孤岛采油厂东11-20井是一口老井，最初低液高含水，后期聚合物堵塞，干脆什么也不出了。地质分析发现，该井区剩余油储量仍然丰富，足有2.2万吨。怎么办?石油工程技术研究院科研人员给支了个招儿。该井经“抢救”后，重新唱起了欢快的“吐油曲”，日产油量达到10吨，含水仅50%，比预计油量提高了4倍。

　　支的这个招儿叫“开窗”侧钻。顾名思义，就是从套管旁边开一个“窗”。“开窗”的目的，是绕开原本难以解决的障碍，另辟蹊径，抵达油层。

　　在老井上淘金

　　侧钻井技术以其得天独厚的低成本实用优势，备受老油田青睐。“打一口常规井，按1700米井深计算，需要费用近千万元。而对老井‘开窗’侧钻，费用只需三四百万元左右，占井周期可缩短1/3。”石油工程技术研究院完井所气驱室经理魏伟介绍。在老井上进行二次钻探，比新钻井少一半多的成本，这笔账可是相当划算。

　　随着油田进入开发中后期，套损或其他原因造成井网不完善、剩余油零星分布，侧钻是实现老井产能恢复、剩余油挖潜的重要手段，可以有效恢复储量控制、提高采收率。

　　孤岛油田多数区块已进入开发后期，利用侧钻水平井完井技术开采剩余油，成为他们提高开发效益的重要手段。2020年一季度，孤岛厂计划投产油井40口，仅投产了18口井。运行新井数虽寥寥无几，但仍然实现了增油近3000吨。为孤岛油田新老区产能建设提供新井数量保障的，正是侧钻水平井完井技术及配套工艺技术。东11-20井经过一番“开窗操作”，摇身变成了东11-侧20井，虽不是传统意义上的新井，但胜似新井。“用常规井1/3的成本投入，我们实现了相当的产量目标。”孤岛采油厂工艺所副所长韩鹏介绍说。

　　河口采油厂运用“开窗”侧钻技术，在废弃井沾4-平22井基础上钻探完成沾4-侧平22井，投产后，在100天的时间里，每天增油8.4吨。他们尝到了甜头，又连续完钻侧钻井6口，日增油24吨，实现了老井效益稳产。当年他们又追加57口侧钻井方案设计。

　　让“室内”更敞亮

　　2020年10月14日，在孤岛采油厂渤21-0-侧15井井场，随着石油工程技术研究院完井中心科研人员顺利完成该井7寸挂5寸半套管大通径侧钻完井施工，标志着侧钻完井技术在大通径领域取得突破性进展，进一步提高了侧钻井的应用效果。

　　油田每年新增侧钻井100余口，经济效益可观。但是受原井筒尺寸限制严重，完井管柱内径小，筛管顶部注水泥完井没有相应免钻工具，钻塞难度大、风险高，同时还影响后期作业实施。为了攻克这些国内业界难题，完井中心科研人员从2019年开始立项中石化课题“水驱油藏侧钻井长效大通径完井技术研究”，从长效固井需求和大通径完井需求两个方向展开攻关研究，取得明显成效。

　　渤21-0-侧15井是第一口试验井。该井完井后，侧钻井眼内通径达到121毫米。与常规侧钻完井方式相比内通径增大了21%，为后续注气、采油措施的实施提供了有力技术条件。

　　截至目前，大通径侧钻井完井技术已在油田累计应用11井次，平均日产液24.7吨，平均日产油6.05吨，累计增油7040吨，恢复可采储量22.47万吨。比常规侧钻井提高1.7倍以上，为采油厂提质增效、油田稳产提供了重要技术支撑。

　　寻找更有效益的捷径

　　老井“开窗”这种方式，可充分利用老井原有的采输设备，使原井的生产潜力得以充分发挥，并延长老井使用寿命，提高原油产量。方法固然不错，但仍然存在瓶颈。

　　目前，油田常规侧钻水平井的斜井段大多过长，靶前位移大，导致不能快速进入目的层，造成大量“无效进尺”，同时也导致靶前位移区的目的层剩余油难以高效动用。针对这个难题，石油工程技术研究院钻测录工程中心从2020年起立项超短半径多分支水平井钻完井关键技术研究展开攻关。超短半径侧钻水平井技术既可以快速进入储层，减少无效进尺，还可以避免复杂地层的影响，具有施工设备少、施工时间短、成本低、效益高等优越性。这也是目前国内外该领域内的一项尖端新技术。

　　立项以来，油田已在东辛采油厂、纯梁采油厂进行了4口井的试验应用，取得预期效果。试验井数据显示，该项技术可实现30米内的造斜率大于300度，曲率半径小于5.73米。措施后注水井的注入量和油井的产油量均有明显提升。

　　据了解，该项技术尤其适合于薄油层，垂直裂缝、稠油、低渗透等油藏的开发，对挖潜剩余油、提高单井经济效益和原油采收率具有明显技术优势。