阅读提示：在油田开发中后期，侧钻技术正成为唤醒沉睡老井、撬动剩余油气的重要利器。本版聚焦中国石化侧钻技术创新攻关：西北油田工序集约提速提效、江汉油田拔套侧钻盘活存量、中原油田小直径仪器突破窄井导航瓶颈，从不同维度解码侧钻技术创新如何重塑老油田开发新格局。

侧钻井工程从单一开窗向多技术融合演进

□张洪宁

国内陆上成熟主力油气田已普遍步入开发中后期。成熟油田开发矛盾集中体现为“三高三低”：高含水、高套损、高成本与低采收率、低单井产能、低效益建产。侧钻不是简单修井，而是井身结构重设计、轨迹重优化、完井重配套的系统工程，既要解决“在哪开窗口、怎么开出窗口”，也要解决“小井眼如何稳斜控轨迹、小间隙如何固井、老井如何智能完井”。因此，侧钻井工程技术体系的成熟度，直接决定老油田剩余储量的经济动用下限。

发展现状：多技术融合与多场景协同并行

从技术架构来看，侧钻井技术体系正由单一“套管开窗+定向钻进”的常规侧钻，向“连续油管侧钻、分支鱼骨井、超短半径侧钻、智能完井”等多技术融合的方向加速演进。连续油管侧钻技术的突破可使作业效率成倍提升；超短半径侧钻技术半径可缩短为3~5米，可用于两米窄薄油层开发；分支鱼骨井侧钻技术通过多级分叉井眼设计，使单井控制储量提升2~3个数量级，这些技术创新不仅突破了传统侧钻的技术边界，更构建起适应不同地质条件的侧钻井技术体系。

从作业场景来看，侧钻技术正由“恢复一口井产能”的单点治理，走向“一井多控、立体动用、少井高产”的系统开发。侧钻井通过多分支与老井筒的立体组合，一口井即可替代传统3~5口新井的井网控制功能，节约用地30%~50%；在老井重复改造场景中，侧钻井与智能完井技术协同，让原井筒未充分改造的“甜点”得以二次激活。

同时，这种融合正突破传统油气开发的边界，向盐穴储气库腔体侧钻、CCUS（碳捕集、利用与封存）项目注入井网重建、中深层地热径向取热等多场景延伸，侧钻井工程能力正逐步演变为支撑多能源协同开发的关键共性技术利器。

未来发展：向多场景、智能化、绿色化迭代升级

当前常规侧钻技术面临降本极限，亟须工程技术创新驱动降本增效，下一步需围绕应用场景拓展和技术体系迭代升级两个方面攻关突破。

场景拓展方面，在页岩油气井中探索老井侧钻技术突破地质工程双复杂条件约束，实现少井高产。依托现有井筒进行短半径侧钻，精准沟通未充分改造的“甜点”薄层或绕射裂缝网络，提升储层立体动用率。

技术升级方面，强化攻关连续油管侧钻技术体系：一方面，连续油管钻井与智能化钻井具有天然兼容性，其钻机电动化程度高，通过连续油管内置电缆可实现地面-井下双向信息高速传输，更易实现全井筒一体化智能闭环控制，是未来石油钻井技术发展趋势；另一方面，连续油管钻井可满足老油田不停注侧钻、储层保护、不起下油管侧钻等常规技术难以实现的作业需求。

（作者为石油工程技术研究院钻井工程技术研发中心副经理）

侧钻技术规模化应用激活剩余油气

□李 新

20世纪90年代初期，胜利油田、中原油田等积极开展套管内开窗侧钻技术攻关并逐步推广至现场应用。此后30余年，该技术从单一换井底侧钻，迭代发展出定向侧钻、水平侧钻、分支侧钻等系列工艺；功能定位从最初的恢复油井产能，升级为老油田改造、增储上产的核心技术手段。

近年来，中国石化锚定老区剩余油气效益开发目标，依托侧钻井示范区建设，示范推广成熟特色技术，从严强化全过程管控，建立“技术迭代升级、区域辐射推广”的运行机制，攻关形成了一批低成本高效率的侧钻技术配套装备并实现规模化落地，培育塑造出具有中国石化鲜明特色的新质生产力。

构建剩余油气高效开发方案。立足提升油气开发综合效益，坚持地质工程一体化设计思路。针对油田断层发育、断块破碎、油水关系复杂等开发痛点，创新形成解释建模一体化技术，配套运用侧钻工艺，依托多靶定向技术实现复杂小断块立体化组合开发，推动极复杂断块油藏实现“块块动用、层层水驱、井井高效”。

研发侧钻小井眼特色技术及装备。围绕侧钻技术体系，中国石化自主研发制造系列特色装备仪器，持续提效提质。通过集成开发自动化控制系统与功能模块，侧钻钻机监测参数持续完善，自动化控制能力逐年增强，现场作业效能显著提升；集中攻关小尺寸长寿命侧钻工具、小直径无线随钻测量仪器、开窗钻进一体化工具、定制化PDC（聚晶金刚石复合片）钻头等一批高端智能化装备，有效突破小井眼侧钻循环压耗大、测量仪器故障率高、稳斜效果差、井眼清洁能力弱等技术瓶颈，钻井效率与储层钻遇率同步提升，切实实现降本增效。

推进侧钻技术规模化应用。中国石化侧钻技术体系在胜利油田、中原油田、江汉油田等老油田广泛应用，效果显著。胜利油田确立了“激活老井筒、重建渗流场、靶向挖剩余油”的技术思路，破解了高含水老区靶向挖潜难题，规模化应用3000余井次，恢复地质储量2亿余吨。中原油田创新构建“盐膏层安全开窗、微构造精准导向、套损区立体修复”技术体系，突破复杂断块挖潜难题，规模化应用1000余井次，恢复地质储量1亿余吨。

经过示范引领与规模化应用，侧钻井成本仅为常规新井的50%左右，成为老油气田挖潜剩余油气资源、延缓产量递减、实现降本增效的关键技术路径。未来，钻井智能化不断进步、储层精细化描述能力持续增强、高精度随钻测量工具迭代升级，将进一步推动侧钻工艺技术迈向更高水平。

（作者为石油工程技术研究院随钻测控技术专家）

西北油田：“工序集约”变慢工细活为快钻快完

□本报记者 王福全 通讯员 党志刚

近日，西北油田TK898CH井采用侧钻技术挖潜剩余油再获新进展：仅用9.5天完成侧钻，初期日产油30吨，生产190天累计产油超6000吨。

近年来，该油田将侧钻作为恢复老井产能、提高采收率的核心手段，持续推进侧钻技术迭代升级和集约创新，构建形成深井超深井工序集约特色侧钻技术，走出了一条从慢工细活到快钻快完的进阶之路。

2024年以来，该油田累计完成150余口侧钻井作业，动用储量2160万吨，单井节约投资500万元，增产、降本实现双提升。

井筒作业：九道工序优化为三步到位

“侧钻井的井筒准备工作以前需要9趟钻作业、20多天才能完成。”西北油田石油工程技术研究院副院长于洋回忆起侧钻作业初期困境时，满是感慨。

通井、刮管、下桥塞、打塞、扫塞、再刮管、下斜向器、开窗、修窗，一道道不可缺少的工序，成为井筒作业提速提效的堵点。

“工序不能缺，那能不能把多道工序优化到一趟钻里？”西北油田副总经理刘湘华提出的新思路，为技术攻关指明方向。

科研团队首先瞄准通井免刮管工艺。他们精确论证套管通径与工具间隙的关系、注水注气量对套管腐蚀程度的关系，为优化刮管工序提供有力依据。同时，创新形成一体化桥塞精准留塞技术，将坐封、打塞两道工序打包到一趟钻里完成。研发适用于超深井的一体式斜向器，将坐挂、开窗、修窗3道工序集约于一体。

井筒作业工序集约后，他们仅用3趟钻就完成了9道工序，作业周期从24.5天缩短至15天。

目前，团队还在持续改进精准留塞一体化桥塞技术，将之与牙轮钻头作业巧妙集约，形成通井打塞一趟钻新技术。这样仅需两趟钻就能完成井筒作业，侧钻提速提效水平将实现再提升。

钻进作业：长穿泥岩的“盲打”突围

短板变为长板，但新的短板随之显现。

随着近井剩余油越来越少，侧钻靶点更多部署在远井位。套管开窗点位不断向井口方向移动，导致侧钻作业的裸眼段需要穿越数百米甚至上千米的泥岩地层。

按泥岩层钻进传统工艺要求，每钻进120米，就要进行套管封隔。钻一段、封一段，导致成本高、周期长。

此外，目的层“脾气”不好，也成为提速提效的棘手问题：塔河油田碳酸盐岩缝洞型储层漏失率高达75%，井均漏失量超500立方米，不仅导致被迫完钻，而且钻井液加重材料极易堵塞油气生产通道，影响产量。

面对靶点变远、泥岩层钻进低效、储层漏失三大难题，科研团队从钻井轨迹设计、工具配套等入手，进行全面技术升级。

他们借助地质工程一体化优势，进一步优化井眼轨迹。在方案设计中，尽量避开井周水体和断裂复杂区，上提造斜点、降低造斜率，采用常规型号螺杆即可完成定向造斜与稳斜钻进，一趟钻可完成盲打与定向两项任务。同时，配套升级长寿命振荡螺杆，将120毫米螺杆平均寿命从113.7小时提升至156小时，为一趟钻安全稳定钻进提供了装备支撑。目前，西北油田侧钻作业一趟钻最长进尺已达到975米。

“我们针对储层漏失难题，创新形成清水强钻技术，在部分钻进作业环节，以清水替代泥浆为钻头减负，有效解决了提前完钻、降低储层污染风险等难题。2025年至今，应用53口井，与传统工艺相比，漏失后，钻头井均多钻进尺460余米，打通更多储层间隔，为高效采油创造了更有利的条件。”于洋介绍。

钻衬一体化：完钻即完井，打造“制胜一招”

完井是侧钻作业的临门一脚，如果发挥失误，则前功尽弃。

“钻遇靶点发生大漏失，井壁容易失去支撑，泥岩掉块、坍塌卡钻风险极高。采用射孔、切割钻具等方式，解决卡钻难题费时费力，作业费用在百万元以上。”西北油田石油工程领域首席专家翟科军坦言，边钻边完井，成为大家认定的解决难题方向。

钻衬一体化技术研发落地，成为实现这一目标的关键。

研究团队巧妙设计，将高抗扭丢手接头和多级投球滑套筛管组合到钻具中。当钻至靶点发生大漏失、井壁失稳卡钻问题时，作业人员通过投球打开滑套、建立油气通道，再次投球激活丢手机构，将下部钻具与上部钻杆分离。一系列精准操作后，留在井内的筛管钻具转身成为井壁支撑管柱。在上部的钻杆顺利起出井口时，完井作业也随之完成。

“采用钻衬一体化技术，在完井作业时不需要单独下入支撑管，节省了通井、射孔、切割等工序4趟钻的作业时间。”翟科军介绍，自2025年以来，新技术在侧钻井作业中已应用49井次，与传统完井工艺相比，井均节约周期6天、降本180余万元，成为侧钻作业提速提效有力帮手。

江汉油田：“拔套侧钻”拓展老井重复利用范围

□谢 江 李绍杰 徐家文 黄迪箫笙 金其广

8月9日，江汉油田荆州油区首口深井拔套弓形侧钻水平井SK8-3CP井顺利完钻，创下江陵凹陷裸眼段最长、完钻井深最深、水平段最长等多项纪录，标志着江汉油田自主创新形成的拔套侧钻技术体系进一步成熟，为老井高效复用、低成本开发开辟了新路径。

近年来，随着老油田进入开发中后期，如何突破传统侧钻技术瓶颈、实现更多老井高效重复利用，成为老油田高质量开发亟须破解的重要课题。

对此，江汉油田逐步形成具有江汉特色的拔套侧钻成套技术体系，今年计划实施拔套侧钻井近40口，目前已实施20口，单井投资同比降低35%以上。

“相较常规侧钻与钻新井模式，拔套侧钻是拔出上部生产套管后开展侧钻作业，保留原有井眼尺寸完井，可以规避常规侧钻井尾管缩小带来的诸多问题，从工艺源头保障后期井筒作业灵活性，在提速增效的同时，降低开发成本。近年来，我们围绕拔套侧钻关键环节开展技术攻关，形成了‘单拔+双拔’成套技术体系，拓展了拔套侧钻适用范围，为老井高效复用提供了技术支撑。”江汉油田工程设备管理部相关负责人介绍。

为推动拔套侧钻技术落地应用，2025年下半年起，江汉油田依托现场试验持续开展技术攻关，围绕地质选井、井眼轨迹优化、钻采工艺配套等关键环节反复论证、不断优化，逐步形成适用于水泥浆未返至表层套管井的“单拔”拔套侧钻技术。首批试验井扬5-斜7侧井实施过程中，技术团队综合分析油藏边界、产能评价、井筒状况及后期开发需求，科学优化侧钻点和井眼轨迹，落实全过程现场管控，实现钻井周期4.6天、完井周期9.5天，多项施工指标刷新区域纪录，成功验证了拔套侧钻技术的可行性，为老井侧钻改造积累了宝贵经验。

随着拔套侧钻技术推广应用，新的技术难题逐渐显现。部分老井由于水泥浆返至地面，仅采用“单拔”工艺已无法满足施工条件，许多具有开发潜力的老井无法实施侧钻改造，成为制约技术进一步推广的瓶颈。面对这一问题，江汉油田组织技术团队深入调研行业先进经验，结合现场施工实际，围绕套管切割、套铣工艺、专用工具等关键环节持续开展自主攻关，不断完善工艺流程、优化施工方法，创新形成油层套管与表层套管同步拔除的“双拔”拔套侧钻技术，推动拔套侧钻技术实现新的突破。

面120-34-斜11侧平井成为江汉油田首口“双拔”试验井。施工过程中，技术人员先后完成油层套管、表层套管拔除，成功突破水泥浆返高条件限制，实现拔套侧钻工艺由“单拔”向“双拔”升级，打破了传统侧钻选井限制，进一步拓展了老井重复利用范围，标志着江汉油田拔套侧钻技术迈上新台阶。

经过持续技术攻关和现场实践，江汉油田逐步形成了“单拔+双拔”拔套侧钻成套技术体系，突破了传统侧钻受水泥返高条件制约的技术瓶颈，可根据不同井况灵活选择施工工艺，实现老井资源价值最大化。同时，利用原有井筒开展侧钻，大幅缩短征地、安环评等前期准备周期，显著降低开发投入，提高了老井开发的经济效益，为老油田稳产增产提供了新的技术路径。

中原油田：“仪器小型化”突破小尺寸井眼限制

□本报记者 杨静丽 通讯员 张学成

8月13日，中原油田石油工程技术研究院一间技术研讨室内，科研人员正在分析4口老井侧钻数据，为下一步采用38毫米小直径随钻测量仪器定向技术服务做前期准备。

历经数十年高效开发，中原油田东濮老区面临井网损坏、储采比失衡等结构性矛盾，单纯依靠常规驱油手段，挖潜空间十分有限。为此，中原油田将治理重点转向老井，大力推广老井侧钻技术，形成了开窗一体化工艺、小井眼提速提效及小井眼窄间隙固井等关键技术，基本能够满足当前开发调整与挖潜需要。

同时，受小尺寸井眼限制，套管开窗侧钻机械钻速低、复杂故障率高等问题仍需持续攻关。特别是近年来该油田侧钻井平均完钻井深增加约180米，裸眼段由720余米增为900余米，双靶井增多，轨迹控制难度逐年攀升。老井开窗侧钻，依然面临无称手工具的窘境。

中原油田东濮老区井况复杂多样，常规随钻测量仪器下井受冲蚀严重，井下故障率高。更棘手的是，老井套管通径本就狭窄，常规48毫米外径的随钻测量仪器下井后，与井壁间的环空间隙仅1.5毫米，薄如硬币。高速上返的泥浆裹着岩屑，像高压砂枪一样反复冲刷，仪器受冲蚀严重，故障频发，施工队伍常常干到一半就不得不提钻。国内市场虽有同类产品，但大多依赖进口，价格昂贵、维保周期长。仪器微型化、高可靠与精准测控的矛盾极为突出，亟须开展系统性技术攻关。

对此，该油田通过厂院结合，开展小直径随钻测量技术攻关。缩小外径绝非等比例缩放，而是系统性工程。科研团队首先啃下脉冲器这块“硬骨头”。作为井下数据传输的“发报机”，脉冲器要在狭窄空间内产生足够强的泥浆信号，穿过数千米地层传回地面。经过多轮样机测试，团队攻克紧凑型阀体结构驱动技术，“身材”缩小，但信号强度不减。定向探管小型化同样不易。团队采用模块化集成和低功耗微机电系统传感器技术，优化编码传输方式，实现方位角精度±1.5度，在高温高压地层中将钻头锁定在靶心范围内。

“技术不能只活在实验室，必须在真打实钻中打磨。”该院钻完井技术研究所副所长吴小丁说。首场“大考”设在明45侧2井。随着井斜、方位数据连续回传，井斜精度±0.1度，信号传输无中断，仪器连续工作无故障，精准命中靶点，以往常见的冲蚀和信号中断问题一次未出现。

更大考验来自文213-9侧1井，这是一口双层套管开窗井，对抗磁干扰、机械强度和外形尺寸要求苛刻。“仪器已不仅是‘导航员’，更是必须具备抗磁干扰、超强体格的‘特种兵’，其性能直接决定开窗成败与效率。”吴小丁说。连续作业验证：整机运行稳定，柔性短节在狭窄环空中通过顺畅，无卡滞或信号中断。

截至目前，该油田利用小直径随钻测量技术在东濮老区累计成功实施21口井，平均故障率降低45个百分点，平均钻井周期缩短20%。