8月底，冀东油田钻采工艺研究院侧钻井攻关团队正在紧锣密鼓研究部署第五批侧钻井位，结合陆地浅层油藏，强力推进老井侧钻工艺技术成果转化。目前，实施正钻井3口，完钻井6口，正在井位论证结合的有45口井。

今年年初以来，冀东油田钻采工艺研究院以低成本开发为导向，盘活低产低效井，坚持多项有效举措，开展老井侧钻技术难题攻关。截至目前，钻采工艺研究院累计完成老井侧钻井位结合千余次，经过多次论证，已完成12口井的设计编制和发放工作。

精准对标靶向发力

随着冀东油田勘探开发不断深入，已开发区块地下情况日趋复杂，含油构造小、断块破碎、连通情况差，稳产基础薄弱。部分油井已进入中后期开采阶段，油井出水矛盾十分突出。将处于中高含水期油藏中的剩余油经济有效地挖掘出来，成为急需解决的问题。

“完井工艺是老井侧钻的主要技术难点之一。封隔器失效引起管外窜槽，完井管柱内径小，后期作业难度大，是制约老井侧钻工艺技术推广应用的瓶颈。”8月24日，冀东油田钻采院一级工程师徐小峰说道。

钻采工艺研究院专门成立侧钻井技术攻关团队，通过对侧钻技术现状研究及国内老井利用技术调研，以破解冀东油田老井侧钻技术难题，从而探索出复活低产低效井甚至是长停井的新路。钻采工艺研究院通过走访调研多个油田，引入了膨胀式尾管悬挂器、非标小尺寸套管顶部注水泥工艺、弹塑性水泥浆体系等一系列新工艺，实现老井侧钻井油水层有效封隔。

围绕老井的利用，以地质工程一体化为目标，钻采院同作业区、勘探开发研究院形成侧钻井攻关团队，详细分析可利用老井周围储层情况，确定与原井眼轨迹走向相匹配的地质目标甜点。同时与项目管理单位开展成本严格控制，从而让老井焕发新生。

“团队先后多次赴中原、胜利油田就老井侧钻技术现状、侧钻队伍装备及管理情况、侧钻工艺费用构成及成本控制等方面进行深入交流，对选井、工艺、成本等方面的新认识和收获，促进了该技术从管理、技术等方面持续推进。”8月24日，钻采院钻井副院长周岩说。

细化设计降本增效

“老井侧钻首要的问题是加强对老井的充分认识，团队首先要确定可实施侧钻的老井。”8月23日，攻关团队组长潘俊英说。

侧钻攻关团队开展老井详查，确定可利用老井数。团队成员对排查出的单井井筒情况进行分析，对固井质量、开窗位置、轨迹走向、套损套变、钻井井史等进行逐一落实。团队成员本着“尽可能多地利用老井井筒，控制裸眼井段长度”的原则优选老井、实现目标点和老井间最优的轨道设计，从而明确侧钻可行性。

“初步落实老井井眼情况和地质目标点后，进行老井侧钻点的确定和剖面设计，这部分的工作量最大。”攻关团队中主要负责剖面调整的侯怡说。

设计人员根据作业区提供的目标点，结合目标点附近的多口老井进行侧钻可行性分析，初步筛选出可侧钻井井位。同时，设计人员根据侧钻井井身质量情况、套变情况、老井固井质量及地层岩性来确定侧钻点，进行剖面初步设计及防碰设计，以此来确定造斜率、剖面类型等等。

编制钻井意见，会同相关单位明确可行性，多轮次开展优化设计。一口侧钻老井目标靶点可能是一个或者多个，每个靶点都需要中标，需要反复计算，多次重新设计井眼轨道，从而找到最匹配的老井和地质目标。

设计人员梳理侧钻井工程设计中剖面设计、井身结构、钻头、钻井液、井控设计、风险提示及针对性措施等内容，突出重点进行详细描述。同时，针对侧钻前井眼准备、套管开窗、打水泥塞、斜向器下入、防碰井段施工、悬挂器下入及使用等关键工序进行重点提示，确保关键环节施工工序清晰，设计参考性强。

设计管控，凸显成本控制。攻关团队从井眼准备的工序设计、井控设计、钻井液设计等全部进行优化简化，推荐使用成熟且价格低廉的工具及材料，确保从工程设计源头降本，也为提速提效创造条件。

过程控制持续优化

“我们每天跟踪侧钻井日报，了解单井施工进展，结合施工难点与施工单位进行沟通，提示井队做好风险管控。与此同时，我们还要与井下作业公司沟通运行情况，超前谋划后续井的设计及井位结合，确保生产运行安全有序。”8月23日，攻关团队成员李睿说。

侧钻井批量开钻后，钻井工程设计人员安排团队骨干力量在关键工序施工阶段进行现场查看，并与施工单位就开窗工艺、钻井液设计、悬挂器及钻头等工具使用进行沟通交流。设计人员先后深入高104-5平77侧平1井、高113-6侧平1井等施工现场开展设计回访，收集施工方意见和建议，从而对后续井方案设计进行优化完善。

“高104-5平77侧平1井实施侧钻，投产后日产油6吨左右，累产达到260吨，取得了良好效果，也为老井侧钻工艺技术铺开增加了信心。”冀东油田二级专家王在明说。