術，提高描述精度和識別能力，為側鉆精準挖潛剩余油提供潛力陣地；發(fā)展工程測控技術，精確評價剩余油，實現(xiàn)剩余油潛力找得準、開窗位置選得準、側鉆打得準；創(chuàng)新集成鉆采技術，精準動用剩余油，實現(xiàn)鉆井“打得快”、儲層“保得優(yōu)”、壓裂“壓得成”。

●應用案例

累計產(chǎn)油21萬噸，新增經(jīng)濟可采儲量207萬噸，盈虧平衡點降至40美元/桶以下……2024年，勝利油田依靠460口側鉆井，為更多剩余儲量釋放活力，也為油田效益穩(wěn)產(chǎn)增添一把利器。

側鉆就是利用老井井眼，給井筒重新開“一扇窗”，對油藏進行二次開發(fā)，不僅可大幅拉低剩余油經(jīng)濟動用門檻，而且能縮短施工周期。

“十三五”以來，針對不同類型油藏和區(qū)域特點，勝利油田技術人員科學論證剩余油分布特征與側鉆技術經(jīng)濟適配性，經(jīng)過四輪次迭代，創(chuàng)新形成了8種“側鉆+”剩余油效益挖潛技術模式，實現(xiàn)了從重建井筒向重建井網(wǎng)、從單井零散挖潛向單元綜合治理的轉變。相較于打新井，側鉆技術可節(jié)省成本約40%，為特高含水期零散剩余油經(jīng)濟高效動用指明了方向。

得益于在側鉆方面的不斷探索與研究，2024年，勝利油田在低滲透油藏成功探索形成“側鉆壓裂+壓驅補能”技術模式，實現(xiàn)了低滲透剩余油從無法動用到效益動用首次突破。

勝利油田純梁采油廠低滲透油藏儲量占總儲量的六成，每年有超過50%的產(chǎn)量來自該類型油藏。隨著開發(fā)時間延長，老井井況問題愈加突出，導致井網(wǎng)二次不完善，儲量控制程度較低。

“一邊是富集的剩余油，一邊是停產(chǎn)的油井，用原先的工藝技術根本無法拿出來，在盤活地面存量資產(chǎn)和高效動用剩余油之間，缺少連接的橋梁。”純梁采油廠油氣開發(fā)首席專家于紅軍說。

作為老油田完善井網(wǎng)、挖掘剩余油、降低盈虧平衡點的重要利器，側鉆技術成為最理想的手段。

勝利油田結合油藏開發(fā)部署及工程難點，應用高壓分層同步壓驅注水工藝超前補能，利用側鉆經(jīng)濟優(yōu)勢，配套側鉆井全通徑分段壓裂技術，重新構建井網(wǎng)。

為解決常規(guī)側鉆井上部老井筒承壓能力低、側鉆井段固井質量差的難題，他們創(chuàng)新采用“尾管+高強度尾管懸掛器+回接筒+高壓密封插頭+回接管柱+高壓井口懸掛器”組成的耐高壓全通徑壓裂通道，同時配套彈韌性水泥漿體系，不僅實現(xiàn)了低滲透油藏側鉆井從無法壓裂到“壓得成、壓得好”的重大突破，而且首次實現(xiàn)了側鉆井82毫米小尺寸全通徑分段壓裂。

借鑒頁巖油開發(fā)的成功經(jīng)驗，技術人員反復攻關試驗，創(chuàng)新應用“前置酸+二氧化碳”降低破裂壓力，變黏壓裂液體系降阻提砂比，提高壓裂施工排量和壓力，盡可能提高縫網(wǎng)復雜程度。

2024年，勝利油田純梁采油廠利用側鉆壓裂技術在低滲透油藏樊31塊投產(chǎn)側鉆壓裂油井4口，日產(chǎn)油從24.5噸增加到51.3噸、自然遞減率從10.2%下降為7.3%，并帶動510萬噸低品位剩余儲量效益動用。

●效果點評

勝利油田高級專家 武繼輝：利用側鉆挖潛增效關鍵工程技術實現(xiàn)剩余油效益開發(fā)，是老油田完善井網(wǎng)、增加經(jīng)濟可采儲量、降低盈虧平衡點的重要利器。勝利油田歷經(jīng)60多年高效勘探開發(fā)，已進入特高含水期，套損井長停井多、剩余油分布高度零散、常規(guī)鉆井投資高，很難實現(xiàn)效益開發(fā)。側鉆技術利用老井的地面設施與土地資源，有效盤活實物資產(chǎn)與儲量資產(chǎn)，減少成本投入，大幅降低了老區(qū)剩余油挖潛經(jīng)濟動用門檻?！笆濉币詠?，勝利油田經(jīng)過四輪次迭代，攻關形成了一系列側鉆成熟技術，推動老區(qū)剩余油“吃干榨凈”“顆粒歸倉”。

側鉆技術的進步，離不開思想觀念的轉變。過去一口井出現(xiàn)問題，只瞄準這口井解決問題，想單獨開發(fā)一個層系，會因為經(jīng)濟評價不達標實現(xiàn)不了，兩米的層不能形成井網(wǎng)，只能一起開發(fā)，很容易形成干擾。而現(xiàn)在可以利用側鉆技術，從整個井網(wǎng)的角度考慮，把復雜的開發(fā)問題工程簡單化。勝利油田在孤島油區(qū)就利用側鉆技術對非主力層建立了單套井網(wǎng)開發(fā)，效果顯著。不僅如此，側鉆技術進尺小、材料少，與正常打一口井相比，成本投入可減少40%。

側鉆技術在低滲透油藏的規(guī)?；瘧脼槲覀冮_發(fā)難動用儲量增添了信心，下一步，勝利油田將全面推進側鉆技術在老區(qū)的規(guī)?；瘧?，加快側鉆關鍵技術攻關突破，實現(xiàn)老區(qū)剩余油的深度挖潛。

中原油田 東濮老區(qū)側鉆技術邁入4.0時代

□楊 敏 龔旗林

●面臨挑戰(zhàn)

經(jīng)過多年勘探開發(fā)，中原油田產(chǎn)量大幅遞減，剩余可采儲量減少，新鉆井效益降低，同時，井下故障日趨增多，嚴重破壞井網(wǎng)基礎，影響油田的效益開發(fā)。側鉆技術是破解難題的重要手段，但開窗側鉆技術面臨的開窗效率低、小井眼環(huán)空循環(huán)壓耗高、小井眼井下故障復雜處理手段單一、小井眼側鉆井眼凈化和摩阻力大、窄間隙固井難度大等問題亟待攻破。

●技術亮點

中原油田經(jīng)過多年攻關，形成了“坐掛+開窗”一趟鉆技術、長裸眼段小井眼鉆井提速集成技術、小井眼窄間隙固井技術、深部雙層套管開窗技術等，累計實施2000余井次，開窗點最深3441米、完鉆井最深4115米、裸眼段最長1549米、水平位移最大793米等多項指標創(chuàng)紀錄，形成了東濮側鉆井施工推薦做法4.0，支撐油田效益開發(fā)。

●應用案例

隨著勘探開發(fā)不斷深入，油氣產(chǎn)量遞減是必須正視的現(xiàn)實，恢復注采井網(wǎng)，加大剩余油挖潛力度，提高油田開發(fā)綜合效益，已迫在眉睫。然而，新鉆井投資高、綜合效益低，同時井下落物、套損等現(xiàn)象嚴重破壞注采井網(wǎng)……效益要提高，成本也要控制，如何兩全？

中原油田另辟蹊徑，攻關東部老油田側鉆挖潛增效關鍵工程技術，對套管進行“開窗”側鉆，充分利用老井場和原井的上部井筒，利用原集輸管線，最大限度節(jié)省投資的同時“復活”老井，恢復產(chǎn)能。

“中原油田成立老井側鉆技術團隊，開展開窗側鉆擴眼及大通徑完井技術研究。技術人員圍繞建井投產(chǎn)流程，以側鉆擴眼工具及工藝研究、大通徑套管完井設計、小間隙固井技術研究和配套修井工具研發(fā)為主要攻關方向，形成一套開窗側鉆大通徑完井系列技術，為開發(fā)后期剩余油氣挖潛提供技術支撐和保障。”中原油田石油工程技術研究院副院長向俊科說。

在開窗側鉆擴眼技術研究方面，技術人員通過優(yōu)選加工材料，合理設計擴眼工具結構，優(yōu)化工具尺寸等，形成適用于中原油田地層條件開窗側鉆的液壓滑移式擴眼工具；分析擴眼施工中的技術難點，開展理論計算，優(yōu)化擴眼工藝參數(shù)和流程，形成成熟的開窗側鉆擴眼技術；優(yōu)選大通徑直連型套管，合理設計管柱結構，形成適用于東濮老區(qū)和普光主體的大直徑完井管柱；研發(fā)大通徑懸掛器、浮箍等完井工具，并進行懸掛完井管柱工藝分析，形成安全可靠的大直徑尾管懸掛工藝。

在小間隙固井方面，技術人員優(yōu)選前置液和水泥漿添加劑形成高彈韌性水泥漿體系，優(yōu)化前置液用量和注替排量等參數(shù)，提高小間隙固井套管的居中度和水泥頂替效率。

在后期配套修井方面，技術人員研發(fā)配套的套磨銑和打撈工具，根據(jù)側鉆完井套管尺寸，優(yōu)選硬質合金材料，優(yōu)化焊接工藝，加工適應井筒直徑的高效套磨銑工具；合理設計大通徑套管配套打撈工具的尺寸，優(yōu)化工具結構，制備生產(chǎn)管柱打撈系列工具。

2024年7月，該技術在中原油田建設的首個集團公司側鉆示范區(qū)——文明寨側鉆井示范區(qū)成功應用。技術人員在該示范區(qū)細化單井指標體系，分別選取復雜深層油藏、中深低滲油藏側鉆井進行試點，與地質部門結合，共同甄選了文明寨油田明1東塊作為示范區(qū)，優(yōu)選明255側2井、明1-26側1井、明227側1井、明113側井、明203側1井等5口具有代表性的井作為油田示范井，通過推廣應用多項側鉆挖潛增效關鍵技術中的成熟特色技術，各項技術、經(jīng)濟指標再創(chuàng)新高。

“優(yōu)選的這5口井均在兩個月內完成了上鉆及投產(chǎn)，初期單井平均日產(chǎn)油量為4.06噸，累計增油近1900噸，效益顯著，有力推動石油工程‘四提’再上新臺階?！敝性吞锸凸こ碳夹g研究院鉆完井技術研究所副所長吳小丁說。

●效果點評

中原油田鉆井專業(yè)專家 李華照：2014年以來，東濮老區(qū)累計實施側鉆井855井次，是東濮老區(qū)剩余油挖潛的主導技術，是穩(wěn)產(chǎn)的重要保障，先后經(jīng)歷了4個階段的迭代升級，鞏固了多項關鍵技術，各項指標持續(xù)向好。中原油田于2023年開展了集團公司首口小井眼開窗側鉆示范井建設，并以示范井為輻射點，積極推進技術體系與管理模式向全油田輻射，積極推進油田側鉆井高質量建設，為油田低成本側鉆挖潛剩余油貢獻力量。

隨著開發(fā)東濮老區(qū)的需要，側鉆井也面臨著新的挑戰(zhàn)，如側鉆后常規(guī)4寸套完井工藝已不能滿足后期投產(chǎn)的需求，下一步需要進一步開展隨鉆擴眼技術研究、連續(xù)油管開窗側鉆、多壓力層系小間隙井固井工藝技術研究等，最終形成一套適合東部老油區(qū)的側鉆小井眼鉆井提速及高效完井技術，為實現(xiàn)東部老區(qū)效益開發(fā)目標提供技術支撐。

江蘇油田 創(chuàng)新側鉆技術提速提效顯著

□徐博誩聞 王 建 付成林 趙 進

●面臨挑戰(zhàn)

江蘇油田進入開發(fā)中后期，效益建產(chǎn)難度越來越大，利用老井側鉆是低成本挖潛的有效手段。但隨著設計井深、裸眼段長度不斷增加，設計軌道越來越復雜，且受小尺寸井眼及鉆機設備、工具、工藝等因素影響，側鉆井施工難度逐年加大，機械鉆速低（小于3米/時）、施工周期長（施工周期45天左右）等問題凸顯。

●技術亮點

江蘇油田成立由工程設備管理部牽頭，工程院、工程中心和礦業(yè)開發(fā)總公司組成的側鉆工作小組，開展側鉆技術聯(lián)合攻關，形成斜向器坐封開窗一趟鉆、裸眼段鉆進一趟鉆、復合鹽強抑制鉆井液和防止固井水泥漿漏失的井筒預處理技術，2024年側鉆井平均機械鉆速4.03米/時，比2023年提高32%，建井周期縮短21%，固井合格率100%。

●應用案例

近日，江蘇油田采油一廠側許淺1-31井側鉆投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油4.7噸，含水率44%且呈繼續(xù)下降態(tài)勢。

該井是許莊油田戴一段砂礫巖油藏的首口側鉆井，井段長917米，經(jīng)過多處斷層及大段砂礫巖地層。工程技術人員優(yōu)化軌跡，優(yōu)選長壽命螺桿和新型PDC（聚晶金剛石復合片）鉆頭，合理調配鉆井液性能，收到提速、穩(wěn)固井壁效果，歷經(jīng)11天實現(xiàn)一趟鉆完成裸眼段鉆進。

2022年以來，江蘇油田工程戰(zhàn)線以鉆井提速提效為目標，成立側鉆工作小組，加速鉆井技術和標準研究，加大新工藝技術集成應用力度，想辦法讓少井高產(chǎn)、單井高效，最大限度挖掘剩余油潛力。2024年，江蘇油田東部老油田側鉆挖潛增效關鍵工程技術獲集團公司技術創(chuàng)新創(chuàng)效類一等獎。

如何進一步壓縮鉆井周期？“提速的關鍵在鉆頭，鉆頭工藝提升是技術核心。”江蘇油田工程院鉆井室主任趙進說。

側鉆工作小組以提高工作效率、減少輔助作業(yè)為目標，開展提速提效系統(tǒng)性研究，將以往的單牙輪鉆頭優(yōu)化為三刀翼的PDC鉆頭?！癙DC鉆頭去掉原有牙輪鉆頭的軸承設計，壽命更長、攻擊性更強?！苯K油田工程院副院長唐玉華介紹。2022年，工程技術人員將研究成果在現(xiàn)場進行初步試驗，選擇開窗點和完鉆井深較淺、裸眼段較短的側馬45-1井作為試驗井，一趟鉆完成829米進尺，相比鄰井鉆井周期縮短40.7%、提速65%、一趟鉆鉆進時長提高98.9%，有力提振了攻關信心。

2023年，側鉆工作小組在前期研究的基礎上，與研究院所合作，進一步改進鉆頭設計，將三刀翼優(yōu)化成五刀翼PDC鉆頭，同時對鉆頭的刀翼布齒密度和流道設計進行了改進，破巖效率更高、防泥包性能更好。在集團公司側鉆示范井側富48A井，新型五刀翼PDC鉆頭試驗成功，不僅實現(xiàn)了一趟鉆進尺超過1000米的目標，對比區(qū)塊最優(yōu)指標3.59米/時提速29.81%，對比區(qū)塊最優(yōu)鉆井周期減少46.75%，而且井下復雜故障率為零，創(chuàng)江蘇油田富民工區(qū)裸眼700米以上側鉆井機械鉆速最高、鉆井周期最短施工紀錄。

2024年，側鉆工作小組積極復制示范井成功經(jīng)驗，推動“示范變規(guī)范、標桿變標準”，編制江蘇油田“鉆井四提3.0”技術規(guī)范，側鉆技術形成了“通刮削一趟鉆、坐封+開窗一趟鉆、側鉆一趟鉆”的三個一趟鉆技術體系，全年側鉆井機械鉆速明顯提高，實現(xiàn)一趟鉆完鉆的側鉆井達到20口，側鉆井平均機械鉆速4.03米/小時，比2023年側鉆井機械鉆速提升32%、建井周期縮短21%。

●效果點評

江蘇油田工程與設備管理部專家 顧慶宏：套管開窗側鉆井是江蘇油田低成本挖潛剩余油的一種有效手段，每年部署側鉆井40口左右，自1997年至今已累計實施560多口井。近年來，每年新投的側鉆井產(chǎn)油量均在1萬噸以上，為油田老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)增效發(fā)揮了重要作用。

江蘇油田工程技術團隊在側鉆井軌道設計與軌跡控制、工具工藝選擇、開窗參數(shù)優(yōu)選、鉆井液體系優(yōu)化等方面開展多輪次科研攻關，成功解決了小井眼鉆井提速難、低壓薄弱地層易漏失、一次固井成功率低和易失穩(wěn)地層劃眼時間長等難題，攻關形成個性化PDC鉆頭、配套的長壽命儀器和螺桿、高壓電動鉆井泵和電動修井機等先進工具和裝備，為開窗側鉆井裸眼段一趟鉆完鉆打下了堅實基礎。

隨著老區(qū)挖潛不斷深入，側鉆井的實施難度也在不斷增加。2024年，江蘇油田側鉆井裸眼段長超過1000米的有12口，且完鉆井深也在不斷加深，如真53側、側花24-3、側真84-4等井完鉆井深均超過3000米。但通過側鉆工作小組的共同努力，平均機械鉆速已提高至4.03米/時，平均鉆井周期從45天縮短到30天以內，且固井質量合格率達到100%。

鏈接

●什么是側鉆技術？

側鉆技術是在老井油層套管上開出一個“窗口”，再將鉆頭穿過窗口鉆入地層，在導向儀器的幫助下向目標靶點鉆進，實現(xiàn)地質目標。這項技術廣泛應用于開發(fā)中后期的老油田，用來挖掘剩余油藏潛力、提高采收率、延長油氣田壽命，并達到降低施工成本和效益最大化目的。

側鉆原本是鉆井工藝技術中的一項輔助工藝，在鉆井工作中歷史悠久，通常是處理鉆井工程事故中的最后手段。運用側鉆技術把老井變成新井源于1895年在里海油田一口瀕臨枯竭的老井進行修井作業(yè)過程中，形成了一個離原井井筒10多米的新井眼，這個新井眼使該井的產(chǎn)量提高數(shù)倍，是有記載的使枯竭井獲得新生的最早案例。這些意外收獲，讓側鉆技術逐漸成為低產(chǎn)井增產(chǎn)和老井再生的手段。

20世紀初，蘇聯(lián)開始采用側鉆技術使老油井增產(chǎn)。20世紀60年代，我國受蘇聯(lián)鉆井技術的影響，在玉門、新疆、四川等油田也進行過老井開窗側鉆工作。20世紀80年代，我國開始自主研究側鉆井工藝技術，并在30年間迅速成熟起來。該技術在全國各油田得到了廣泛的推廣應用，并取得了明顯的經(jīng)濟效益和社會效益，成為油田特別是老油區(qū)降本增效、節(jié)約挖潛的重要手段和措施。進入21世紀，側鉆井工藝作為分支井技術的一項重要工藝得到了更為廣泛的應用和發(fā)展。

●側鉆技術有何特點？

側鉆技術具有建井周期短、工程投資低和靈活性強的特點：可以充分利用老井井眼和原有采輸設備，大大縮短建井周期；與傳統(tǒng)的打井方式相比，側鉆技術可以節(jié)省大量的征地、道路建設、采油及地面工程等費用；可以根據(jù)實際需要選擇合適的窗口位置和鉆進方向，具有很高的靈活性。

●有哪些應用場景？

1.老井產(chǎn)能恢復與提升

當老井因長時間開采導致產(chǎn)能下降，或者井內設備損壞影響正常生產(chǎn)時，側鉆技術能夠發(fā)揮重要作用。通過在老井的側面鉆出新的井眼，不僅可以繞過原有的損壞部分，還能增加井筒與油藏的接觸面積，從而提高油井的產(chǎn)能和采收率。

2.開發(fā)薄層或難動用儲量

在油田開發(fā)中，經(jīng)常會遇到一些薄層或難動用儲量，這些區(qū)域由于地質條件復雜或油層厚度較薄，常規(guī)直井開發(fā)難度較大。此時，側鉆技術能夠展現(xiàn)出其獨特的優(yōu)勢。通過精確調整井眼軌跡，側鉆井能夠更有效地穿透這些薄層或難動用區(qū)域，實現(xiàn)資源的有效開發(fā)。

3.降低鉆井成本與風險

在某些地質條件下，直井鉆井可能面臨較高的成本和風險，如地層堅硬、易塌方等。而側鉆井技術能夠在一定程度上降低這些成本和風險。通過選擇合適的側鉆點和井眼軌跡，可以避開不利地層，減少鉆井過程中的復雜情況和事故發(fā)生率，從而降低整體鉆井成本。

4.油田開發(fā)后期調整與優(yōu)化

隨著油田開發(fā)進入后期階段，為了更好地適應油藏變化和優(yōu)化開發(fā)效果，可能需要對井網(wǎng)進行調整。此時，側鉆井技術能夠作為一種靈活有效的手段，實現(xiàn)井網(wǎng)的加密、優(yōu)化和重組，提高油田的整體開發(fā)效率和經(jīng)濟效益。

●在國外有哪些應用案例？

1.美國懷俄明州超深井側鉆案例

為了滿足深層油氣藏的勘探需求，美國懷俄明州的一口井在7751米深處進行了開窗側鉆。展示了側鉆技術在超深井中的應用潛力和效果，為類似條件下的油氣勘探提供了有益借鑒。

2.加拿大連續(xù)油管側鉆案例

在加拿大的Alaska等地區(qū)，連續(xù)油管側鉆技術得到了廣泛應用。連續(xù)油管側鉆技術具有移動性能好、鉆井操作簡單快速等優(yōu)勢，特別適用于老井開窗側鉆、老井加深等作業(yè)，不僅提高了油氣井的采收率，而且降低了鉆井成本。

3.伊拉克東巴油田套管開窗側鉆案例

中海油服在伊拉克東巴油田成功完成了自主研發(fā)的套管開窗側鉆技術的首次應用。該技術可以在現(xiàn)有油井中進行側鉆開窗，深入新的油氣層，具有投入少、見效快的優(yōu)勢，為伊拉克東巴油田的進一步開發(fā)及剩余油資源的挖掘提供了強有力的技術支持。

（王 建 提供）