吳占民

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

渤海油田近幾年面臨著嚴(yán)峻的年產(chǎn)油遞減的情況，穩(wěn)產(chǎn)壓力較大，新鉆調(diào)整井受到諸多因素的限制，經(jīng)濟(jì)性較差，因此老井側(cè)鉆成為渤海油田實(shí)施調(diào)整井的主要方式之一[1-2]。渤海油田近幾年進(jìn)行的調(diào)整井基本設(shè)計(jì)中，低效井側(cè)鉆的比例高達(dá)50%～60%，目前仍有大量生產(chǎn)井低效生產(chǎn)或已關(guān)停。根據(jù)老井低效的原因，結(jié)合油藏對(duì)儲(chǔ)層的認(rèn)識(shí)，有些井可以選擇在近井眼附近布置新的靶點(diǎn)進(jìn)行深層側(cè)鉆，有些井只能選擇淺層側(cè)鉆至其他區(qū)域[3]。

淺層側(cè)鉆主要適用于新靶點(diǎn)偏離老井軌跡較遠(yuǎn)和老井淺層套管尺寸較小的情況。目前渤海油田常用的淺層側(cè)鉆主要有表層套管開窗技術(shù)，套銑、切割回收雙層套管至隔水管鞋以下或生產(chǎn)套管至表層套管鞋以下，裸眼側(cè)鉆技術(shù)。近幾年隔水管重入作為一種新技術(shù)，目前已經(jīng)在部分油田成功應(yīng)用。

1 隔水管重入方案設(shè)計(jì)

由于A1井生產(chǎn)套管尺寸較小，結(jié)合側(cè)鉆后的靶點(diǎn)，只能進(jìn)行淺層側(cè)鉆設(shè)計(jì)。

表1 A1H1井不同側(cè)鉆點(diǎn)的軌跡設(shè)計(jì)Table 1 Different trajectory for well A1H1

表2 A1H1井不同側(cè)鉆方案設(shè)計(jì)Table 2 Different sidetracking program for well A1H1

2 裸眼側(cè)鉆方案設(shè)計(jì)

淺層裸眼側(cè)鉆主要有回收表層套管至隔水管鞋以下和回收技術(shù)套管至表層套管鞋以下進(jìn)行側(cè)鉆兩種方案。第一種方案的優(yōu)勢在于側(cè)鉆后井眼尺寸大，便于井眼再次利用，適用于技術(shù)套管水泥返高較淺、單獨(dú)處理難度較大的情況。第二種方案的優(yōu)勢在于鉆井無須開窗作業(yè)，適用于表層套管下入深度淺、技術(shù)套管水泥返高接近表層套管鞋的情況。第二種方案由于表層套管下入深度淺、承壓能力弱，因此鉆井時(shí)通常需要增加一層井身結(jié)構(gòu)。

由于靶點(diǎn)偏離老井較遠(yuǎn)，只能進(jìn)行淺層側(cè)鉆。

表3 A2H1井不同側(cè)鉆點(diǎn)的軌跡設(shè)計(jì)Table 3 Different trajectory for well A2H1

表4 A2H1井不同側(cè)鉆方案對(duì)比Table 4 Different sidetracking program for well A2H1

3 表層套管開窗側(cè)鉆方案設(shè)計(jì)

表層套管開窗側(cè)鉆方案主要適用于技術(shù)套管固井水泥返高深、切割回收難度小和生產(chǎn)套管尺寸小的、與表層套管環(huán)空間隙大、套銑作業(yè)難度小的情況。

由于A3井生產(chǎn)套管尺寸較小，結(jié)合側(cè)鉆后的靶點(diǎn)，只能進(jìn)行淺層側(cè)鉆設(shè)計(jì)。

表5 A3H1井不同側(cè)鉆方案對(duì)比Table 5 Different sidetracking program for well A3H1

圖1 244.5 mm套管下入懸重計(jì)算Fig.1 Hook load for 244.5 mm casing run

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(3)雖然目前渤海油田對(duì)于淺層側(cè)鉆井有多種方案，但是由于淺層側(cè)鉆時(shí)老井眼部分幾乎無法利用，并不是一種經(jīng)濟(jì)的側(cè)鉆方式。鉆完井設(shè)計(jì)前期，建議充分與油藏專業(yè)進(jìn)行溝通，盡可能優(yōu)選合適的井位深層側(cè)鉆。