侧钻水平井应成为老区油气低产井改造增产的重要技术政策

孙 宁

中国石油天然气集团公司咨询中心

1 侧钻井和侧钻水平井发展概况

侧钻井是一项成熟的钻井技术，所有偏离原井眼轨迹向另一个方位钻进的过程，都可称为侧钻。为处理井筒事故实现原设计目的而侧钻的，井的编号不变；为增产或救援而侧钻的，原井改称为侧钻井，编号在原井号加侧字或井号后加上CH，以示区别。侧钻井包括裸眼侧钻和套管内侧钻，使用的设备工具仪器和工艺均有所不同。

侧钻水平井兴起于20世纪90年代，在原侧钻井基础上发展起来，该工艺技术是有意识地在老井筒里侧钻进入设计储层，以水平井方式通过储层，达到提高单井产量和区域采收率的目的（图1）。径向水平井、分支井、多底井、MRC井均属于侧钻井延伸的一部分，是由一个以上、不同方位的分支侧钻形成。侧钻水平井原井筒一般是老区低产直井，也可能是低产水平井，多是小井眼裸眼完井，鱼骨井就是一种典型的侧钻水平井。近年来，水平井体积压裂已成为主要的完井投产方式，单井产量提高幅度大。

老井侧钻方式很多，工具仪器设备已非常成熟。和国外先进水平相比，我国还存在一定差距，如：连续管侧钻技术国外已比较成熟，深度可达6000m以上，国内还刚刚起步；气体侧钻在国外已投入商业应用，国内尚未进入试验阶段；径向水平井侧钻、分支井、多底井、MRC钻井在国外已经规模化商业应用，国内还只是试验和小规模应用。

2 大量老区低产油气井成为开发稳产阶 段的鸡肋

大量统计资料显示，全球30年以上的老油田贡献了油气总产量的70%，世界每年新增可采储量的3/4来自老油区，老油气区始终是挖潜增产的重点。

图1 20世纪90年代美国几种钻井新技术发展速度和单位产量成本对比

随着开发采出油气的增加、单井产量下降，油田低产井（单井日产油小于1t，单井日产气小于5000m3）数量快速上升。为稳产或维持生产，需要部署大量的调整井，绝大多数是直井或加密直井，但这些井很快又成为新的低产井。因此，单井投资几乎不减、产量增加不大、不投资打井不成、打了井效益不大，成为油田管理者的一块心病，而大量不断增加的低产井也成为开发稳产阶段的鸡肋。

据统计，2015年长庆油田油井中低产井和长停井达到10787口，占总油井数20.7%；长庆油田气井中低产井5292口、长停井475口，分别占总气井数的50%和4.55%。其中主力气田苏里格气田低产气井占比达到64.5%，并以每年700余口的速度逐年增加，2020年预计约有7600口低产井，形势非常严峻，成为苏里格气田年产250×108m3、稳产20年的重要障碍（图2）。

为提高单井产量和采收率，开发方案开始采用水平井，甚至使用水平井整体开发油气田，大幅度提高了油气田开发效益，促使边际油气储量变为可以动用的储量，达到经济开发的指标要求。大量的低渗透—超低渗透油气藏、非常规油气田通过使用水平井钻井和水平井压裂技术得以经济有效开发。美国页岩气革命的成功大大推动了水平井钻井和压裂技术水平的提高，但伴随水平井的广泛应用和开发开采，也同样产生了低产井的问题（图3）。

图2 苏里格气田低产井数量趋势图

我国页岩气开发实际也面临即将产生的低产井问题。按照典型的页岩气单井产量年递减规律，我国页岩气单井产量从第2年开始以60%、40%、25%、15%、10%……逐年递减，5年以后逐步成为低产井。对于这些低产井，目前只能听之任之，连加密方案都没有。对于300m以上井距的开发区块，井间30%以上的高产储层没有动用。非常规油气藏现基本依赖水平井规模开采，如何利用低产水平井提高单井产量和采收率，是今后不得不面对的严峻课题。

3 侧钻水平井技术是解决老区低产井增 产的好技术

国外利用小井眼侧钻水平井技术开发老油田近年来发展较快，哈里伯顿、斯伦贝谢、贝克休斯等著名公司针对小井眼侧钻水平井施工工艺开展了一系列研究，开发了适用于现场的装备及工具。在常规177.8mm（7in）套管中已基本配套成熟，侧钻最深达7010m；在139.7mm（51/2in）套管中可多次开窗侧钻，钻成分支水平井和多底水平井。

图3 美国页岩气气田单井典型递减曲线

国内辽河、胜利等油田在“九五”期间就开始了老井侧钻水平井的试验研究工作，其中胜利油田施工侧钻水平井30余口，水平段长150m 左右，主要采用筛管加裸眼封隔器完井方式。冀东油田利用侧钻水平井，在老油田获得了较好的开发效果。中国石油集团长城钻探工程有限公司（简称长城钻探）在冀东油田已累计施工完成侧钻水平井40余口，成本是钻常规水平井的50%～60%。长城钻探和胜利油田的钻井专家在套管开窗工具工艺、小井眼裸眼钻井工艺、井眼轨迹控制测量工具仪器、井下管柱钻具受力分析、钻井液保证井眼稳定、水平段分段压裂工具工艺等方面做了大量工作。目前我国每年侧钻井约为200口，侧钻水平井约为20～30口，95%由长城钻探承担设计施工，主要分布在辽河、冀东、长庆等油田。

长城钻探的侧钻水平井技术系列特别强调油气藏工程先行。针对苏里格致密气田地质构造、有效储层纵向和横向展布形态复杂，非均质性强，井间、层间剩余气预测难度大的问题，首次采用地质建模与数值模拟一体化技术，开展剩余气定量评价，建立三维储层参数模型，大幅降低了储层模型的不确定性，形成了苏里格剩余气定量评价技术，摸清了剩余气分布规律。基于三维模型和各小层剩余储量统计，精细描述出了3个区块剩余气的平面和纵向富集区域。目前完成了31口井优化部署及参数优化设计，已实施11口井，砂体钻遇率由71%提高到95.5%，有效钻遇率由46%提高到73.3%，初期单井日产气由2.57×104m3/d增加到5.93×104m3/d，不仅救活了低产直井（产量几乎为零），增产效果也令人刮目相看。平均井深为4200m的139.7mm侧钻水平井，平均建井周期为45d（含压裂），最快为28d。研发了一体化高效开窗工具系列，单井开窗平均磨铣时间为4.8h，磨铣速度为0.45m/h，开窗成功率100%，开窗时间从20d下降为6d。DD55C-PDC钻头平均进尺达214.9m，同比提高2.5倍，平均钻速为3.16m/h，同比提高1.6倍，单井节约钻头7只，节省起下钻时间5～6d。使用7LZ102×7.0A-4X等壁厚螺杆现场试验7口井，性能稳定、压耗低（3MPa），平均单井使用时间108h，提高1.9倍，保障了钻头最大化进尺。水平段钻进在双稳定器的作用下，复合钻进比例平均为79%，水平段机械钻速最快达7.8m/h。使用新型强抑制GWSSL-K钻井液体系，现场施工顺畅无任何复杂事故，该钻井液可实现回收再利用，降低了成本。膨胀管定位侧钻水平井技术形成了177.8mm（7in）、168.275mm（65/8in）、139.7mm三大系列工具，并在侧钻位置成功实施悬空固井作业，成功率达100%，为完井投产起到重要保障作用。

已完钻的不同长度的侧钻水平井，单井控制储量可达到（1.07～1.27）×108m3，是直井的2倍以上。苏xx-36-21CH井单位压降产量达到135×104m3，是同井区直井的1.7倍，是区块直井的1.5倍。目前投产井平均日产量为5.93×104m3，累计产量达1.06×108m3，通过测算11口投产井，累计产量可达到6.4×108m3，开发效益十分显著，如果加上同期产量减少的直井投资，可以做到事半功倍（表1至表4）。

2016年长庆油田在老油区开展老井侧钻水平井施工，已投产4口井，平均单井产量为2.31t，含水率为28.9%，平均单井累计增油超过200t（加密直井平均单产量为0.4t/d，综合含水率为30% ）（表5）。

表2 直井与侧钻水平井不同长度效果对比

2017年在长庆油田完成钻试一体化技术服务的3口井目前已全部投产，平均单井日增油2.38t；其中杏侧21-103井属高产井，日均增油4.65t。长庆油田采油一厂负责开发的安塞油田2017年已完成侧钻井57口，日均增油达105t。

尤其可喜的是，由于老井在井场和套管上已经给出投资，老井侧钻水平井的单井成本将不断下降，开始接近直井的单井成本。从油田管理者的角度，应用老井侧钻水平井技术，增加的投资与新钻调整井相当或略高，但老井的产量相当于新的水平井产量，甚至更高，这实在是老油气田降本增效、挖潜提效的好技术。在深入研究油气藏工程的基础上，不断明确剩余油气分布，利用老井侧钻水平井把相对集中的剩余油气开采出来，提高区域油气采收率，大幅度提高开发经济效益。

表3 不同苏里格区块侧钻水平井经济效果评估

表4 侧钻水平井实际单位压降产量对比

4 侧钻水平井技术还需不断攻关深化， 进一步降本增效

作为成熟技术，老井侧钻水平井在提高单井产量和降低成本方面还有潜力可挖。在集成形成新技术时，还需要进一步攻关解决工具仪器设备工艺等问题。

表5 长庆油田老油区部分侧钻水平井试验效果

4.1 径向侧钻水平井技术

老区直井低产，有些是因为储层受到污染（可能是钻井射孔完井压裂过程中外来流体和地层不匹配的原因）造成孔隙堵塞，有些是生产后期枯竭。但在没有射孔层段有可能有剩余油气存在，甚至会在滚动勘探中发现新的含油气层系，都可以通过侧钻径向水平井方式进行老井改造获得新生。

老井井筒内侧钻径向水平井由于直接进入储层，没有靶前距，而且可以分层钻进，对于早期开发时因种种原因低产的直井改造，是挖潜增效的有效技术措施。辽河、胜利、青海油田径向水平井在试验基础上，单井分支达到3层10个分支以上，单分支长度达到100m以上，增产效果非常显著，单井产量是原井的3倍以上。侧钻方式使用连续管高压水力喷射或者旋转钻头钻井，技术基本成熟，可以规模应用。

4.2 气体侧钻井技术

气体侧钻井技术是在钻井液侧钻技术基础之上发展起来的。气区老井侧钻，如果循环介质是钻井液，必须上整套循环系统。如果使用气体作为循环介质，特别是使用老井已有的生产管线，管网天然气倒输，利用管网管输压力（3.5～4.5MPa），借气还气（使用管网天然气钻入气层，返出来的天然气分离后返回采气站，由于气层随钻负压采气，返还气数量比使用的还要多），不仅省掉钻井液循环净化系统，还免费使用天然气，可大幅降低钻井成本。管网天然气钻井在长庆油田和川渝地区都有成功先例可借鉴。也可以先进行氮气钻井试验，成熟后改为管网天然气钻井，这样更加安全。气体钻水平井段工艺也是成熟技术，只是水平段长度会受到限制，目前600m以内不成问题。由于是负压钻井，机械钻速会很高，钻井周期也会下降，成本有可能进一步下降。管线天然气、氮气钻井在装备工具与工艺上都是成熟安全的，但是气体开窗还需要攻关试验。EMWD（电磁波无线传输）、气体螺杆目前还在试验阶段，没有完全成熟。国际上气体侧钻已经商业应用，国内还未开始试验。

大量实践证明，天然气或氮气钻碎屑岩储层，产量会大大提高。由于负压钻进，产出气只出不进，没有任何污染，保护了大量的原始裂缝；甚至在某些敏感地层，可替代压裂。如果气体钻储层采气效果与压裂产量相当，可以不再进行压裂作业，成本上又可以节约一大笔费用。

塔里木迪北104井在阿合组168.3mm井眼4768.00～4784.81m储层段采用氮气钻井获得高产，产天然气48×104m3/d，产油48m3/d，并首次采用油钻杆完井，实现了高压高产井全过程氮气钻完井。此前临井钻井有显示，但压裂效果不好，氮气钻井实现突破才发现迪北这个千亿方储量的特殊大气田。川渝地区类似的碎屑岩致密气层很多，目前已放弃效果不好的压裂工艺，靠氮气钻储层获得高产投入开发。

无论是产量还是成本上，气体侧钻水平井钻井技术在老区致密气藏低产井挖潜改造、降本增效方面都是值得重视的一个方向。

4.3 低产水平井侧钻水平井技术

大量水平井成为低产井以后，可不可以通过侧钻水平井技术重返青春？现场试验证明，在做好油气藏工程的前提下，低产老水平井侧钻为鱼骨井、鱼叉井、双分支水平井，产量都会大幅度提升。辽河油田边台-H3Z井是一口直井侧钻双分支鱼骨型水平井，两个油层，高度差325m。两个分支水平井眼上分别钻出5个和6个鱼骨井眼，最长鱼骨井眼进尺为224m，储层内钻井总进尺达4885m，是目前国内外结构最复杂的多分支井，产量为相邻直井的15倍（图4）。水平井侧钻技术如悬空侧钻、方位控制、钻井液等，已基本形成系列配套。目前非常规油气田（尤其是页岩油气、致密油气）基本上都采用水平井进行整体开发，已经或正在产生新的低产水平井。如何根据不同地层、不同的低产原因，运用侧钻井技术，钻开水平井之间的（井距300m以上）未动用储层，用钻井方式提高单井产量，提高采收率，恢复低产水平井的青春，是下一步非常规油气开发必须面临的挑战。

4.4 侧钻井无水压裂完井投产技术

图4 直井侧钻为双分支水平井再侧钻为鱼骨井示意图

目前使用钻井液侧钻水平井钻井技术，必须进行压裂作业后方可投产。水平井体积分段压裂技术不断发展，压裂成本则一直居高不下。由于环保压力、水源缺乏，大规模水力压裂受到一定限制，无水压裂技术迎来发展机遇。水平井、分支井钻井成功后，如果需要压裂进一步沟通裂缝，无水压裂技术是一个很好的选择。高能爆炸压裂在分支井的应用效果格外引人注目，各种无水压裂技术的对比如表6所示。

4.5 连续管侧钻井技术（CTD CT）

据美国得克萨斯油田统计：与常规新井相比，常规侧钻井的费用是新井的 73%，用连续管老井侧钻井成本只有常规新井的31%左右（图5）。

全球拥有连续管钻井（CTD）装备100多台套，已累计钻成1万多口井；作业类型包括老井加深、侧钻和浅层油气井钻井等。连续管钻井中30%是水平井和分支井，开窗侧钻井占43%，欠平衡钻井和气体钻井占82%。连续管气体侧钻水平井集成了现代最先进的钻井技术，目前只有美国公司能够成功应用，位于阿拉斯加北部斜坡的3口连续油管侧钻井水平井都取得成功。从上覆页岩开始侧钻，3048m开窗，76.2mm（3in）连续管钻至3870m，水平段长426.7m。2013年，Xtreme公司宣布，在Eagle Ford采用60.325mm（23/8in）连续管钻进6200m，创下该地区记录。2014年，Antech公司采用88.9mm（31/2in）连续管、127mm（5in）POLARIS导向工具，用连续管氮气侧钻钻进152.4mm（6in）井眼达438m水平段，钻速比常规钻井提高5倍。BP公司2006年6月在沙特阿拉伯Shar ja气田Sajaa16-3井运用连续管侧钻井MRC技术，3次侧钻，长度达到3929～5192m，产量是直井的20倍以上。

我国连续管作业于21世纪开始广泛应用，连续管作业机实现了国产化生产，不依靠修井机配套的专用连续管钻机还没有试验成功，依靠修井机配套的连续管侧钻钻井试验处于起步阶段（成功开窗并侧钻404m）。连续管钻井用的连续管、井下工具、测量仪器基本研制成功，投入工业性试验。连续管钻井工艺、钻井液、钻头、开窗侧钻工具，经过工业性现场试验获得成功，可起下油管的复合连续管钻机设计和样机试制正在进行。

连续管侧钻钻井成功后，可用气体替代钻井液作为循环介质，免去接单根和放充气时间，大幅提高气体钻井效率和安全性；使用连续管完井压裂投产，该工艺技术已很成熟；应用连续管替代油管作为生产管柱采气等，都可以进一步发挥降本增效的作用。

5 建议

（1）老井侧钻水平井是老油气田挖潜增效的重要措施，技术基本成熟，可以进入规模应用阶段。开发上应该把它当作重要的稳产挖潜技术政策进行部署；工程技术服务方面应不断完善技术应用，进一步降低成本，提高施工效率。物探和测井应发展4D开发地震技术，利用已钻井资料找出剩余油气分布相对富集甜点、裂缝发育带，指导侧钻水平井轨迹方位。

图5 常规新井、侧钻井、连续管侧钻井成本对比

（2）评价已有的侧钻水平井效果，转变观念，明确方向。针对越来越多的老区低产井状况，应组织油气藏地质工程一体化专业人员，认真分析低产井形成的原因，摸清剩余油气分布规律，切实找出相对富集的剩余油气区块，先易后难部署侧钻水平井，积累经验。尤其要和工程技术人员一起，分析运用什么类型的技术更适合地质情况，选择对提高单井产量、降低作业成本、提高区域采收率最有效的技术路线。目前成熟且可规模化应用的是177.8mm、139.7mm套管内，使用钻井液侧钻水平井，水平段长400～600m，分段压裂投产。要尽快形成规模，制定老区开发稳产的技术政策，成为老区开发调整井的重要组成部分。根据提高的产量幅度和降低的成本幅度奖励有关人员，形成有效的激励政策。

（3）继续深化试验径向水平井钻井；有目的地开展天然气和氮气侧钻水平井试验和低产水平井侧钻试验；在分支井内开展高能爆炸气体压裂试验；在2～3年内评价各项技术的发展应用前景及其适应性和经济性。

（4）部署连续管钻井研发，包括：不用修井机配套的可起下油管的专用橇装连续管钻机及其配套的提升装置和循环装置；可供4500m井深的63.5mm、73.025mm（27/8in）、88.9mm变径连续管和井场连接工具；连续管开窗工具和有线、无线测量工具；连续管钻井井下各项工具工艺试验（井下电动马达与螺杆钻具、钻头、各类扶正器）；气体连续管钻井的调研和可行性分析；根据实际情况进行单元试验和综合性试验，稳扎稳打在5年左右取得突破，攀登钻井新高峰。

致 谢：本文得到中国石油咨询中心开发部的大力支持，以及中国石油集团工程技术研究院、中国石油集团长城钻探工程有限公司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司、中国石油长庆油田公司的支持和帮助，在此一并表示衷心的感谢！

【参考文献】

[1] 刘乃震,王廷瑞.现代侧钻井技术[M].北京:石油工业出版社,2009.Liu Naizhen, Wang Tingrui. Modern sidetracking technology[M]. Beijing: Petroleum Industry Press,2009.