郭晓俊，林家昱，刘爽，李进，王文

1.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司（天津 300459）2.中海石油（中国）有限公司 天津分公司（天津 300459）3.中国石油辽河油田分公司 钻采工艺研究院（辽宁 盘锦 124010）

渤海部分油田已经进入开采后期，受高含水和剩余油潜力低的影响，大部分生产井处于低效生产，亟需治理调整，而受井槽数目的限制，调整井位均需要利用老井槽重新侧钻，同时受低效井经济效益低和井眼尺寸的限制，井身结构大部分采用Φ244.5 mm套管浅层开窗侧钻至着陆井深，下入Φ177.8 mm超长尾管进入储层，Φ152.4 mm井眼钻进至完钻井深[1-3]。由于地层不均质性差异大，砂泥岩互层多，定向井轨迹复杂多变，且裸眼段超长，平均为1800m，这些都导致尾管下入风险较高，且无备用井段，而尾管能否顺利下入至设计位置是获得油气资源的前提，因此水平井尾管下入问题亟待解决[4-6]。本文从现有技术着手，对水平井尾管下入进行技术难点分析，并提出相应对策，形成配套的水平井尾管下入技术，降低了该区块水平井尾管下入风险。

1 水平井尾管下入技术难点

根据渤海油田多口井作业实践，发现水平井尾管下入遇阻主要原因有以下几点：

1）井眼清洁困难，受井身结构（图1）的影响，该类水平井稳斜段稳斜角通常在50°～70°，该井斜角不管是层流还是紊流状态均无法使钻屑有效上返，而且均具有很长的稳斜段，长稳斜延伸井段使流速分层加剧，岩屑易偏离井眼高边的流体高返速区而沉至井眼低边，形成岩屑床的厚度较大，使井眼清洁更困难[7]，增加了尾管的下入摩阻。……