安文目 魏辉龙 隋成龙

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

随着渤海油田开发调整进程的推进，诸如埕北油田、秦皇岛32-6 油田和渤中25-1 油田等大批老油田在经历多轮加密调整后面临着两个难题，一是空槽口所剩无几，剩余储量无法得到动用，老油田面临急需解决增产稳产的难题；二是老井控制储量减少、井下工具老化、井壁垮塌出砂关停等问题越来越严重，常规修井措施力不从心，老油田面临着故障井长期躺井的难题。

一方面是缺乏槽口资源盘活剩余油，另一方面是占据槽口资源的故障井无法复产，渤海油田急需一项新技术来盘活老井释放槽口资源，同时实现部分井身再利用，用以发掘剩余油，助力老油田的稳产增产，让老油田走出“两难”境地，这对渤海油田的长期持续发展具有重大意义。

本文介绍了以侧钻方案优选技术、老井眼套管侧钻井筒准备技术、水平裸眼井同层侧钻井筒准备技术共3 项技术为主体的“渤海油田老井眼再利用井筒准备技术”体系，该技术综合考虑了安全性、经济性、时效性，填补了海上油田此类型作业的技术空白。

1 老井眼再利用侧钻方案优选技术

通过对500 余口侧钻井方案的归纳总结，用系统分析方式实现侧钻方案的最优解，形成了以“安全、经济、高效”为基准的侧钻方案优选技术，该技术的决策树见图1。

图1 老井眼再利用侧钻方案优选流程图

在深层侧钻的井中，老井眼能够得到不同程度的再次利用，通过对新井的靶点、轨迹和老井的固井质量等信息的综合研判，井筒准备技术又细分为生产套管侧钻和同层裸眼侧钻两类。

2 老井眼套管侧钻井筒准备技术

对于老井储层已无开采价值，仅是利用老井井身结构的一部分向新储层钻进的井，这就需要进行生产套管侧钻，其侧钻方式可以分为两种：一是通过在套管内坐封斜向器进行套管开窗，适合开窗位置为单层套管的情况，二是在上一层套管管鞋以下进行裸眼侧钻，这需要将内部的单层或多层套管处理至上一层套管的管鞋深度以下。针对第二种侧钻方式，常规处理单层或多层套管的方式以套铣为主，在实践过程中频繁出现因套管不居中导致套管被套劈的情况，后续处理复杂且耗时。该技术创新引入了磨铣套管技术，为井筒准备提供了新的思路。

2.1超声兰姆波成像测井技术

渤海油田常用的测井方式对老井眼套管完整性和水泥环完整性认识不够清晰，导致井筒准备作业方案存在一定缺陷，造成工期长、效率低，成本高，复杂情况频发等问题。

超声兰姆波成像测井技术能准确区分轻质水泥与液体，能对套管环空中的介质进行分类并进行成像显示，能指示套管在井眼中的位置，能检测套管内径与壁厚等。该技术以其精度高、清晰直观的优势为确定井筒准备作业方案提供更充分的决策依据，能够从源头上对作业风险进行把控，制定最优的套管弃置程序。

（1） 通过分析管外水泥环胶结质量功能可以准确判断自由段套管的深度为确定切割深度提供决策依据。

（2） 通过指示套管在井眼中位置功能可以判断套管居中程度，以此决策在弃置胶结段套管时是选择套铣方案还是磨铣方案，避免套管切割打捞不成功，套劈套管等复杂情况的发生。

2.2 高效套管弃置井筒准备技术

以超声兰姆波成像测井所得的套管居中度和固井质量为依据，对自由段套管采取水力切割后打捞的方式进行处理，对固井质量好的套管采取磨铣的方式处理，该技术主要内容有：

（1） 形成水力切割+打捞+套铣+磨铣的工艺体系及配套工具。

（2）根据井况定制水力割刀和刀片，提高切割时效，实现了9-5/8″和13-3/8″套管的双层高效切割。

（3）加工外加厚波浪齿水槽铣鞋，增加套铣扶正器，降低套劈、套漏的风险。

（4）制作专用套管磨铣领眼磨鞋，最高磨铣套管速率4 米/小时。

（5）改进磨鞋刀翼铺焊形式，提高了磨鞋的耐用性和磨铣时效。

3 水平裸眼井同层侧钻井筒准备技术

有些老井因防砂方式失效导致出砂关停，但其控制的储层仍有开采价值，这种情况多见于渤海油田疏松砂岩储层的水平裸眼生产井。针对这类老井，可以采取在生产套管管鞋以下的原储层中进行裸眼侧钻的方式恢复产能，老井的全部井身结构得到再次利用，符合低成本开发的原则。井筒准备作业的主要任务是处理管鞋以下原裸眼段内的防砂管柱以满足侧钻的要求，一般为处理至管鞋以下30m，该技术主要内容有：

（1）针对7″、6-5/8″等大尺寸防砂管柱，创新形成一次切割打捞、回收顶部封隔器，使用七刀翼领眼磨鞋磨铣防砂管柱至侧钻要求深度的工艺及工具。

（2）针对4″、4-1/2″、5-1/2″等小尺寸防砂管柱，使用套铣+公锥倒扣处理方式。

（3）首次引入EZFLOW 高携带性、高封堵性钻井液进行井筒准备作业，实现储层保护。

（4） 形成水平井防砂管柱水力切割作业操作规程和推荐参数，提高井斜90°下水力切割的成功率。

（5） 形成多功能过滤器+柱状强磁刮管器的高效井筒清洁组合，携带磨铣产生的铁屑，保证作业安全。

表1 渤海油田常用领眼磨鞋统计表

4 现场应用

4.1 高效套管弃置井筒准备技术

渤海某油田A 井为一口水平裸眼井，采用7"优质筛管防砂完井，开发疏松砂岩储层。2015 年投产，2016 年含水率快速上升，出砂严重关停。为了补充地层能量，该井需要转为注水井。通过老井眼再利用侧钻方案优选技术，针对该井提出4 套侧钻方案，见表2。

由表2 可知，方案1 合计工期较长，方案3 钻井工期较长，综合费用较高，排除方案1 和方案3，考虑该井需要大尺寸井眼满足后期注水量要求，排除方案4。该井选用方案2，侧钻井身结构示意图见图2。

表2 该井侧钻方案工期对比表

图2 A 井侧钻后井身结构示意图

该井在30-500m 井段进行超声兰姆波成像测井，测井成果见图3。

由图3 中“气液固成像”可以清晰得出：30-130 米为自由套管；130-220 米有部分水泥存在；220-500 米水泥含量较多，固井评价为中等-优。该井井筒准备作业主体方案为：直接切割打捞30-220m 套管，磨铣处理220-400m 套管。

图3 A 井超声兰姆波测井成果图

该井井筒准备作业步骤：

（1） 水力切割9-5/8"套管：组合为8-1/8"水力割刀+变扣+5"短钻杆+5"钻杆，切割深度214m。

（2）内打捞9-5/8"套管：组合为9-5/8"套管可退式卡瓦打捞矛+变扣+5"钻杆。

（3）磨铣9-5/8"套管：组合为9-5/8"套管领眼磨鞋+8"钻铤+变扣+5"加重钻杆+5"钻杆，磨铣至400m。

该井筒准备作业实际工期14.88 天，处理套管至13-3/8"套管管鞋以下30m，满足侧钻要求。需要特别关注的是在磨铣套管中会形成大量的铁屑，需要随时进行清理，以免发生卡钻事故。

4.2水平裸眼井同层侧钻井筒准备技术

渤海某油田B 井为一口水平裸眼井，采用7"优质筛管防砂完井，开发疏松砂岩储层。2014 年投产，2018 年出砂严重而关停。该井区剩余油富集，但因出砂关停，常规措施已无法恢复产能，因此建议该井实施同层位侧钻，进一步挖掘剩余油，该井侧钻后井身结构见图4。

图4 B 井侧钻后井身结构示意图

该井井筒准备作业步骤：

（1）水力切割：组合为4-1/2"水力割刀+变扣（211×310）+浮阀+变扣（311×410）+6-1/2"机械震击器立柱+5" 加重钻杆+5"钻杆，割点位于顶部封隔器以下2m。

（2）回收顶部封隔器管柱：组合为顶部封隔器回收工具+3-1/2"短钻杆+变扣（311×410）+6-1/2"机械震击器立柱+5" 加重钻杆+5"钻杆。

（3）磨铣防砂管柱：组合为3-1/2"钻杆1根+7"领眼磨鞋+5"短钻杆1 根+6-1/2"机械震击器立柱+5"加重钻杆+5"钻杆，磨铣防砂管柱至管鞋以下30m。

（4）井筒清洁：组合为8-1/2"牙轮钻头+变扣（430×410）+5"钻杆1 柱+9-5/8"柱状强磁×2+5" 短钻杆1 根+5" 钻杆1 柱+9-5/8" 柱状强磁×2+5" 短钻杆1 根+6-1/2"机械震击器立柱+5"钻杆+5"加重钻杆+5"钻杆。如有必要下入9-5/8"多功能过滤器，视铁屑情况可以进行多趟井筒清洁。

在该技术出现之前，传统井筒准备作业单井工期在25 天左右，该井采用水平裸眼井同层侧钻井筒准备技术后井筒准备作业实际工期为8.63 天，工期缩短65%，钻完井作业实际工期6.17 天，产能恢复至31.4m3/d，实现了重新动用剩余油的目的。

5 结论

5.1 海上油田发展至中后期时，槽口资源紧缺与稳油增产需求之间的矛盾日益突出，停产、低产、低效井恢复产能迫在眉睫，老井眼再利用井筒准备技术安全、经济、高效地实现了利用老井槽口和井身资源恢复油田产能的目的。

5.2 该技术最主要的技术创新是利用磨铣的方式处理套管和防砂管柱，加工制作全系列全尺寸领眼磨鞋让该技术成为可能，井筒准备作业整体提效达到55%。

5.3 由于磨铣产生的铁屑会增加阻卡风险，影响储层保护效果，需要使用强磁等工具进行通井吸附铁屑，做好井筒清洁工作。