雷 磊，张子明，孟 瑄，贾 雍，袁则名，和鹏飞，王喜杰

（1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

东海油气资源丰富，随着勘探开发的深入，发现该区储层普遍具有埋藏深、地质成因复杂、储层物性差的特点，属于典型的低孔低渗储层，自然条件下难以出现商业性油气流，因此需通过对低孔渗储层进行压裂改造扩能。A4H井是东海某低渗气田的一口多级压裂水平井，三开8-3/8＂井眼水平段设计长1200m，下7＂尾管后，完井后再进行多级压裂作业，因此7＂尾管的顺利到位和固井质量是本井压裂成功的关键。由于本井水平段裸眼段较长，且水平段的压力窗口窄，7＂尾管与8-3/8＂井眼环间隙小，存在套管下不到位和固井漏失导致固井质量不合格等风险。东海区域相同邻井扭矩波动大、数值高，钻具失效风险高。为了保证7＂套管在水平段的居中度，降低7＂尾管下入难度和固井循环及顶替过程中的环空压耗，结合压裂水泥环厚度评价优选，首次在东海引进了水平段随钻扩眼技术，整个水平段将8-3/8＂井眼扩展至了9.2＂井眼。随钻扩眼结束后，有效解决了后期作业过程中的复杂情况，下7＂尾管安全顺利，保证了后期压裂作业的顺利实施。

1 A4 H井基本数据

A4H井设计完钻井深5367m，实际完钻深度5281m，水平段长1053m，水平段最大垂深3961.93 m，温度162℃，目的层地漏失压力1.76 sg，作业窗口窄，实际井身结构见表1。

表1 A4H井井身结构与套管程序

2 水力分析

两个井眼完钻与固井井底ECD对比，9.2"井眼能保证井底ECD不超过漏失压力，保证作业安全（见表2）。……