余建生 段 鹏 韩 超 乔中山 陈玉山 诸忆非

（1、中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452 2、中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

受国际油价持续低位运行，钻完井成本居高不下的制约，“降本增效”成为提高开发效益、保障油田生存发展的主旋律途径。渤海油田实践证明，优化井身结构，合理缩小井眼尺寸是实现钻完井“降本增效”的关键技术之一。目前，渤海油田常规定向井主要采用两种井身结构：①Ø660.4 mm井眼×Ø508mm隔水导管+Ø444.5 mm井眼×Ø339.7 mm表层套管+Ø311.2 mm井眼×Ø244.5 mm技术及生产套管；②Ø660.4 mm井眼×Ø508mm隔水导管+Ø444.5 mm井眼×Ø339.7 mm表层套管+Ø311.2 mm井眼×Ø244.5 mm技术套管+Ø215.9 mm×Ø177.8 mm生产尾管。前者井身结构存在钻井周期长、钻完井器材费用高、钻井液和固井材料用量多、岩屑回收量大等问题[1]，后者井身结构由于Ø177.8 mm生产套管内径偏小，完井井下工具下入受限，往往不能满足油藏细分层系开发要求。

为解决上述难题，渤海油田钻完井团队经过国内外技术调研、理论论证及现场作业实践，摸索出了一套Ø311.2 mm井眼(Ø273.05 mm表层套管)+Ø241.3 mm井眼(Ø193.68 mm生产套管)非常规井身结构[2]。本文主要从射孔参数优化[3]、井下工具、电泵机组及Y接头尺寸优选等方面进行理论研究、室内试验，设计了一套满足Ø193.68 mm套管井的完井工艺及工具，不仅实现了油藏细分层系开发，而且不限制油井产能发挥，满足后期生产测试、增产措施、修井作业、调整侧钻等各种要求。该配套工艺及工具在渤海首个火成岩发育区渤中34-9开发项目7口井进行了现场应用，取得钻井工期累计节省47.77 天，其中4口生产井超钻后配产26%。……