0 引言
中国陆相低渗透油田采用“直井注采+加密”为主的开发技术开发了半个多世纪，成效显著，但随着开发时间的延长，出现了新的挑战[1-2]。以长庆油田为例，目前存在注采过平衡、注入水无效循环的问题。针对这种突出的开发矛盾，前人已开展了大量研究，李浩等[3]和李向平等[4]通过数值模拟研究，发现低渗透油藏直井注采井网开发平面上水力裂缝两侧及远端有大量剩余油分布；LISJAK等[5]和徐宏光等[6]通过布置检查井进行岩心观察，发现纵向上水驱油效率仍然较低，具明显水洗特征层段厚度均不足1 m，注入水仅在局部层段有所波及。剩余油富集区由于未动用、地层仍然保持高应力状态，常规重复压裂受地应力场控制水力裂缝无法直接沟通剩余油富集区，继续采用直井加密开发效率和效益差，而柔性侧钻水平井挖潜技术能够直接沟通剩余油富集区并进行高效压裂改造，实现低成本战略和高质量发展目标[7-8]。
柔性侧钻水平井挖潜技术首先采用柔性侧钻钻具在老井筒中实现低成本侧钻，之后采用水力喷射诱导裂缝起裂，再下入油管柱对侧钻井眼实施压裂，从而实现井间剩余储量的高效挖潜。为实现此技术目的，在前人研究基础上，重点发展两项技术，即柔性侧钻水平井钻井技术和侧钻水平井分段压裂技术，前者提升侧钻井沟通油藏深部剩余油的技术能力，后者提高裂缝对剩余油的控制程度。
1 柔性侧钻水平井钻井技术
目前，中国石油天然气集团有限公司、中国海洋石油集团有限公司、中国石油大学（北京）等企业、高校均在开展柔性钻具侧钻技术的研发。该技术已在中国多个油气田开展现场应用，初步取得一定成效，但在应用中发现其在低渗透油层中增产效果不明显，原因在于侧钻极限水平进尺短、方位控制精度差、剩余油分布认识不清。为解决上述问题，本文通过柔性钻杆结构与材料优化，辅以钻进工艺完善，提升水平极限延伸能力与钻进方位控制精度；研发柔性侧钻密闭取心技术，提升井周储层认识程度。
1.1 柔性钻杆结构与材料优化
笔者团队前期设计研发了材质为40CrNiMoA合金结构钢的等角加速度柔性钻杆，取得良好效果，但试验中发现水平段过长后断钻事故频发、钻压扭矩无法有效传递至钻头等问题，致使水平段长度受限。因此，结合柔性侧钻水平井挖潜技术需求，对柔性钻杆关键部位的结构与材质进行优化。
柔性钻杆各节通过丝扣连接（见图1 ），由于其强度比本体部位低，受木桶效应影响，钻杆在正常工作载荷下脱扣滑丝现象频发。首先，对柔性钻杆万向节外壳、球头、端盖3个关键零件材料进行硬度测试。每种零件随机取3个试件，从中间部位沿轴向截取全壁厚条状硬度试样，依据标准GB/T 230.1—2018[11]对其进行洛氏硬度（HRC）测试，然后转换成布氏硬度（HB），测试结果如表1 所示。发现端盖材料硬度较低，渗氮工艺需要进一步优化。
其次，对柔性钻杆材料开展力学性能测试。柔性钻杆尺寸较小，无法制得符合标准的试样，不能通过常规的拉伸试验来获取力学性能，因此本文采用压入实验测试力学性能。压入实验采用压头对试样连续加载、卸载获得载荷-压痕深度曲线，根据曲线的卸载段数据确定材料的弹性模量，再根据压入载荷与深度的关系获取材料的应力-应变曲线以及抗拉强度、屈服强度。本文对球头、端盖、万向节外壳3种试样分别进行柱平面压入实验，每块试样各进行3次压点测试，测试结果如表2 所示。
表2 材料力学性能参数 |
| 取样位置 | 测点编号 | 弹性模量/GPa | 抗拉强度/MPa | 屈服强度/MPa |
|---|---|---|---|---|
| 万向节 外壳 | 3-1# | 219.7 | 1 138.3 | 976.1 |
| 3-2# | 210.2 | 1 132.6 | 972.6 | |
| 3-3# | 221.5 | 1 134.0 | 968.1 | |
| 球头 | 1-1# | 219.9 | 1 068.2 | 854.0 |
| 1-2# | 218.1 | 1 074.3 | 883.7 | |
| 1-3# | 214.7 | 1 066.8 | 859.7 | |
| 端盖 | 2-1# | 209.1 | 900.3 | 695.8 |
| 2-2# | 211.8 | 901.4 | 678.6 | |
| 2-3# | 213.5 | 910.7 | 701.8 |
由于在宏观观察中发现端盖表面有裂纹存在，因此从图2a 所示的裂纹处取样进行金相分析，齿根裂纹如图2b 所示。由图2a 可知，端盖内螺纹截面发现多处裂纹，起裂于内表面，裂纹附近组织未见异常。
根据材料性能分析与裂纹分析结果，开展断裂件受力仿真分析。在断裂件模型上施加轴向压缩、扭转载荷，扭矩分别为6，8，10，12 kN·m，轴向压力为40 kN。采用显式动力学有限元方法对4种工况下模型的受力情况进行仿真模拟，通过弹塑性分析得到柔性钻杆等效应力分布，其中扭矩为12 kN·m时端盖等效应力分布如图3 所示。可以看出，柔性钻杆最大等效应力位于端盖螺纹退刀槽根部，与螺纹齿根裂纹位置相符。扭矩为12 kN·m时，最大等效应力为909 MPa，超过40CrNiMoA合金结构钢的屈服强度（835 MPa）；扭矩为10 kN·m时，最大等效应力为757 MPa，小于40CrNiMoA的屈服强度。可见柔性钻杆工作扭矩控制在10 kN·m以内时端盖螺纹结构相对安全，但现场作业过程中井下扭矩无法精确控制，因此需基于裂纹分析与受力仿真分析结果，对扣型结构进行优化。
将螺纹螺距由6 mm提升至10 mm，增大螺纹牙型角至30°，有效提升根部宽度，并且在齿根增加圆弧过渡，在保证密封能力的前提下提高齿根强度，缓解应力集中。检测发现，优化后的螺纹在20 kN·m扭矩作用下无明显损坏，承扭能力较现有结构大幅提升[10]。
柔性钻杆本体原材质40CrNiMoA为中碳低合金高强钢，经850 ℃油淬、600 ℃回火处理之后，屈服强度为840~850 MPa，抗拉强度为983~997 MPa，延伸率为11%~13%。虽然力学性能较好，但作为柔性钻杆本体材质，仍存在疲劳断裂、磨损严重的问题。为此考虑对当前材质进行改进，通过淬火+高温回火实验，优选出低碳低合金高强韧钢。经过850 ℃油淬、540 ℃回火处理之后，其屈服强度提升至930~945 MPa，抗拉强度可达1 090~1 170 MPa，延伸率仍不低于10.5%。此外，由于该材质碳含量相对较低，添加Ni、Mo合金元素之后，能够细化马氏体组织及后续高温回火形成的索氏体组织，提高回火之后的冲击韧性，如图4 所示。根据实验室测试结果，其冲击功可达71 J。因此，改良材质具有比原材质更好的力学性能，可有效提升钻杆强度。
针对柔性钻杆铰接部位传动摩阻大、磨损严重的问题，基于仿生学理念，模仿骨骼关节结构，将与钻杆球头直接接触的球窝外表面更换为质地较软的铜基复合材料，达到减摩降阻目的。通过摩擦磨损实验发现，铜基复合材料在摩擦过程中，其磨痕深度、磨屑数量、氧化物数量都较小，磨损率、摩擦系数及波动性都明显低于原材质，可有效降低单节钻杆间的扭矩传递损耗，水平段过长后钻头也能获得足够破岩能量。通过有限元分析获取铜基复合材料铰接部位装配体应力分布（见图5 ），装配体上球头等效应力最大值为386.32 MPa，位于球头密封槽处。铜基合金球窝与球头接触面等效应力在150~160 MPa（铜基合金屈服强度350 MPa），过盈装配后球头、球窝均未发生塑性变形，表明在正常载荷下铰接部位仍能保持所需灵活度。
1.2 钻进工艺完善
柔性侧钻水平井技术的效果不仅依赖于装备与工具，钻进工艺优化同样重要。柔性钻杆采用铰接结构致使其具有优良的弯曲通过能力，但刚性的缺失使柔性钻杆的传力效率、强度及结构稳定性较常规钻杆相差甚远，从而带来传动效率低、钻进风险大、方位控制精度差等一系列难题。为了解决上述问题，从动力学分析、室内实验优化等多方面完善钻进工艺。
首先，开展柔性钻杆多体动力学分析，探究柔性钻杆井下动力学特性及载荷传递规律，厘清钻进工艺参数（钻压、转速）、井眼几何参数（井眼曲率半径、水平段长度、井眼直径）与柔性钻杆运动状态及受力状态间的联系，为钻进工艺制定奠定基础。其次，基于相似理论搭建柔性钻杆侧钻缩比模型实验台架（见图6 ）。电涡流位移传感器配合高速摄像机可对柔性钻杆任意截面位移进行采集，动态扭矩传感器、拉力传感器、压扭传感器可对钻压、扭矩、摩阻进行同步采集。通过比例变换还原钻具真实井下运动与受力状态，辅助完善多体动力学模型参数及边界条件设定。
应用上述研究指导现场钻进工艺实施，协同改良柔性钻杆，通过轻压吊打工艺合理控制钻压与转速，柔性钻杆传动效率低、钻进风险大的问题得以有效解决。目前水平段最大长度可达80 m，钻具断裂落井事故风险显著降低。
针对方位控制精度差导致的“打不准”问题，经过因果链分析发现根本原因在于井下动力钻具刚性长度过长，从而无法适用于柔性侧钻定向造斜。当前技术条件下侧钻方位仅依靠斜向器定向，造斜初始与造斜过程中工具面不可控[10]。为此，提出了柔性涡轮钻具定向钻进工艺，通过对常规涡轮钻具柔性化改造，使其在造斜过程中可深入弯曲井段，配合陀螺仪定向测量，实现造斜钻具工具面可控，进而使方位误差控制在±10°范围内。与此同时，柔性涡轮钻具的应用亦实现了造斜与水平钻井过程中的井下驱动，上部柔性钻杆仅承受涡轮反扭矩，由于该扭矩较转盘驱动扭矩而言相对较小，还可降低钻具断裂风险。
1.3 柔性侧钻密闭取心技术
为准确认识剩余油分布并进一步评估侧钻水平井钻遇油层状态，发展了柔性侧钻密闭取心技术。针对早期取心工具获取岩心直径小、易受井液污染等问题，采用铰接式柔性钻杆与密闭取心筒集成设计的方法研发了新型超短半径大直径柔性密闭取心工具（见图7 ），优化铰接结构以提高岩心完整度，岩心筒内预置密闭液包裹岩心隔绝钻井液污染。设计取心直径42 mm，单次取心长度达1.5 m。
取心工具内含密闭机构，其主要功能为在岩心进入岩心筒时，释放密闭液包裹岩心，以便能尽量保留岩心所含信息。采用外径55 mm，内径42 mm的TC4管件制成岩心筒，内部预置密闭液，靠近钻头处设计主要结构为单向阀的岩心筒密闭机构，以保证密闭液不流出。在取心过程中密闭机构受岩心挤压作用打开，密闭液流出包裹岩心，机构随岩心逐步进入岩心筒。岩心钻取完成后，采用投球打压方式推动岩心爪径向收缩进行割心。为验证取心效果，采用柔性侧钻密闭取心工具开展了室内取心实验，结果如图8 所示。实验中钻进转速40 r/min，钻压1 t，扭矩300 N·m，取心进尺1 500 mm，钻时48 min。实验结果表明，密闭液能够均匀包覆岩心，去除岩心表面密闭液后对其进行测量，得岩心直径41.8 mm、长度1 450 mm，取心率达97%。
2 侧钻水平井压裂技术
2.1 侧钻水平井压裂方案优化
2.1.1 裂缝参数优化
在剩余油研究的基础上开展裂缝参数优化，通过油藏数值模拟优化水平井段裂缝间距、裂缝长度、裂缝导流能力等参数[18]。模拟所用基础参数为：储层埋深1 365 m，压力系数0.7~0.8，储层厚度2~10 m，孔隙度8%~14%，渗透率（0.2~1.0）×10-3 μm2。
通过计算对比不同裂缝条数下的压后产量，本文算例中，优化裂缝簇数为3~4簇、簇间距约为10 m；通过计算对比不同裂缝半长下的产油量，优化裂缝半长80 m左右；通过计算对比不同裂缝导流能力下单井日产油量，优化裂缝导流能力为20~30 μm2·cm。
2.1.2 压裂施工参数优化
裸眼井压裂中裂缝是否起裂对压后效果和施工参数优化影响较大。采用Xsite软件建立裂缝起裂及扩展模型（见图9 ），对水平井段多裂缝起裂和扩展情况进行模拟。模型参数设置为：侧钻水平井段长度40 m，裸眼+水力喷射完井，井眼直径118 mm，水力喷射孔眼直径20 mm，每簇长度0.25 m，60°螺旋射孔喷射，每簇6孔，共喷射4簇，簇间距10 m。模型尺寸为90 m× 150 m×30 m，其中储层厚20 m，上下隔层分别为5 m。
分别模拟了常规压裂和缝内暂堵压裂2种工艺下裂缝扩展情况：算例1模拟常规压裂、不加暂堵剂情况下4簇裂缝扩展；算例2模拟加入暂堵剂情况下4簇裂缝扩展情况，模型中孔径设置为6 mm模拟缝内暂堵升压，根据孔眼摩阻公式计算，孔眼摩阻提高约5 MPa。模拟输入参数为：排量4 m3/min，压裂簇数4，簇间距10 m，压裂液黏度100 mPa·s，算例1水力喷射孔径20 mm、算例2水力喷射孔径6 mm，每簇喷射孔数6。储层和隔层物性及岩石力学参数如表3 所示。
表3 储层和隔层物性及岩石力学参数 |
| 地层 | 垂直应力/ MPa | 水平最大 主应力/MPa | 水平最小 主应力/MPa | 弹性模量/ GPa | 泊松比 | 抗压强度/ MPa | 抗拉强度/ MPa | 断裂韧性/ (MPa·m0.5) | 孔隙度/ % | 渗透率/ 10-3 μm2 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 隔层 | 37.11 | 31.54 | 28.57 | 26.70 | 0.18 | 120.42 | 4.80 | 5 | 2.0 | 0.03 |
| 储层 | 33.37 | 28.36 | 25.69 | 11.52 | 0.19 | 64.24 | 3.34 | 3 | 12.8 | 2.30 |
模拟结果（见图10 、图11 ）表明，若不实施暂堵，4簇射孔时第1簇和第3簇裂缝扩展充分，第2簇和第4簇裂缝由于受到应力阴影抑制，没有形成有效裂缝；暂堵后4簇均形成有效裂缝，但由于应力干扰作用第1簇和第4簇裂缝均向外侧偏移扩展。为使各簇都能形成有效支撑裂缝，保障压后效果，可进一步采用缝内暂堵技术，促使各簇裂缝均匀扩展，并可结合具体实例对裂缝暂堵时机和暂堵剂用量进行优化。
2.2 侧钻水平井压裂工具及实施工艺优化
柔性侧钻水平井的井眼曲率半径小（2~4 m），采用裸眼方式完井，常规喷射工具因尺寸较大无法通过造斜段。因此，设计了新型水力喷射器（见图12 ），喷射器长度150 mm，6孔、孔径5 mm，相位角60°。喷射器一端为万向节结构，万向节内部配合面处设计为动密封结构，密封压力超过50 MPa，可顺利通过造斜段至侧钻水平井裸眼井段，同时满足压裂工况下的密封要求。喷射器本体与万向节连接部分内部设计为圆弧过渡，降低了液体流过时因结构尺寸突变产生的摩擦阻力，同时过液通道喷涂了耐磨材料，喷射器的使用寿命延长30%以上。此外，配备扶正结构，有效减少喷射时因振动引起的能量损失，提高喷射有效性。
考虑超短半径侧钻井眼曲率半径不足4 m，常规的封隔工具刚度过大，无法顺利通过造斜段至设计坐封位置，为满足侧钻井眼通过性要求[19]，对常规扩张式裸眼封隔器进行了结构优化，与柔性钻杆传动结构类似，封隔器上下连接接头均采用了球头设计（见图13 ）。封隔器芯轴部分采用钛合金材质，在通过造斜段时，封隔器本体部分可在7°范围内弹性弯曲，形成了柔性扩张式裸眼封隔器，封隔器长度620 mm，外径95 mm，承压50 MPa，可允许最小通过曲率半径为1.8 m。压裂施工时，柔性扩张式裸眼封隔器深入水平段，设计坐封点与原井筒距离超过10 m，避免老裂缝起裂；首个喷射射孔位置与原井筒距离由10 m提升至15 m，降低裂缝扩展连通老裂缝风险。
通过室内实验和数值模拟，结合目的储层的物性特征，优化水力喷射施工排量为1.0~1.5 m3/min，喷嘴射流速度为142~198 m/s，喷射液含砂浓度为6%~10%[20⇓-22]。压裂现场实施时，首先下入水力喷射管柱对优选的射孔位置进行水力喷射，在喷射位置形成力学弱面、诱导水力裂缝在喷射位置起裂扩展。通过依次上提水力喷射管柱可实现多个射孔位置的水力喷射。完成喷射后，起出水力喷射管柱，下入压裂管柱进行压裂施工，压裂管柱由下至上包括新型水力喷射器、柔性扩张式裸眼封隔器、柔性钻具/柔性复合管、液压安全接头等。在压裂施工过程中加入缝内暂堵剂提高裂缝内净压力，促进多簇裂缝的均匀扩展和天然裂缝开启[23⇓-25]。
3 现场应用
针对低渗透储层侧向深部剩余油气资源动用难度大的问题，在长庆安塞油田开辟超低渗透柔性侧钻示范区，开展柔性侧钻水平井挖潜现场试验。
3.1 改造难点及对策
长庆安塞长6油藏属于典型的超低渗透油藏，平均埋深1 365 m，地层温度44.5 ℃，油层原始地层压力9.13 MPa，饱和压力6.23 MPa，地饱压差2.90 MPa，压力系数0.7~0.8；储层厚度2~10 m，孔隙度8%~14%，渗透率（0.2~1.0）×10-3 μm2，含油饱和度40%~60%，油藏注水开发30余年，目前为排状井网，井排距为160 m×200 m，采出程度16.86%，综合含水72.5%。该油藏已进入开发中后期，面临单井产能低、有效压力系统难以建立等矛盾，设计采用柔性侧钻水平井挖潜技术，缩小油水井排距，建立压力驱替系统，实现压力传导，达到低产低效井提液增产的目的[26-27]。
安201、白209等检查井岩心观察表明，距水线25 m处岩心微水洗、40 m外未见水洗，纵向水洗厚度不足1 m，注入水沿天然裂缝突进，平面及纵向剩余油大面积富集。综合剩余油分布规律和柔性侧钻水平井挖潜技术的特点，针对以下两种情况部署超短半径水平井：①裂缝侧向分布局部块状剩余油的区块，通过实施超短半径水平井，有效提高储量的控制程度，提高单井产能；②井排距过大、长期注水开发不见效、基础井网适应性差的超低渗区块，采出程度在6%以下、采油速度在4%以下，综合含水在50%以下，通过实施超短半径水平井，缩小井排距，快速建立有效压力驱替系统，促见效、提单产。
3.2 侧钻水平井及压裂优化设计
针对低渗透油藏裂缝侧向剩余油富集的特征，柔性侧钻水平井可以直接沟通剩余油富集区，因此准确评价剩余油分布并根据剩余油分布情况指导侧钻水平井方位和侧钻长度是提高压后产量及实现剩余油高效挖潜的重要前提[28⇓-30]。对示范区剩余油分布进行数值模拟研究。首先，基于大量实测资料，应用油藏数值模拟软件根据目标井位置选定注采井组建立地质模型。然后，根据测井、初次压裂等资料，将井组模型细化，设置模型渗透率、孔隙度、初次裂缝等参数。最后，对整个井组生产动态进行历史拟合，得到整个注采井组的剩余油分布情况，并根据剩余油分布结果优化侧钻水平井方位。本实例中，目标井水平最小主应力方向110 m范围内剩余油较为富集，含油饱和度在42%~57%，且上部层位剩余油饱和度更高。因此，优化侧钻水平井方位为最小水平主应力方位，即方位角为337°或157°。根据剩余油饱和度分布进一步优化侧钻水平井长度：若侧钻井水平井沿337°方位角钻进，水平段长度应限制在50 m以内，以防沟通水驱前缘；若侧钻井水平井沿157°方位角钻进，水平段长度可增长至100 m。
3.3 现场实施情况及应用效果
2020—2021年在长庆安塞油田成功应用10口井，侧钻水平段长度24.0~43.3 m，侧钻井水平井方位角总体控制在328°—24°或155°—192°，裂缝间距9~12 m，分2~4簇，施工排量3~4 m3/min，入地液量300~400 m3，单条裂缝加砂15~25 m3（见表4 ）。截至2024年12月底，10口井压后平均单井累增油1 172.0 t，累计增油量11 719.6 t，试验取得较好效果（见表5 ）。由于该技术成本较低，单井累计增油盈亏平衡点为400 t（45美元/bbl），可见该技术经济效益显著。
表4 柔性侧钻水平井挖潜技术施工参数统计 |
| 井号 | 侧钻水平段 长度/m | 侧钻 方位角 | 措施前地层压力 保持水平/% | 压裂 簇数 | 施工排量/ (m3·min-1) | 入地液量/ m3 | 入地砂量/ m3 | 暂堵剂 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| PJ49-16 | 24.0 | 185° | 103.5 | 2 | 4 | 301.2 | 50.4 | 2级暂堵，每级300 kg |
| PJ48-17 | 42.0 | 6°—24° | 112.6 | 4 | 4 | 411.1 | 70.0 | 2级暂堵，每级300 kg |
| P39-41 | 29.6 | 347°—358° | 92.7 | 3 | 4 | 399.0 | 60.7 | 2级暂堵，每级100 kg |
| PJ21-07 | 35.0 | 157°—192° | 75.8 | 3 | 4 | 397.0 | 64.8 | 2级暂堵，每级100 kg |
| PJ13-12 | 28.5 | 337°—342° | 65.0 | 3 | 4 | 396.8 | 54.5 | 2级暂堵，每级100 kg |
| PJ23-11 | 32.5 | 355°—7° | 39.7 | 3 | 4 | 310.0 | 54.5 | 2级暂堵，每级100 kg |
| PJ11-17 | 43.3 | 166°—172° | 44.5 | 3 | 4 | 327.4 | 52.1 | 2级暂堵，每级100 kg |
| PJ17-14 | 34.5 | 328°—343° | 84.5 | 3 | 4 | 313.4 | 50.7 | 2级暂堵，每级100 kg |
| WJ41-0261 | 26.5 | 337° | 87.2 | 3 | 3 | 346.0 | 54.2 | 2级暂堵，每级300 kg |
| W399-101 | 30.9 | 80°—92° | 123.1 | 3 | 3 | 313.0 | 50.4 | 2级暂堵，每级300 kg |
表5 柔性侧钻水平井挖潜技术应用效果统计 |
| 井号 | 压后初期 | 2024年12月 | 生产天数/d | 阶段增油量/t | 平均单井增油量/(t·d-1) | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 产液量/(m3·d-1) | 产油量/(t·d-1) | 产液量/(m3·d-1) | 产油量/(t·d-1) | ||||
| PJ49-16 | 3.99 | 1.20 | 1.21 | 0.30 | 1 396 | 773.8 | 0.55 |
| PJ48-17 | 3.99 | 2.26 | 2.51 | 1.37 | 1 383 | 2 031.2 | 1.47 |
| P39-41 | 4.04 | 1.74 | 0.44 | 0.27 | 1 253 | 1 238.8 | 0.99 |
| PJ21-07 | 2.13 | 0.99 | 0.85 | 0.41 | 1 202 | 557.6 | 0.46 |
| PJ13-12 | 3.98 | 1.42 | 2.43 | 1.73 | 1 196 | 1 122. 5 | 0.93 |
| PJ23-11 | 3.57 | 0.74 | 0.54 | 0.39 | 1 185 | 422.7 | 0.36 |
| PJ11-17 | 2.83 | 1.80 | 1.23 | 0.71 | 1 160 | 733.7 | 0.63 |
| PJ17-14 | 2.46 | 1.32 | 1.93 | 1.58 | 1 157 | 1 626.0 | 1.41 |
| WJ41-0261 | 4.95 | 3.55 | 1.12 | 0.73 | 1 610 | 2 245.7 | 1.40 |
| W399-101 | 4.25 | 1.20 | 1.48 | 0.79 | 1 560 | 967.6 | 0.62 |
| 平均 | 3.62 | 1.62 | 1.37 | 0.83 | 1 310 | 1 172.0 | 0.88 |
根据现场施工数据，应用压裂软件开展了PJ49-16、PJ48-17、PJ39-41、PJ21-07、PJ13-12、PJ23-11共6口井的净压力拟合。结果表明，暂堵后裂缝内净压力增加4~5 MPa，裂缝高度15~20 m、裂缝半长70~80 m。
开展压后对比分析，认为影响侧钻水平井压后产量主要有两个关键因素：①侧钻井方位。W399-101井侧钻水平段长30.9 m，侧钻方位与最小主应力方向夹角为65°~77°；WJ41-0261井侧钻水平段长26.5 m，侧钻方位与最小主应力方向夹角为0°。两口井支撑剂用量分别为50.4 m3和54.2 m3，单簇砂量分别为16.8 m3和18.1 m3，两者相差约7.7%，其他储层与施工参数，包括层位、分簇数、施工排量、压裂工艺、压裂液类型、支撑剂粒径等基本相同。截至2024底，两口井的增产量分别为967.6，2 245.7 t，两者增油效果相差132.3%，分析认为侧钻水平井方位与最小主应力方向夹角越小，越有利于沟通剩余油，提高改造效果。②侧钻水平段长度与有效改造规模。PJ48-17井侧钻水平段长42 m，总簇数4簇，支撑剂量70.0 m3，单簇砂量17.5 m3；PJ49-16井侧钻水平段长24 m，总簇数2簇，支撑剂量50.4 m3，单簇砂量25.2 m3，其他储层与施工参数，包括层位、施工排量、压裂工艺、压裂液类型、支撑剂粒径等基本相同。截至2024底，两口井的增产量分别为2 021.2，773.8 t。可见，侧钻水平段长度越长，有效裂缝越多，压后初期产量及累计产量越高。
4 结论
柔性侧钻水平井挖潜技术基于老油田的剩余油分布，对老井实现低成本侧钻，之后采用水力喷射诱导裂缝起裂，再通过下入油管柱对侧钻井眼实施压裂，是改善低渗透老油田开发效果的有效技术手段。现场试验表明柔性侧钻水平井挖潜技术可行，增产效果良好，应用前景广阔。
结合目前中国低渗透老油田的开发现状，下一步需继续开展技术攻关，进一步提高侧钻水平段长度与分段改造精准性，从而提高裂缝条数、增加储层改造体积，实现剩余油富集区高效改造，提升柔性侧钻水平井压后产量和经济效益。