随着渤海油田开发生产不断推进，低产低效井越来越多，渤海油田部分生产油田年产油量递减率达到8%~10%，稳产压力很大，新钻调整井受到海上平台槽口资源有限，钻机资源紧张以及作业成本高等因素的制约，老井侧钻成为实施调整井的主要方式之一^[1-2]，渤海油田在2016年进行的调整井钻完井基本设计中，侧钻井的比例高达70%。

老井侧钻原因主要有以下几种：（1）储层物性差，产液量低，低效生产，未达到初期配产要求；（2）出砂导致关停，管柱砂埋，通过修井恢复产能不确定因素大；（3）周边注水井多，储层水淹程度高，生产效果差。

渤海油田有些生产井在投产1 ~2年左右的时间即出现了低产低效生产以及出砂等原因停产，生产周期非常短，需要进行侧钻。结合老井具体生产过程中出现的问题及侧钻周期，在进行侧钻方案设计中，有必要进行多方案的比选，优选侧钻方式、井身结构及完井方式，以达到延长油气井的寿命、改善生产效果、降低钻完井费用及保证后期井眼再次利用的目的。

1 渤1井侧钻方案优选 1.1 侧钻原因

渤1井于2014年6月投产，投产初期关闭强水淹层段，产液量很低（小于20 m³/d），环空补液生产；油藏专业分析存在污染，2015年6月初实施解堵，无明显效果。2015年7月底实施冲砂压裂作业，无明显效果。后续打开强水淹层段生产，含水率95%，日产油6 m³/d。油藏专业分析渤1井储层较周边差，周边油井均已高含水，结合周边井储层、生产状况、调整井水淹情况，研究认为原井位侧钻潜力较小，建议侧钻至其他区域。

1.2 基础数据

渤1井套管程序为ϕ609.6 mm隔水导管×115 m+ϕ339.7 mm套管×420 m+ϕ244.5 mm套管×1 816 m，预测ϕ339.7 mm套管固井水泥顶深20 m，根据测井声幅资料，ϕ244.5 mm套管固井水泥顶深125 m左右。

1.3 侧钻方式选择

由于油藏建议侧钻至其他区域，靶点偏离老井较远，本井只能选择浅部侧钻，根据油藏提供的靶点数据进行轨迹设计（表 1）。

选择450 m（ϕ339.7 mm套管鞋下30 m）处ϕ244.5 mm套管内开窗侧钻，采用ϕ215.9 mm井眼着陆，着陆段进尺约1 427 m，井段较长，作业难度较大，且ϕ177.8 mm套管需接至井口，套管尺寸较小。从着陆段作业难度及后期井眼再次利用方面考虑，不推荐450 m处开窗侧钻。选择130 m处侧钻，回收ϕ244.5 mm套管后，在ϕ339.7 mm套管内开窗侧钻和回收ϕ339.7 mm套管、ϕ244.5 mm两层套管。

1.4 井身结构设计

方案一：套铣、切割回收ϕ244.5 mm生产套管，ϕ339.7 mm套管开窗侧钻，侧钻后井身结构为ϕ339.7 mm套管×130 m+ϕ244.5 mm套管×800 m+ϕ177.8 mm尾管×（650 ~ 1 889）m+ ϕ152.4 mm裸眼×TD，该方案特点如下：（1）套铣井段短，弃井工期短；（2）钻井需开窗作业，工期费用高；（3）ϕ215.9 mm井段需钻底砾岩，目前没有合适的钻头，作业难度大；（4）ϕ177.8 mm尾管悬挂高度小，不利于完井管柱下入；（5）井眼尺寸小，不利于后期再次利用；（6）ϕ152.4mm小井眼钻完井工具费用高。

方案二：套铣ϕ339.7 mm套管，切割、回收ϕ339.7 mm套管和ϕ244.5 mm套管，侧钻后井身结构为：ϕ339.7 mm套管×450 m+ϕ244.5 mm套管×1 889 m+ϕ215.9 mm裸眼×TD。该方案特点如下：（1）钻井无需开窗作业，节约工期费用；（2）ϕ244.5 mm套管可下至着陆段，套管尺寸大，有利于完井管柱下入；（3）有利于后期井眼再次利用；（4）水平段ϕ215.9 mm井眼钻完井工具相对于ϕ152.4 mm井眼费用低；（5）套铣井段长，弃井工期长；（6）需要切割两层套管。

通过对比可以看出，方案二相对于方案一，缺点在于弃井难度大，虽然方案一套铣井段小，但是ϕ244.5 mm套管和ϕ339.7 mm套管相对于ϕ339.7 mm套管和ϕ609.6 mm隔水导管环空间隙小，若ϕ244.5 mm套管居中度较差，则套铣难度大，且在套铣及切割过程中容易对ϕ339.7 mm套管产生损坏。对于方案二，需要切割两层套管的问题，目前利用水力割刀技术一次切割两层套管在渤海油田已有使用记录^[3]，同时，磨料射流内切割套管技术同样可以实现切割双层套管^[4-5]。

1.5 时效性及经济性分析

根据作业机具能力，计划使用平台修井机弃井，修井机+支持平台的模式进行钻完井作业。采用方案一，弃井需9 d工期，钻井需12 d工期，完井需3.5 d工期，而采用方案二，弃井需12 d工期，钻井需8.5 d工期，完井需3.5 d工期，总体工期节约0.5 d，但由于弃井期间，平台自有设备即可完成作业，不需要使用支持平台，虽然工期增加3 d，但费用增加较少。钻井作业期间，由于需要使用支持平台，方案二钻井工期可节约3.5 d，对降低费用贡献较大。两种方案的完井费用相差不多，总体相比，方案二相对于方案一可节约300万元左右费用。

综合考虑弃井难度、侧钻后井身结构、钻井难度、后期井眼再次利用以及经济性的问题，该井推荐方案二进行实施。

2 渤2H井侧钻方案优选 2.1 侧钻原因

渤2H井2013年10月完钻，设计水平段572.0 m，水平段实钻油层239.5 m，钻遇泥岩310.5 m。在完井过程中由于泥岩膨胀造成筛管遇卡，最终筛管未能下到位，筛管油层仅99.0 m，后续生产过程中，泥岩膨胀，造成该井生产压差逐渐增大，该井一直低效生产，渤2H周围水淹程度低，剩余油富集，剩余储量仅靠渤2H井无法高效动用，挖潜空间较大，因此油藏专业提出在该井附近进行侧钻。

2.2 基础数据

渤2H井套管程序为ϕ609.6 mm隔水导管×100 m+ϕ339.7 mm套管×360 m+ϕ244.5 mm套管×2 417 m+ϕ215.9 mm裸眼×2 990 m，顶部封隔器悬挂高度为2 067 m，渤2H井为砾石充填完井。

2.3 侧钻方式选择

裸眼侧钻方案虽然进尺较短，但是弃井时需要回收防砂管柱，该井筛管与套管重叠段长350 m，考虑在砾石充填完井状态下切割、回收筛盲管难度较大，工期长，不确定因素大，因此不推荐裸眼侧钻方案。套管开窗侧钻方案虽然进尺长，但是工艺较为成熟，弃井方案相对简单。因此从作业难度上考虑，推荐套管开窗侧钻方式（表 2）。

根据中国海洋石油总公司企业标准Q/HS 2025—2010《海洋石油弃井规范》的相关要求，弃井时在裸眼上层套管鞋或筛管顶部封隔器以下30 m附近，应向上注一长度不小于100 m的水泥塞，结合渤2H井顶部封隔器位置，1 950 m处为开窗侧钻进尺最短方案。

2.4 井身结构设计

方案一：ϕ 2 1 5. 9 m m井眼着陆，下入ϕ 177.8 mm尾管，ϕ 152.4 mm井眼完成水平段，侧钻后井身结构为：ϕ339.7 mm套管×360 m+ϕ244.5 mm套管×1 950 m+ϕ177.8 mm尾管×（1 800 ~ 2 301）m+ϕ152.4 mm裸眼×TD。该方案特点如下：（1）应用广泛，技术成熟，钻井难度小；（2）水平段可调整钻井液体系，对储层伤害小；（3）完井管柱下入过程有遇卡风险。

方案二：ϕ 215.9 mm井眼钻至完钻井深，下入ϕ 177.8 mm尾管，侧钻后井身结构为：ϕ339.7 mm套管×360 m+ϕ244.5 mm套管×1 950 m+ϕ177.8 mm尾管×（1 800 ~ 2 906）m。该方案特点如下：（1）钻井可一趟钻完成，节约工期费用；（2）套管完井，减少完井管柱遇卡风险；（3）需进行射孔完井，完井工期费用高；（4）水平段进尺长，钻井难度大；（5）井斜角大，套管下入困难，固井质量难保证。

2.5 时效性及经济性分析

根据作业机具能力，计划使用钻井平台进行弃井及钻完井作业。两种方案弃井工期费用相同，采用方案一，钻井需10 d工期，裸眼完井需4.5 d工期，而采用方案二，钻井需8 d工期，套管射孔完井需8 d工期，总工期增加1.5 d，钻井费用由于工期减少，费用降低，而由于完井方式改变，完井工期费用均增加，方案二相对于方案一总费用增加250万元左右。

考虑到侧钻后井眼与渤2H井在目的层的平面距离为40 ~ 70 m之间，垂深相差很小，因此预测侧钻后水平段仍可能钻遇大段泥岩，为了避免完井过程中再次出现筛管遇卡的情况，同时考虑到着陆段进尺仅356 m，ϕ215.9 mm井眼钻至完钻井深，钻井难度并不会增加太多，因此该井推荐方案二进行实施。虽然方案二总体费用有所增加，但是可以降低作业中的风险，进而延长油井的生产周期，可以避免短周期内再次投入侧钻成本。

利用Landmark软件对ϕ215.9 mm井眼钻至完钻井深的钻进工况进行模拟，最大扭矩为27.29 kN·m，对ϕ177.8 mm尾管下入过程进行模拟，在尾管下至井底时，下放悬重仍有20 t以上余量，理论上尾管可顺利下入。水平段保证下套管安全和固井质量的主要措施有以下几个方面^[6]：（1）保证井身质量；（3）搞好井眼净化；（2）降低滤饼摩阻，确保套管顺利下入；（4）提高套管居中度；（5）尽量缩短下套管辅助时间和钻井液静止时间；（6）优选水泥浆体系；（7）优选冲洗液；（8）尽量采用紊流施工。

3 渤3H井侧钻方案优选 3.1 侧钻原因

渤3H井2014年4月投产，初期产能不理想，经过分析，判断存在污染，2015年7月产液量44.8 m 3/d，产油7.2 m³/d，含水84.0%，2015年8月通过同层侧钻方式实施综合治理，经综合治理日产油量达到33 m³/d，2016年4月因出砂出砂关停，关停前产液178 m³/d，产油26 m³/d，含水85%，2016年5月进行修井，试提生产管柱，多次尝试未能提活，最终对生产管柱进行切割，下入临时管柱。该井目前采出程度19%，本井尚有潜力，建议原井眼侧钻。

3.2 基础数据

渤3H井套管程序为ϕ609.6 mm隔水导管×115 m+ϕ 339.7 mm套管×420 m+ϕ 244.5 mm套管×2 082 m+ϕ215.9 mm裸眼×2 332 m，切割后管柱顶深1 735 m，顶部封隔器深度2 013 m，防砂方式为独立优质筛管防砂。

3.3 侧钻方式选择

同渤2H井一样，虽然裸眼侧钻方案进尺较短，但是弃井时需要打捞井内落鱼、顶部封隔器及筛盲管，鉴于老井因出砂关停，打捞作业工期费用均存在不确定性，因此不推荐裸眼侧钻方案。套管开窗侧钻方案虽然进尺长，但是工艺较为成熟，弃井方案相对简单。因此从作业难度上考虑，推荐套管开窗侧钻方式（表 3）。

根据中国海洋石油总公司企业标准Q/HS 2025—2010《海洋石油弃井规范》的相关要求，对于井内生产管柱不能全部回收的特殊开发井，在距生产管柱割断位置2~5 m坐封挤水泥封隔器，在挤水泥封隔器上部注长度不小于100 m的水泥塞。结合落鱼顶深，1 600 m处为开窗侧钻进尺最短方案。

3.4 井身结构设计

基于出砂前生产情况，油藏专业预测侧钻后初期含水80%~90%，同时考虑到着陆段进尺仅487 m，本井设计ϕ215.9 mm井眼钻至完钻井深，下入ϕ177.8 mm尾管，侧钻后井身结构为：ϕ339.7 mm套管×420 m+ϕ244.5 mm套管×1 600 m+ϕ177.8 mm尾管×（1 450 ~ 2 391）m。该方案特点如下：（1）钻井可一趟钻完成，节约工期费用；（2）套管完井，可避开水淹层射孔，提高生产效率；（3）需进行射孔完井，完井工期费用高；（4）井斜角大，套管下入困难，固井质量难保证。

3.5 时效性及经济性分析

同渤2H井一样，采用套管射孔完井方式会导致总体工期费用增加，但是可以避开水淹严重的井段射孔，对于延长油井生产寿命，提高生产效率帮助较大。因此本井推荐套管射孔完井方案。针对老井出砂问题，侧钻后防砂方案设计为砾石充填方式，降低再次出砂的风险。

利用Landmark软件对ϕ215.9 mm井眼钻至完钻井深的钻进工况进行模拟，最大扭矩为22.43 kN · m，对ϕ177.8 mm尾管下入过程进行模拟，在尾管下至井底时，下放悬重仍有25 t以上余量，理论上尾管可顺利下入。针对水平井固井质量问题，可参考渤2H井方案。

4 小结

（1）对于需要套铣作业的浅层侧钻井，侧钻方案应该综合考虑套铣井段长度、侧钻后的作业难度以及后期井眼重复利用问题，优选合适的侧钻方式及井身结构，降低作业难度的同时为后期井眼再次利用留下空间。

（2）由于海上作业日费高，对于原井眼附近侧钻的井，若井内有落鱼或老井管柱回收困难，建议选择把握性更高的开窗侧钻方式，虽然进尺有所增加，但能保证一次性作业成功，避免弃井回收管柱过程中再次出现井下事故，造成费用增加。

（3）对于水平段钻遇大段泥岩和水淹情况严重的水平井，建议选择套管下至井底，射孔完井的方式，可以保证完井管柱顺利下入，改善生产效果。

（4）套管射孔完井相对于裸眼完井方式泄油面积小，目前套管水平井在渤海油田应用情况比较少，需要进一步评价在渤海油田的适用性。

（5）侧钻井方案的选择，首先要从解决问题的角度考虑，更好地解决油井生产中的问题，延长油井生产寿命，避免侧钻后出现侧钻前的生产问题。