渤海油田低效井浅层侧钻方案设计优选

吴占民

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

渤海油田近几年面临着严峻的年产油递减的情况，稳产压力较大，新钻调整井受到诸多因素的限制，经济性较差，因此老井侧钻成为渤海油田实施调整井的主要方式之一[1-2]。渤海油田近几年进行的调整井基本设计中，低效井侧钻的比例高达50%～60%，目前仍有大量生产井低效生产或已关停。根据老井低效的原因，结合油藏对储层的认识，有些井可以选择在近井眼附近布置新的靶点进行深层侧钻，有些井只能选择浅层侧钻至其他区域[3]。

浅层侧钻主要适用于新靶点偏离老井轨迹较远和老井浅层套管尺寸较小的情况。目前渤海油田常用的浅层侧钻主要有表层套管开窗技术，套铣、切割回收双层套管至隔水管鞋以下或生产套管至表层套管鞋以下，裸眼侧钻技术。近几年隔水管重入作为一种新技术，目前已经在部分油田成功应用。

1 隔水管重入方案设计

由于A1井生产套管尺寸较小，结合侧钻后的靶点，只能进行浅层侧钻设计。

表1 A1H1井不同侧钻点的轨迹设计Table 1 Different trajectory for well A1H1

表2 A1H1井不同侧钻方案设计Table 2 Different sidetracking program for well A1H1

2 裸眼侧钻方案设计

浅层裸眼侧钻主要有回收表层套管至隔水管鞋以下和回收技术套管至表层套管鞋以下进行侧钻两种方案。第一种方案的优势在于侧钻后井眼尺寸大，便于井眼再次利用，适用于技术套管水泥返高较浅、单独处理难度较大的情况。第二种方案的优势在于钻井无须开窗作业，适用于表层套管下入深度浅、技术套管水泥返高接近表层套管鞋的情况。第二种方案由于表层套管下入深度浅、承压能力弱，因此钻井时通常需要增加一层井身结构。

由于靶点偏离老井较远，只能进行浅层侧钻。

表3 A2H1井不同侧钻点的轨迹设计Table 3 Different trajectory for well A2H1

表4 A2H1井不同侧钻方案对比Table 4 Different sidetracking program for well A2H1

3 表层套管开窗侧钻方案设计

表层套管开窗侧钻方案主要适用于技术套管固井水泥返高深、切割回收难度小和生产套管尺寸小的、与表层套管环空间隙大、套铣作业难度小的情况。

由于A3井生产套管尺寸较小，结合侧钻后的靶点，只能进行浅层侧钻设计。

表5 A3H1井不同侧钻方案对比Table 5 Different sidetracking program for well A3H1

图1 244.5 mm套管下入悬重计算Fig.1 Hook load for 244.5 mm casing run

4 结论与认识

(3)虽然目前渤海油田对于浅层侧钻井有多种方案，但是由于浅层侧钻时老井眼部分几乎无法利用，并不是一种经济的侧钻方式。钻完井设计前期，建议充分与油藏专业进行沟通，尽可能优选合适的井位深层侧钻。