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摘 要：本文主要针对油田侧钻井侧钻方案优选策略展开深入研究，主要分析和对比了浅层和深层侧钻井不同的侧钻方式，优选侧钻方式，将作业难度性降至最低。结合待侧钻井生产中出现的问题，对侧钻后不同井身结构的优缺点进行了分析，优化井身结构。对于水平段钻遇大段泥岩的井，设计为套管水平井射孔完井的井，也可以设计为砾石充填防砂的方案，从而在整体上不断延长和提高油气井的生产寿命。
关键词：侧钻方式;井身结构;生产效果;生产寿命
在油田开发生产不断推进过程中，低产低效井普遍增多，针对油田部分生产油田年产油量。已经呈现出降低的趋势，稳产压力较为显著，新钻调整井在海上平台槽口资源的影响下，钻机资源极其紧张，而且作业成本比较高昂，一定程度上促进了老井侧钻的应用，并将其视为调整井的重要方式之一。结合老井具体生产过程中出现的问题，在侧钻方案设计中，要进行多方案的比选，优选侧钻方式、井深结构等，不断延长油气井的使用年限，确保良好的生产效果。
一、油气井侧钻方案优选——以某A井为例
（1）侧钻原因
对于某A井来说，在投产初期阶段中，关闭强水淹层段，产液量较为低下，大都在20m3/d以下;油藏专业分析存在污染，在下一年已经进行了解堵工作，其实施效果并不显著。然后又尝试进行冲砂压裂作业，其实施效果也不显著。后续将强水淹层段打开进行生产，含水率大大提高，已经升至95%。油藏专业分析某A井，发现储层比周边要差一些，周边油井已经高含水【1】，对周边井储层、生产情况等进行深入分析，发现原井位侧钻潜力有待开发，建议要侧钻到其他区域。
（2）侧钻方式选择
由上述可知，油藏要求侧钻至其他区域，对于油藏来说，主要是指油在单一圈闭中，具有同一压力系统的基本聚集。在一个圈闭中，如果只聚集了石油，可以称为油藏。本井只选择浅部侧钻，结合油藏提供的靶点数据进行轨迹设计，如表1所示。
如果选择在450m处244.5套管内，开窗侧钻，采用215.9井眼着陆，井段较长，作业有着一定的难度性，而且177.8套管需要连接到井口，套管尺寸较小。基于着陆段作业难度和后期井眼再次利用方面视角，450m处开窗侧钻并不适用。选择130m处侧钻，回收244.5套管以后，在339.7套管内开窗侧钻。
（3）井身结构设计
方案一：套铣、切割回收244.5 mm生产套管，339.7 mm套管开窗侧钻。该方案的特点主要包括：首先，套铣井段较短，弃井工期也不长;其次，在钻井时，需要进行开窗作业，工期费用较为高昂;再次，215.9 mm井段，需要进行钻底砾岩，现阶段，缺少适用性较强的钻头，作业的难度性可想而知;最后，177.8 mm尾管悬挂高度并不大，这对完井管柱下入造成了一定的影响。
方案二：套铣339.7 mm 套管，切割、回收244.5 mm 套管。该方案的特点主要包括：首先，在钻井时，不需进行开窗作业，工期费用也控制在合理范围内;其次，244.5 mm 套管，可以下到着陆段，套管尺寸较大，为完井管柱下入提供了一定的便利性;再次，可以实现后期井眼再次利用;最后，需要将两层套管进行切割。
通过上述对比和分析可以了解到，方案二有着一定的弃井难度性，而方案一套铣井段小，但是244.5 mm 套管和 339.7 mm 套管，没有339.7 mm 套管和609.6 mm 隔水导管环空间隙大，如果244.5 mm套管居中度较差，极容易增加套铣难度性，而且在套铣及切割过程中，会破坏到339.7 mm 套管。同时，对于方案二来说，涉及到切割两层套管的问题，现阶段，利用水力割刀技术一次切割两层套管，已经记录到某A井油田的相关文件之中，而且对于磨料射流内切割套管技术来说，也可以实现切割双层套管。
二、油气井侧钻方案优选-以某B井为例
（一）侧钻原因
某B井在设计水平段为572m，水平段实钻油层239.5m。在完井过程中，由于泥岩膨胀，极容易导致筛管遇卡，进而导致筛管很难下到位，筛管油层为99m，在后续生产过程中，泥岩膨胀，一定程度上造成该井生产压差越来越大【2】，该井的生产模式是较为低效化的，某B井 周围水淹程度较低，剩余油富集，剩余储量如果仅仅依赖某B井，很难保证利用效率，挖潜空间有待提升，所以油藏专业建议可以在该井附近进行侧钻。
（2）侧钻方式选择
裸眼侧钻方案，虽然进尺较短，但是在弃井过程中，需要将防砂管柱回收上来，该井筛管与套管重叠段长350米，回收筛盲管具有一定的难度性，工期较长，具有较多不可预测的因素，所以裸眼侧钻方案并不适用。对于套管开窗侧钻方案来说，虽然进尺较长，但是有着成熟的工艺技术，弃井方案也具有高度的简便性，所以基于作业难度性进行分析，建议使用套管开窗侧钻方式。
结合《海洋石油弃井规范》要求【3】，在弃井时，在裸眼上层套管鞋或筛管顶部封隔器以下30米附近，要向上注长度在100m以上的水泥塞，结合该B井井顶部封隔器位置，在1950m处为开窗侧钻进尺最短方案。
（3）井身结构设计
对于方案一来说， 215.9mm井眼着陆，下入177.8 mm尾管。该方案特点主要包括：首先，应用范围较为广泛，技术的成熟度也较高，鉆井难度性并不大。其次，水平段可以对钻井液体系进行调整，不会对储层造成多大的伤害;最后，在完井管柱下入过程中，极容易出现遇卡风险。
对于方案二来说：215.9 mm井眼钻至完钻井深，下入177.8mm尾管。其方案特点主要包括：首先，钻井可以一趟钻完成，满足工期费用的节约化目标;其次，套管完井，避免完井管柱遇卡风险的出现;再次，要进行射孔完井，完井工期费用较为高昂;最后，井斜角较大，套管下入有着一定的难度性，难以保证固井质量。
三、结束语
首先，浅层侧钻井，如果需要套铣作业，侧钻方案要对套铣井段长度、侧钻后的作业难度等进行深入分析，优选最为适宜的侧钻方式和井身结构，将作业的难度性降至最低，并为后期井眼的利用创造条件。其次，一般来说，海上作业日费较高，对于原井眼附近侧钻的井，如果井内有落鱼，要选择具有较高把握性的开窗侧钻方式，虽然进尺会增加，但是可以给予一次性作业成功一定的保障，防止井下事故的发生。
参考文献
[1]吴占民，王占领，王赞，龚明，杨旭才.海上同层侧钻井实施方案优选方法[J].探矿工程（岩土钻掘工程），2018，45（07）：41-43.
[2]雷华才，蒋鸿，付光军，尤卫国，张斌.吐哈区域小井眼开窗侧钻提速技术标准研究与应用[J].中国石油和化工标准与质量，2017，37（19）：11-12.
[3]苗玉礼，李生莉，杨玉山，胡英才，李鹏.侧钻小套管井开采工艺中常见问题分析与对策[J].新疆石油天然气，2017，13（01）：39-41+53+3.
关键词：侧钻方式;井身结构;生产效果;生产寿命
在油田开发生产不断推进过程中，低产低效井普遍增多，针对油田部分生产油田年产油量。已经呈现出降低的趋势，稳产压力较为显著，新钻调整井在海上平台槽口资源的影响下，钻机资源极其紧张，而且作业成本比较高昂，一定程度上促进了老井侧钻的应用，并将其视为调整井的重要方式之一。结合老井具体生产过程中出现的问题，在侧钻方案设计中，要进行多方案的比选，优选侧钻方式、井深结构等，不断延长油气井的使用年限，确保良好的生产效果。
一、油气井侧钻方案优选——以某A井为例
（1）侧钻原因
对于某A井来说，在投产初期阶段中，关闭强水淹层段，产液量较为低下，大都在20m3/d以下;油藏专业分析存在污染，在下一年已经进行了解堵工作，其实施效果并不显著。然后又尝试进行冲砂压裂作业，其实施效果也不显著。后续将强水淹层段打开进行生产，含水率大大提高，已经升至95%。油藏专业分析某A井，发现储层比周边要差一些，周边油井已经高含水【1】，对周边井储层、生产情况等进行深入分析，发现原井位侧钻潜力有待开发，建议要侧钻到其他区域。
（2）侧钻方式选择
由上述可知，油藏要求侧钻至其他区域，对于油藏来说，主要是指油在单一圈闭中，具有同一压力系统的基本聚集。在一个圈闭中，如果只聚集了石油，可以称为油藏。本井只选择浅部侧钻，结合油藏提供的靶点数据进行轨迹设计，如表1所示。
如果选择在450m处244.5套管内，开窗侧钻，采用215.9井眼着陆，井段较长，作业有着一定的难度性，而且177.8套管需要连接到井口，套管尺寸较小。基于着陆段作业难度和后期井眼再次利用方面视角，450m处开窗侧钻并不适用。选择130m处侧钻，回收244.5套管以后，在339.7套管内开窗侧钻。
（3）井身结构设计
方案一：套铣、切割回收244.5 mm生产套管，339.7 mm套管开窗侧钻。该方案的特点主要包括：首先，套铣井段较短，弃井工期也不长;其次，在钻井时，需要进行开窗作业，工期费用较为高昂;再次，215.9 mm井段，需要进行钻底砾岩，现阶段，缺少适用性较强的钻头，作业的难度性可想而知;最后，177.8 mm尾管悬挂高度并不大，这对完井管柱下入造成了一定的影响。
方案二：套铣339.7 mm 套管，切割、回收244.5 mm 套管。该方案的特点主要包括：首先，在钻井时，不需进行开窗作业，工期费用也控制在合理范围内;其次，244.5 mm 套管，可以下到着陆段，套管尺寸较大，为完井管柱下入提供了一定的便利性;再次，可以实现后期井眼再次利用;最后，需要将两层套管进行切割。
通过上述对比和分析可以了解到，方案二有着一定的弃井难度性，而方案一套铣井段小，但是244.5 mm 套管和 339.7 mm 套管，没有339.7 mm 套管和609.6 mm 隔水导管环空间隙大，如果244.5 mm套管居中度较差，极容易增加套铣难度性，而且在套铣及切割过程中，会破坏到339.7 mm 套管。同时，对于方案二来说，涉及到切割两层套管的问题，现阶段，利用水力割刀技术一次切割两层套管，已经记录到某A井油田的相关文件之中，而且对于磨料射流内切割套管技术来说，也可以实现切割双层套管。
二、油气井侧钻方案优选-以某B井为例
（一）侧钻原因
某B井在设计水平段为572m，水平段实钻油层239.5m。在完井过程中，由于泥岩膨胀，极容易导致筛管遇卡，进而导致筛管很难下到位，筛管油层为99m，在后续生产过程中，泥岩膨胀，一定程度上造成该井生产压差越来越大【2】，该井的生产模式是较为低效化的，某B井 周围水淹程度较低，剩余油富集，剩余储量如果仅仅依赖某B井，很难保证利用效率，挖潜空间有待提升，所以油藏专业建议可以在该井附近进行侧钻。
（2）侧钻方式选择
裸眼侧钻方案，虽然进尺较短，但是在弃井过程中，需要将防砂管柱回收上来，该井筛管与套管重叠段长350米，回收筛盲管具有一定的难度性，工期较长，具有较多不可预测的因素，所以裸眼侧钻方案并不适用。对于套管开窗侧钻方案来说，虽然进尺较长，但是有着成熟的工艺技术，弃井方案也具有高度的简便性，所以基于作业难度性进行分析，建议使用套管开窗侧钻方式。
结合《海洋石油弃井规范》要求【3】，在弃井时，在裸眼上层套管鞋或筛管顶部封隔器以下30米附近，要向上注长度在100m以上的水泥塞，结合该B井井顶部封隔器位置，在1950m处为开窗侧钻进尺最短方案。
（3）井身结构设计
对于方案一来说， 215.9mm井眼着陆，下入177.8 mm尾管。该方案特点主要包括：首先，应用范围较为广泛，技术的成熟度也较高，鉆井难度性并不大。其次，水平段可以对钻井液体系进行调整，不会对储层造成多大的伤害;最后，在完井管柱下入过程中，极容易出现遇卡风险。
对于方案二来说：215.9 mm井眼钻至完钻井深，下入177.8mm尾管。其方案特点主要包括：首先，钻井可以一趟钻完成，满足工期费用的节约化目标;其次，套管完井，避免完井管柱遇卡风险的出现;再次，要进行射孔完井，完井工期费用较为高昂;最后，井斜角较大，套管下入有着一定的难度性，难以保证固井质量。
三、结束语
首先，浅层侧钻井，如果需要套铣作业，侧钻方案要对套铣井段长度、侧钻后的作业难度等进行深入分析，优选最为适宜的侧钻方式和井身结构，将作业的难度性降至最低，并为后期井眼的利用创造条件。其次，一般来说，海上作业日费较高，对于原井眼附近侧钻的井，如果井内有落鱼，要选择具有较高把握性的开窗侧钻方式，虽然进尺会增加，但是可以给予一次性作业成功一定的保障，防止井下事故的发生。
参考文献
[1]吴占民，王占领，王赞，龚明，杨旭才.海上同层侧钻井实施方案优选方法[J].探矿工程（岩土钻掘工程），2018，45（07）：41-43.
[2]雷华才，蒋鸿，付光军，尤卫国，张斌.吐哈区域小井眼开窗侧钻提速技术标准研究与应用[J].中国石油和化工标准与质量，2017，37（19）：11-12.
[3]苗玉礼，李生莉，杨玉山，胡英才，李鹏.侧钻小套管井开采工艺中常见问题分析与对策[J].新疆石油天然气，2017，13（01）：39-41+53+3.