随着渤海区域各油田开采时间的增加，一些裸眼水平井暴露出产量递减较快，含水率较高的问题，为了缓解产量压力，推动油田可持续发展，使用低效井侧钻是油田保持稳产、实现增产的重要手段之一。通过分析低效井实钻资料和测井资料，大部分低效井产生的原因主要有以下几个方面：水平井水平段贴近储层顶部，储层顶部若物性较差会影响水平井后期生产，造成本井采出程度差；对于部分储层有致密夹层，而现有生产井并未连通夹层上下，因此造成隔层以下的储层采出程度差；对于原生产井完井过程中由于防砂失效，油井出砂后正常生产时间短，采出程度低的；水平段钻进过程中，钻遇的泥岩段过多，长时间的开发生产，泥岩垮塌运移造成筛管堵塞，从而影响采出程度等等。针对以上几类情况，均可采用同层侧钻技术进行治理。该侧钻方式具有周期短，见效快，老井段利用率高等特点，使产能极差的低效井在较短的时间内恢复产能，同时能够降低钻完井作业风险及成本，是调整井作业“降本增效”的重要技术手段。

同层侧钻技术主要面临二个难题：首先要求对老井进行合理弃置，老井由于多年来的开发生产，部分区域老井储层压力出现亏空，加之部分储层高孔高渗，水平段漏失及水泥沿高边突进等因素对弃井水泥塞、侧钻水泥塞质量带来影响；其次为了满足侧钻窗口，需要切割打捞出原防砂管柱，如何在满足侧钻的前提下，通过缩短侧钻窗口来降低切割打捞的难度及周期，从而实现降本的目的。

经过认真调研、充分论证和相关专题研究，形成了一套针对水平井注水泥塞技术以及新型弃置材料，带封隔器的筛盲管切割打捞技术，短窗口侧钻工艺技术等。该套技术具有较好的经济效益，对其他油田，尤其是可以使用同层侧钻方式进行快速调整的油田，具有较好的借鉴意义。

A16H1井是一口水平生产井，侧钻前因井下工具故障已经关停，井身结构为：12-1/4"套管2 458 m，套管规格：钢级N80，磅级47PPF，管鞋处井斜88°左右，8-1/2"水平段裸眼完井，下入Baker 9-5/8" SC-1R顶部封隔器+5-1/2"盲管+5-1/2"自平衡筛管；为确保后续侧钻，需在9-5/8"套管以下切割打捞出最少30 m的筛盲管。

A16H2井作业前充分收集资料，分析井下管柱情况，切割方案编制过程中提出“精细切割”思路，主要包括优化切割位置(分两刀切割)，第一刀考虑留够侧钻窗口，第二刀确保顶部封隔器能够顺利打捞。切割钻具组合：4-1/2"割刀+2-7/8"钻杆+变扣+6-1/2"震击器+变扣+5-1/2"加重钻杆+ 5-1/2"钻杆。打捞组合：捞矛/捞筒+5"短钻杆+6-1/2"震击器+变扣+5-1/2"加重钻杆+ 5-1/2"钻杆。根据上一趟打捞作业即时判断井下情况，指导后续打捞思路，A16H2井通过优化打捞组合，节省一趟套铣作业时间(图 1)。

图 1(Figure 1)

图 1 A16H1井下管柱组合

对于同层侧钻的井，老井眼的合理弃置会影响到新井生产情况。综合考虑在水平段注水泥塞作业的特点及难点，创新性的使用seal bond，seal bond plus堵漏隔离液来应对储层亏空漏失的发生。此材料在负压差的作用下，可以脱落溶解，不会伤害储层。工程方面依据冲砂时的排量及漏失情况，通过专业软件计算，模拟井底温度、压力状态，反推得出注替水泥浆排量。循环及注替水泥浆期间活动钻具，以提高低边顶替效率，防止高边水泥浆突进。通过改善水泥浆性能，如控制失水、自由水、提高沉降稳定性、提高触变性、保证“直角”稠化^[1]，提高水泥石早期强度等措施防止水泥浆漏失下落、减少窜流。

针对部分区域老井作业时为修井机，长时间没有使用需要对修井机进行升级改造而达到开钻条件，而改造的过程中船舶资源有限，场地有限，人员配备有限，创新采用新型化学堵漏材料(LHD)代替常规油井水泥作为井眼弃置材料，LHD具有占地小、操作简便、有效驻留、胶结强度高、有效期长等特点，非常适合本次弃置作业。其主要作用机理如下：

(1) 用于油水井化学堵水堵漏的新型化学堵剂进入封堵层位后，在压差的作用下，组分中的结构形成剂迅速将化学堵剂的其他组分聚凝在一起，挤出堵浆中的自由水，从而快速形成具有一定强度的网架结构，增大了堵剂在封堵层中的流动阻力，限制了堵剂往封堵层深部的流动。随着堵剂的间断挤入，网状结构的空隙不断地被充填，挤入压力不断上升，相邻的析水较差的封堵层得以启动和封堵，保证了封堵修复的可靠性和成功率。

(2) 施工结束后，挤注过程中形成的封堵层中的胶凝材料在井下温度压力作用下，通过微晶材料、增韧剂和活性微细填充剂的协同增效作用，使界面上的水化反应产物，不再是造成界面强度薄弱的Ca(OH)₂晶体，而是具有高强度的水化产物，改变了界面过渡层的性质，增强了界面硬度和强度^[2]。由此形成了本体强度和界面胶结强度高的固化体，将周围介质牢固地胶结为一个牢固的整体，从而有效地封堵地层。

(3) 新型化学堵剂中的微膨胀活性组分在与胶凝材料形成高强度水化产物的同时，通过自身的微膨胀作用进一步增强了界面胶结的紧密程度，在封闭性的内压力作用下使堵剂微粒紧密接触，形成的水化产物结构细密，水化反应充分，促进了固化体本体和界面胶结强度的提高。

(4) 结构形成剂本身是一种多孔的微细材料，能吸附大量的水分，在水化反应过程中能不断形成水化产物充填空隙，并放出吸附水，保证了界面处水化反应的顺利进行。

目前渤海某油田的侧钻作业，均在弃井后留有30 m到50 m的侧钻窗口，需打捞出较长井段的防砂管柱。针对A16H1井筛盲管外有管外封隔器的情况，为尽可能降低套铣风险，本井采用了17 m窄侧钻窗口，可以有效的降低打捞难度。针对本油田具备同层侧钻条件的井，项目组经过多次讨论及论证，评估多套钻具组合的造斜能力，最终选定钻具组合：8-1/2"PDC-Bit+7"Welleader+6-3/4"Drillog675+6-3/4"Hoc675+6-3/4"NMDC+6-1/2"F/V+6-1/2"(F/J+ JAR)+5"HWDP×14+5"DP×12+变扣+ 5-1/2"DP。同时配合钻井参数控制有效的提高了造斜率，完成了短距离窗口(侧钻窗口长度17 m)的同层侧钻作业^[3]；同时储层内的精细化的轨迹控制，也保障了水平段的最大化油藏钻遇率，有效提高了产量。

渤海某油田A共实施3口同层侧钻井。根据地质测井资料分析，配合精细钻井工艺，两口井储层钻遇率均为100%，低效井治理效果明显，产量均达到配产要求。通过精细化切割，准确识别切割参数，A16H2井有效避免了顶部封隔器倒扣的发生。同时成功实验了短距离窗口侧钻的可行性，通过参数控制，侧钻井段达到了7°/30 m的高造斜率目标；并根据地质油藏要求，完成储层内水平段轨迹控制。某油田M根据地质测井资料分析，配合精细钻井工艺，两口井储层钻遇率均为100%，M20H井受9-5/8"套管鞋处生产水影响及存在部分差油层，共封堵63 m，储层有效率74.49%，相较治理前提高23.2个百分点；M25H井受9-5/8"套管鞋处生产水影响及存在注水突进水槽，共封堵58 m，储层有效率75.83%，相较治理前提高10.62个百分点(表 1)。

表 1(Table 1)

表 1 低效井治理前后产量对比

表 1 低效井治理前后产量对比 (单位：m3/d) 井名 治理前 治理后 产油量 产液量 产油量 产液量 M20H 13.00 24.00 33.18 165.88 M25H 6.00 44.00 29.98 187.38 A75H1 4.46 5.64 33.00 136.00 A78H1 21.53 24.93 69.60 91.10 A16H2 故障关停 10.00 110.00

(1) 同层侧钻周期短，见效快，老井段利用率高，单井费用成本低，为实现低效井快速治理，实现“降本增效”提供了有利的技术手段。

(2) 采用seal bond，seal bond plus堵漏隔离液，能有效降低压力亏空地层的漏失速度，提高地层承压能力；采用油基冲洗液提高冲洗效率，破除老井井壁油膜，提高水泥石胶结质量，是低效井合理弃置有效技术手段。

(3) 采用新型化学堵漏材料(LHD)代替常规油井水泥作为井眼弃置材料，LHD具有占地小、操作简便、有效驻留、胶结强度高、有效期长等特点，是针对部分区域老井作业为修井机时的有效方案。

(4) 油田作业权回归以来共实施3口同层侧钻井，根据地质测井资料分析，配合精细钻井工艺，低效井治理效果明显，产量均达到配产要求，为同层侧钻井储备了宝贵的技术及经验。

(5) 随着渤海油田老井弃置、综合调整项目的需要，该技术具有较高的实用价值和良好的推广前景。