渤海油田井筒及井槽優(yōu)化利用技術(shù)研究進(jìn)展及展望*

王曉鵬 許 杰 張彬奇 劉海龍 謝 濤

(1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459； 2. 海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 天津 300459)

渤海油田于1964年開始建設(shè)，經(jīng)過多年海上油田高效開發(fā)及優(yōu)快鉆井技術(shù)發(fā)展[1-2]，2010年進(jìn)入了油氣產(chǎn)量3 000萬噸的歷史新階段，至今已持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)10年，2021年底發(fā)展成為中國第一大原油生產(chǎn)基地。然而，歷經(jīng)五十多年的開發(fā)，渤海部分油田逐漸進(jìn)入開發(fā)中后期，面臨采出程度低、綜合含水率高、自然遞減率高的主要矛盾。為進(jìn)一步挖潛剩余油，緩解上述矛盾，每年實(shí)施約200口調(diào)整井，其中使用原井筒和井槽的井占比70%～80%，并且逐年增加[3-5]。調(diào)整井的實(shí)施助力了渤海油田穩(wěn)產(chǎn)3 000萬噸，而井筒和槽口資源在海洋平臺上具有無法替代的稀缺性和重要性。因此，井筒和槽口資源的重復(fù)利用技術(shù)勢必成為能否高效實(shí)施調(diào)整井的資源保障和關(guān)鍵環(huán)節(jié)。

渤海油田圍繞井筒和井槽資源高效利用開展了相關(guān)技術(shù)研究與應(yīng)用[6-11]。2010年，黃毓祥 等[11]在渤中25-1E3 井應(yīng)用φ244.475 mm套管開窗側(cè)鉆技術(shù)取得較好效果；2016年，付建民 等[7]利用槽口擴(kuò)展和水下基盤等技術(shù)，在平臺原有結(jié)構(gòu)允許前提下，通過內(nèi)掛井槽、外掛井槽、新增樁腿加掛井槽等3種擴(kuò)展形式增加槽口數(shù)量，使槽口資源得以增加。對無隔水導(dǎo)管的槽口采取非浮吊法隔水導(dǎo)管打樁或非標(biāo)復(fù)合導(dǎo)管下入的方法，盤活現(xiàn)有空井槽資源；利用單筒雙井技術(shù)，提高現(xiàn)有槽口資源利用率。2017年，韓耀圖 等[8]以渤中34油田 F 平臺為例，對加掛井槽、單筒雙井技術(shù)、以及特殊尺寸φ838.2 mm+φ914.4 mm復(fù)合隔水導(dǎo)管鉆井下入技術(shù)進(jìn)行了應(yīng)用分析，使已有技術(shù)在適用條件方面更加明晰。后續(xù)幾年渤海油田在老井側(cè)鉆方面取得了持續(xù)性的成功應(yīng)用[12-13]。上述技術(shù)研究，一定程度上提高了井筒和井槽資源利用率。但是，井筒內(nèi)仍是以φ244.5 mm和φ177.8 mm單層套管內(nèi)開窗側(cè)鉆為主，且均基于(3°～5°)/30 m全角變化率的井眼軌跡要求，導(dǎo)致了原井筒未能充分利用，新鉆井段長、開發(fā)投資成本高；井槽資源方面仍是以增加新井槽數(shù)量方式為主，未能實(shí)現(xiàn)原有井槽重復(fù)使用，且增加數(shù)量和方位受到限制。基于上述問題，從2012年開始，渤海油田開始針對中短半徑側(cè)鉆技術(shù)[4,13]、同層側(cè)鉆技術(shù)[14-17]、雙層套管開窗技術(shù)[18]、分支井重入技術(shù)和井槽重利用技術(shù)等進(jìn)行科技攻關(guān)。逐步實(shí)現(xiàn)了中短半徑側(cè)鉆全角變化率最高達(dá)18.97°/30 m，大大縮短了側(cè)鉆點(diǎn)和靶點(diǎn)之間距離，減少了新鉆井段長度；針對同層位儲層再次開發(fā)的同層側(cè)鉆高效復(fù)產(chǎn)技術(shù)；φ339.7 mm和φ609.6 mm大尺寸雙層套管一趟鉆開窗；并且突破3層套管同時(shí)切割、大尺寸預(yù)開窗斜向器設(shè)計(jì)[19-20]、原井眼重入方向控制等技術(shù)瓶頸，首創(chuàng)了利用已有低產(chǎn)低效或停產(chǎn)井的井槽，切割回收原隔水導(dǎo)管，重建新隔水導(dǎo)管的系列技術(shù)；同時(shí)首次創(chuàng)新研發(fā)應(yīng)用了分支井重入技術(shù)，即在保持原井動(dòng)用儲層砂體不變的條件下，再新增側(cè)鉆一個(gè)分支井眼以挖潛原井筒周邊剩余油，建立了1個(gè)井筒2個(gè)分支的復(fù)雜結(jié)構(gòu)井，并且2個(gè)分支井眼可以實(shí)現(xiàn)完井和生產(chǎn)階段重入，以及單獨(dú)分支井眼分采或兩個(gè)分支井眼合采。通過上述技術(shù)創(chuàng)新，渤海油田逐步構(gòu)建完成了從井筒深部到淺部，再到地面井槽的重樹技術(shù)體系。本文是對上述技術(shù)研究的梳理總結(jié)，以期為渤海油田高效可持續(xù)發(fā)展提供借鑒。

1 井筒及井槽優(yōu)化利用技術(shù)新進(jìn)展

1.1 中短半徑側(cè)鉆技術(shù)

海上油田側(cè)鉆作業(yè)一直以長半徑側(cè)鉆為主，側(cè)鉆點(diǎn)一般較淺，不能充分利用原有井筒資源，為了最大限度地利用老井眼套管減少鉆井進(jìn)尺，必須將側(cè)鉆點(diǎn)加深下移，這就要求必須有較高的造斜率。渤海油田地層疏松、造斜困難，并且常規(guī)螺桿鉆具彎點(diǎn)距較大，鉆頭偏移量大，鉆具組合通過套管和窗口較困難。

基于上述問題，針對φ215.9 mm井眼研制了一種高造斜率近鉆頭測斜鉆具組合(圖1)，通過在近鉆頭上部設(shè)置近鉆頭測斜短節(jié)，使用無線搖傳技術(shù)將鉆頭實(shí)時(shí)井斜數(shù)據(jù)傳輸至MWD(隨鉆測量工具)，并通過鉆井液脈沖信號傳輸至地面分析系統(tǒng)。測斜盲區(qū)由原來23 m左右縮減至0.6 m，提高了井軌跡控制精度。優(yōu)化設(shè)計(jì)螺桿鉆具，彎點(diǎn)設(shè)置較常規(guī)鉆具組合低，馬達(dá)彎點(diǎn)至馬達(dá)驅(qū)動(dòng)頭底端面距離由1.567 m減少至0.865 m，由于彎點(diǎn)距的減少，該螺桿鉆具具備旋轉(zhuǎn)功能，滿足高造斜率井眼軌跡控制及井眼凈化的需要，并且鉆頭產(chǎn)生的偏移量小，可實(shí)現(xiàn)鉆井工具在原井筒及窗口的順利下入。設(shè)計(jì)了非對稱扶正器，包括一只寬邊扶正翼，寬度范圍14.5±1 cm與2只窄邊扶正翼，寬度范圍6.5±1 cm，有效地保證了螺桿鉆具造斜作業(yè)中工具面的穩(wěn)定性。一般選擇螺桿鉆具彎角為1.5°或1.75°，新型螺桿鉆具理論造斜率見表1。

圖1 高造斜率近鉆頭測斜鉆具組合

表1 30 m理論造斜率對比表

渤海油田儲層巖石膠結(jié)疏松,屬于中高孔滲，且稠油拖拽力強(qiáng)，需要進(jìn)行防砂，而之前防砂工具的開發(fā)都針對長半徑井眼軌跡。此次針對中短半徑井眼軌跡進(jìn)行了特殊的優(yōu)化設(shè)計(jì)，防砂的外層管柱在原充填滑套總成上部與頂部封隔器之間增加φ101.6 mm密封筒和10 m長的φ127 mm盲管，其他工具不變。在服務(wù)工具方面，在液壓脫手和平衡總成之間增加10 m長的φ73 mm沖管和旋轉(zhuǎn)接頭，其他工具不變。優(yōu)化后管柱對頂部封隔器具有一定的保護(hù)作用，可減小頂部封隔器附近的彎曲剛度，能夠有效降低封隔器位置處摩阻力35%，對整個(gè)管柱減小約28%總摩阻。

2017年6月26日，渤海油田成功鉆出中國海上首口中短半徑側(cè)鉆水平井SZ36-1-E19H1。截至目前，該技術(shù)已逐步推廣應(yīng)用至綏中36-1、渤中26-2、南堡35-2等6個(gè)油田12口井，節(jié)約進(jìn)尺6 985 m，充分利用原有井槽，創(chuàng)造經(jīng)濟(jì)效益2.55億元，取得了極大的經(jīng)濟(jì)效益。中短半徑鉆完井技術(shù)研究與應(yīng)用對降低海上鉆井成本、提高油氣田采收率和經(jīng)濟(jì)效益，克服低油價(jià)對投資和生產(chǎn)的制約等具有重大意義。

1.2 同層側(cè)鉆技術(shù)

同層側(cè)鉆是指在水平井中新靶點(diǎn)分布在老井眼的同一開采層位，在老井眼水平段回收頂部封隔器和部分篩管，然后在裸眼段注水泥塞側(cè)鉆至新靶點(diǎn)的一種深層側(cè)鉆方式。具有側(cè)鉆工藝操作簡單，能保持原井筒尺寸，原有井筒的套管段全部重利用，距離目標(biāo)靶點(diǎn)近等優(yōu)點(diǎn)。但棄井作業(yè)需要打撈封隔器和防砂管柱，一般老井歷經(jīng)多年生產(chǎn)，井下工況復(fù)雜，水平井摩阻大，井口的上提力及扭矩傳遞效率低，為高效打撈造成困難；同時(shí)在水平段注水泥漿階段，由于重力影響，水泥漿會沿著下井壁一邊前進(jìn)，形成底邊指進(jìn)現(xiàn)象，影響頂替效率，水泥強(qiáng)度達(dá)不到側(cè)鉆要求。上述原因極易造成棄井工期較長和側(cè)鉆成功率偏低。

針對技術(shù)難點(diǎn)，結(jié)合海上油田開發(fā)特點(diǎn)，不斷進(jìn)行技術(shù)攻關(guān)和實(shí)踐，逐步形成了渤海同層側(cè)鉆的技術(shù)工藝。

1) 側(cè)鉆窗口設(shè)計(jì)。一般側(cè)鉆點(diǎn)設(shè)計(jì)在φ244.5 mm套管鞋以下。因此，根據(jù)造斜工具能力和井筒內(nèi)原有管柱結(jié)構(gòu)，需要回收φ244.5 mm套管鞋以下30～50 m的篩盲管，以便為側(cè)鉆留足空間。如遇原井筒管柱棄置困難等特殊條件，優(yōu)選造斜能力強(qiáng)的鉆具組合和優(yōu)化施工參數(shù)，渤海油田已成功實(shí)施在φ244.5 mm套管鞋以下17 m的范圍內(nèi)窄側(cè)鉆窗口條件下的作業(yè)案例。

2) 切割回收工藝。一般設(shè)計(jì)為2刀切割，遵循從下至上的切割順序，要求避開接箍和打孔位置，第1刀位置設(shè)計(jì)考慮為側(cè)鉆窗口留足空間，第2刀位置設(shè)計(jì)考慮頂部封隔器的順利回收。以切割φ139.7 mm篩盲管為例：φ114.3 mm水力割刀(配47 mm刀片)+φ73 mm鉆桿若干+變扣211×310+變扣311×410+φ165 mm震擊器+φ127 mm鉆桿。其中鉆桿部分，應(yīng)使用專業(yè)軟件設(shè)計(jì)加重鉆桿數(shù)量和加放位置。

3) 水平裸眼段注塞技術(shù)。一般老井儲層段經(jīng)多年開采，壓力虧空嚴(yán)重，需要采取合理的棄置方法，避免對同層位的新井造成影響。渤海油田使用SEAL BOND PLUS堵漏隔離液來防止儲層虧空漏失。采取控制水泥漿失水、提髙沉降穩(wěn)定性、提高觸變性、保證 “直角”稠化，提髙水泥石早期強(qiáng)度等措施，防止水泥漿漏失和竄流。施工工藝上加大頂替排量，循環(huán)及注替水泥漿期間活動(dòng)鉆具，提高頂替效率，避免水泥漿的指進(jìn)現(xiàn)象。同時(shí)結(jié)合海上平臺空間受限，部分修井機(jī)棄井作業(yè)的平臺無固井設(shè)備，渤海油田因地制宜，創(chuàng)新采用新型化學(xué)材料LHD作為裸眼段塞材料，該材料具有占地小、操作簡便、有效駐留、膠結(jié)強(qiáng)度高、有效期長等特點(diǎn)，滿足了水平井同層側(cè)鉆作業(yè)要求。

水平井同層側(cè)鉆技術(shù)是在原有儲層認(rèn)識的基礎(chǔ)上開展再認(rèn)識，油藏風(fēng)險(xiǎn)低。工程方面，設(shè)備能力要求低，部分修井機(jī)可滿足要求。與常規(guī)側(cè)鉆相比，費(fèi)用降低40%左右。該技術(shù)于2016年首次成功示范以來，實(shí)施30多口井，成為在生產(chǎn)油田井周同層挖潛的首選技術(shù)。

1.3 大尺寸雙層套管開窗技術(shù)

雙層套管開窗是在開窗處存在2層套管時(shí)進(jìn)行的開窗側(cè)鉆工藝。由于雙層套管的尺寸、壁厚、鋼級強(qiáng)度，以及兩層套管間的間距等因素的影響，使得雙層套管開窗窗口長度增長，窗口形成難度增大，鉆具難以和老井眼分叉，側(cè)鉆不出技術(shù)套管的事故頻發(fā)，雙層套管開窗的可靠性和效率很低，目前雙層套管開窗一般為φ177.8 mm和φ244.5 mm雙層套管為主。渤海油田首次嘗試大尺寸φ339.7 mm和φ609.6 mm雙層套管一趟鉆開窗取得成功，積累了一定的經(jīng)驗(yàn)。

首先采用了高硬度的多斜面斜向器，開窗后有效窗口長度長、通過性好，解決了雙層套管開窗過程中穿越死點(diǎn)的技術(shù)難題。研制形成了高抗拉、壓和高抗扭的錨定器和可免投球坐封錨定器的循環(huán)短節(jié)和坐封服務(wù)工具，大幅提高了雙層套管開窗過程中斜向器的穩(wěn)定。其次在銑錐、鉆柱銑敷焊抗研磨型好、強(qiáng)度高的合金，提高銑錐工作壽命；銑錐采用微偏心設(shè)計(jì)，適當(dāng)提高窗口直徑，保證后續(xù)鉆具通過性；并且合理確定座掛井深，避開內(nèi)外兩層套管接箍位置；采用合理磨銑參數(shù)，開窗過程根據(jù)實(shí)際磨銑情況實(shí)施調(diào)整。

2017年，大尺寸雙層套管開窗技術(shù)在SZ1井φ339.7 mm和φ609.6 mm雙層套管開窗中應(yīng)用，其中斜向器座掛鉆具組合為SZ-300斜向器+定向接頭+φ127 mm鉆桿。開窗鉆具組合：φ311.5 mm 復(fù)合銑錐+φ311.5 mm鉆柱銑+φ203.2 mmDC×3+變扣短接+φ127 mm加重鉆桿若干。開窗和修窗作業(yè)后測量銑錐、鉆柱銑外徑為308 mm。窗口深度：89.4～96.0 m。磨銑時(shí)間21.5 h，修窗時(shí)間4 h。與常規(guī)作業(yè)相比，單井節(jié)省工期約5.5 d，節(jié)省成本約300余萬元。

1.4 分支井輪采技術(shù)

渤海油田為了有效治理低效井，進(jìn)一步挖潛油田剩余油，應(yīng)用分支井輪采技術(shù)，在保留原井眼基礎(chǔ)上，側(cè)鉆多底分支井開發(fā)鄰近儲層，實(shí)現(xiàn)了2個(gè)分支井筒相對獨(dú)立，既可以實(shí)現(xiàn)“合采”，又可以根據(jù)需要選擇性“輪采”，還能夠?qū)崿F(xiàn)各自井眼的修井作業(yè)。在原井眼(主井眼)φ244.48 mm套管側(cè)鉆φ215.9 mm井眼，著陸段與水平段一趟完鉆，采用φ177.8 mm尾管完井作業(yè)方式，井身結(jié)構(gòu)如圖2所示。分支井輪采技術(shù)增加了單井的泄油面積，可有效挖掘井周鄰近儲層剩余油潛力，實(shí)現(xiàn)一井多層開采，提高采收率，改善油田開發(fā)效果，已經(jīng)成為油氣田開發(fā)的一項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)。

圖2 分支輪采井井身結(jié)構(gòu)圖

分支輪采技術(shù)應(yīng)用之初還存在諸多限制。例如如何保障分支井眼和主井眼的機(jī)械連接性能、密封性能和選擇性重入可靠性。針對上述難點(diǎn)，渤海油田采用HOOK壁掛式懸掛器，懸掛技術(shù)套管或者生產(chǎn)套管坐掛于主井筒內(nèi)，通過不同的導(dǎo)向器配合，實(shí)現(xiàn)不同井筒的密封、連通與重入。其次目標(biāo)油田儲層疏松，稠油拖拽力強(qiáng)，要求礫石充填防砂，而分支井眼導(dǎo)向器內(nèi)徑小，對完井防砂、生產(chǎn)管柱最大外徑、剛性設(shè)計(jì)帶來諸多限制，且國內(nèi)外尚無分支井礫石充填防砂經(jīng)驗(yàn)。渤海油田采用的分支井眼導(dǎo)向器和壁掛式懸掛器最小內(nèi)徑為154.15 mm，一般礫石充填作業(yè)的防砂封隔器外徑為152.40 mm，管柱下入間隙小1.75 mm、剛性過強(qiáng)，存在管柱下入風(fēng)險(xiǎn)。針對上述難點(diǎn)，采取了3項(xiàng)優(yōu)化措施：①重新設(shè)計(jì)頂部封隔器，將外徑由152.40 mm減少至147.32 mm；②將卡瓦和封隔器本體設(shè)計(jì)為一體，降低下入阻力和預(yù)防提前坐封風(fēng)險(xiǎn)；③使用“旋轉(zhuǎn)刮管器+多個(gè)強(qiáng)磁刮管器+多功能井筒清潔器”的刮管管柱組合，保證了井筒清潔，確保防砂管柱順利下入。

分支輪采技術(shù)在渤海油田完成了首批次3口井的應(yīng)用，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油252 m3/d，是老井產(chǎn)量的4.7倍。實(shí)現(xiàn)了槽口高效利用，大幅節(jié)省工程投資，實(shí)現(xiàn)了“一井多用”，成功解決了井周鄰近儲層挖潛問題，具有廣闊的應(yīng)用前景。

1.5 井槽重利用技術(shù)

海上油田的開發(fā)，從工程建設(shè)到鉆完井再到采油工程都圍繞槽口資源進(jìn)行。作為平臺現(xiàn)有設(shè)施的核心，槽口資源具有無法替代的稀缺性和重要性，高效利用井槽資源能夠大幅度提高油田的經(jīng)濟(jì)效益。之前平臺井槽資源的高效利用技術(shù)一直圍繞如何利用已有平臺空間多增加井槽個(gè)數(shù)的方向開展工作，例如單筒雙井、外/內(nèi)掛槽口等，而井槽個(gè)數(shù)的增加數(shù)量受到平臺空間的嚴(yán)格限制，無法滿足調(diào)整井對井槽資源的需求。渤海油田創(chuàng)新技術(shù)思路，從隔水導(dǎo)管重建技術(shù)著手，經(jīng)過8年科技攻關(guān)，建立了井槽重利用技術(shù)(圖3)，即從泥線以下4～5 m位置切割回收原井筒套管串，利用平臺原井槽，通過導(dǎo)向錐引導(dǎo)將預(yù)開窗斜向器和隔水導(dǎo)管串座掛在原剩余套管串上，重新建立隔水導(dǎo)管并經(jīng)過斜向器導(dǎo)向，按照預(yù)定方位側(cè)鉆新井眼的技術(shù)。實(shí)現(xiàn)了井槽資源從有限到無限的質(zhì)的轉(zhuǎn)變，實(shí)現(xiàn)了單個(gè)井槽資源循環(huán)利用的目標(biāo)。

圖3 隔水導(dǎo)管重建示意圖

井槽重建仍面臨諸多難題。首先是需要實(shí)現(xiàn)原井筒高效棄置，關(guān)鍵是帶水泥環(huán)多層套管一次性精準(zhǔn)切割。渤海油田研究250 MPa超高壓水射流磨料切割技術(shù)，對比研究了前混合和后混合磨料射流系統(tǒng)，設(shè)計(jì)了前混合磨料射流切割系統(tǒng)，主要包括高壓泵站、磨料混合裝置、切割控制裝置、空氣撬、臍帶纜絞車和水下切割工具，具備渤海泥面以下4～5 m切割作業(yè)能力，且具備φ177.8至φ762.0 mm多層套管且?guī)喹h(huán)條件的一趟切割能力，現(xiàn)場已成功實(shí)施了φ339.7 mm、φ508.0 mm、φ762.0 mm等3層套管帶水泥環(huán)一次切割，分段回收作業(yè)。該工藝切割口平整，滿足了隔水導(dǎo)管重入座掛要求，切割效果如圖4所示。

圖4 3層套管同時(shí)切割效果圖

其次，老槽口的套管管柱在泥面以下4～5 m位置被整體切割并拔出棄置后，如何利用平臺原井槽重建隔水導(dǎo)管，是一個(gè)空白的技術(shù)領(lǐng)域，需要解決重入導(dǎo)管下入后的定位問題，并要滿足后期可側(cè)鉆功能。因此，研發(fā)了導(dǎo)向錐+預(yù)開窗斜向工具，如圖5所示。其中導(dǎo)向錐可實(shí)現(xiàn)軸向和徑向調(diào)節(jié)，同時(shí)根據(jù)現(xiàn)場回收的套管偏向情況，下入前調(diào)整好導(dǎo)向錐方位，保證了導(dǎo)向錐準(zhǔn)確進(jìn)入切割后的原井筒內(nèi)坐掛，即解決了重入導(dǎo)管定方位問題。另外設(shè)計(jì)了預(yù)開窗斜向器，其窗口為弧面漸進(jìn)式開口，防止起鉆時(shí)鉆頭掛臺階面，增加了通過性。斜向器加長設(shè)計(jì)為10.43 m，斜面角度為3.5°，降低了后續(xù)套管下入的彎曲度，減小磨損量。同時(shí)在斜向器結(jié)構(gòu)面設(shè)計(jì)凹槽，控制側(cè)鉆鉆柱方向，保證了新井眼按照預(yù)定方向鉆進(jìn)。

圖5 可調(diào)節(jié)導(dǎo)向錐+預(yù)開窗斜向器

針對重入隔水導(dǎo)管穩(wěn)定性問題，以X52鋼材料φ609.6 mm、壁厚25.4 mm隔水導(dǎo)管為例，井口載荷取500 kN、1 000 kN，強(qiáng)風(fēng)、浪流耦合沿同一平面作用，應(yīng)用有限元ANSYS軟件分析，最大水平位移、最大應(yīng)力均滿足海況重現(xiàn)期為100 a的作業(yè)要求，計(jì)算結(jié)果見表2。

表2 隔水導(dǎo)管穩(wěn)定性有限元計(jì)算結(jié)果

2 技術(shù)展望

渤海油田在井筒和井槽優(yōu)化利用技術(shù)方面已取得一定的成果，但是隨著渤海油田開發(fā)不斷深入，層間矛盾越發(fā)復(fù)雜，剩余油挖潛的經(jīng)濟(jì)門檻需要持續(xù)降低，亟需進(jìn)一步縮短棄井工期，提升原井筒利用程度，豐富技術(shù)手段。因此，渤海油田應(yīng)著重開展好以下方向攻關(guān)：

1) 高效棄井技術(shù)開發(fā)。針對原有井筒棄置仍是以傳統(tǒng)的套銑、磨銑、水力切割方式為主，作業(yè)時(shí)效低，工期不確定性大，棄置費(fèi)用較高。針對海洋油氣井永久性棄置泥線下多層帶水泥環(huán)套管的特殊工況，發(fā)展機(jī)械、水射流及化學(xué)的精準(zhǔn)切割以及探索激光、電弧等切割方式，并進(jìn)一步提升帶水泥環(huán)套管切割后地面分段處理時(shí)效。

2) 超短半徑鉆井及完井技術(shù)。為了實(shí)現(xiàn)小井眼薄層動(dòng)用，提高原井筒利用程度，需要在中短半徑鉆井技術(shù)基礎(chǔ)上進(jìn)一步發(fā)展超短半徑鉆井技術(shù)，并結(jié)合渤海油田以疏松砂巖稠油儲層為主的特點(diǎn)，攻關(guān)研發(fā)超短半徑井眼軌跡配套的防砂完井工具及工藝。同時(shí)，進(jìn)一步發(fā)展應(yīng)用多分支井和五級完井等增產(chǎn)技術(shù)工藝，高效率利用井筒，節(jié)省平臺槽口和投資成本。

3) 持續(xù)發(fā)展提升隔水導(dǎo)管重建技術(shù)水平。井槽重樹技術(shù)在“十三五”期間經(jīng)歷了從無到有的發(fā)展階段，下一步應(yīng)從深切割回收及重入能力，精準(zhǔn)的方位定向，大尺寸及內(nèi)排井槽重建等方面開展攻關(guān)，并持續(xù)提升作業(yè)效率，實(shí)現(xiàn)海洋平臺井槽區(qū)全覆蓋高效重建。

4) 勘探井筒再利用技術(shù)。目前海洋鉆井中永久棄置的探井無法再轉(zhuǎn)為生產(chǎn)井，上億元的井筒資源成為了一次性產(chǎn)品，利用效率低。應(yīng)進(jìn)一步優(yōu)化創(chuàng)新平臺位置優(yōu)選方法，攻關(guān)井口保留和回接技術(shù)，實(shí)現(xiàn)堪探井轉(zhuǎn)開發(fā)井，促進(jìn)渤海油田勘探開發(fā)一體化進(jìn)程，有效應(yīng)對低油價(jià)，降低油田開發(fā)投資成本。

3 結(jié)束語

渤海油田經(jīng)過不斷科研攻關(guān)與創(chuàng)新實(shí)踐，形成了以中短半徑側(cè)鉆技術(shù)、同層側(cè)鉆技術(shù)、大尺寸雙層套管開窗技術(shù)、分支井輪采技術(shù)和井槽重利用技術(shù)為代表的從井筒深部到淺部，再到地面井槽的重樹技術(shù)體系，很大程度上解決了井筒與井槽的利用率問題，具有較好的推廣應(yīng)用價(jià)值。

隨著渤海油田開發(fā)逐步深入，未來將面臨更加嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)，需要從棄井、重建、及勘探開發(fā)一體化方向不斷豐富、升級和完善現(xiàn)有的技術(shù)體系。引進(jìn)或攻關(guān)適應(yīng)渤海實(shí)際工況的新技術(shù)、新工藝和新工具，實(shí)現(xiàn)渤海在生產(chǎn)油田的高效開發(fā)。