1. 引言

文昌19-1油田地质储量约为2000 × 10⁴ m³，储层平均孔隙度为23.4%；平均渗透率353.0 × 10⁻³ μm²，属中高孔中渗储层。随着开发的深入，海上油田的井槽口数量减少，导致无法快速且经济地开发剩余的大量油藏。为了提高槽口的利用率和单井的泄油面积，老井侧钻分支井眼成为了提升低产低效井和挖掘剩余油藏的有效方法[1]-[4]。多分支井技术通过在一个主井眼中侧钻多个分支井眼来实现对多个油气层的开采，达到一井多靶和立体开采的效果[5]。然而，传统分支井技术在实现井眼连通和隔离方面存在难点，尤其是四级以上的分支井，虽然能够保证连通性和隔离性，但作业难度和成本都很高[6] [7]。为了解决这一问题，采用了定向射孔技术，通过射穿尾管和空心斜向器，实现了井眼的连通，并保证了窗口的密封性，从而实现了四级完井。与使用分支井工具的钻完井技术相比，空心斜向器定向射孔技术具有成本低和作业难度小的优势[8] [9]。相比采用分支井工具实现分支井钻完井技术，采用空心斜向器定向射孔技术费用低，作业难度小。在国内，定向射孔工艺适用于尾管固井且井斜较小的情况，通常采用陀螺校深[8]。南海西部某油田A区块基于油藏地质特征，首次在简易导管架上采用空心斜向器与定向射孔工艺，成功提高了单井产能，为海上油气的低成本、高效率开发提供了参考和借鉴[10]。为此，针对经济性差以及作业难度高的问题，本文在经过井控分析、井筒完整性及射孔能力分析后，通过打靶实验确定采用空心斜向器定向射孔技术解决槽口限制问题，以达到稳产增产的目的。

2. 储层基本资料及井筒情况

2.1. 储层基本资料

文昌海域油藏类型属于中、高孔中渗型，原油粘度低，含蜡量高，天然气中不含H₂S。地层原油密度为(0.760~0.766) g∙cm⁻³，粘度(1.5~1.8) m Pa∙s，饱和压力(7.48~9.07) MPa，地饱压差(8.26~9.46) MPa，溶解气油比48 m³/m³。原始地层压力系数1.017~1.038，属于正常压力系统。目前各生产井的地层压力系数在0.89~0.96之间，平均地层压力系数为0.93，压力保持较好。油田具有正常温度系统，地温梯度3.2℃/100 m。详细数据见表1与表2。

Table 1. Stratigraphic data

表1. 地层物性资料

Table 2. Fluid physical properties

表2. 流体物性资料

2.2. 井筒完整性情况及射孔能力分析

B5井的井身结构为20''套管268.7 m + 9-5/8''套管1242.7 m + 7''尾管1101.7~1963 m。9-5/8''套管设计为单级双封，1.58S.G的首浆封固9-5/8''套管鞋以下150 m至20''套管鞋以上50 m，1.90S.G的尾浆封固至9-5/8''套管鞋以上300 m。具体数据见表3，示意图见图1。结合射孔方案，对数据分析可知，B5井侧钻点1057 m上下均有水泥良好封隔，空心斜向器采用常规固井工艺，可进一步保证窗口封隔；从9-5/8''套管侧钻，下入7''套管，满足下入5''射孔枪要求，该尺寸射孔枪已有较多定向射孔案例，满足射孔要求。

Table 3. B5 well borehole data

表3. B5井井身数据

Figure 1. Borehole structure diagram of well B5

图1. B5井井身结构示意图

3. 空心斜向器定向射孔技术

3.1. 井控分析

B5井从垂深1025 m开始侧钻，射孔底部垂深为1790 m，垂深距离差765 m；原始地层压力系数1.017~1.038，属于正常压力系统，目前各生产井的地层压力系数在0.89~0.96之间，平均地层压力系数为0.93 (按照0.93计算)，压力保持较好。对表4数据进行计算，计算结果显示：常规比重完井液即可满足井控要求，满足钻完井及后期修井作业要求。

Table 4. Basic data required for calculation

表4. 计算所需基础数据

3.2. 空心斜向器

本次使用的斜向器盖板中空长度为3.25 m，斜面角度2˚，空心斜向器预留安装同位素贴片位置(分别在正面和背面)，两个同位素间距为4.4 m。设计斜向器密封正向承压35 MPa，耐温等级：150℃，材质为42 CrMo，双卡瓦设计，满足承压和防腐需求。示意图见图2。

Figure 2. Diagram of the hollow whipstock

图2. 空心斜向器示意图

3.3. 定向射孔技术

3.3.1. 空心斜向器射孔流程

空心斜向器射孔需要进行准备工作，包括安装同位素贴片、测量MWD和斜向器工具面之间的角差并记录斜向器工具面作为射孔基值。接着，将空心斜向器下入井中调整至所需角度，随后进行钻井、固井作业。在射孔前，使用电缆和陀螺或MWD进行校深与方位校正，保证射孔弹朝向正确。射孔作业包括组装射孔枪、点火射开斜向器、循环压井以及起出射孔枪。射孔后，若漏失变化不明显，可使用插入密封方法验证。最后，进行后续作业，包括下入防砂管柱、斜向器射孔管柱、中部分层管柱和生产管柱，完成整个射孔流程。

3.3.2. 现场射孔作业

定向射孔目的是沟通主井眼与分支井眼，射穿7“尾管和水泥环以及空心斜向器，不射穿斜向器背面及9-5/8”套管。在上部9-5/8''套管内下入顶部封隔器，通过定位密封隔离密封以及滑套控制两支分采合采作业。推荐采用油管传输射孔(TCP)，电缆校深；点火方式为压力开孔起爆装置点火；使用4-1/2''~5''射孔枪，选择深穿透射孔弹。

选择正高边开窗以保证射孔效果，如图3所示。(1) 正高边开窗可以使射孔后孔径最大化，因为射孔枪与斜向器压力盘之间的距离最短，且两者之间的流道最小；(2) 由于重力的原因，尾管与斜向器压力盘最接近；(3) 斜向器压力盘的射孔段最大。

Figure 3. Effect of a perforation with a positive height side window and a left 90˚ window

图3. 正高边开窗射孔与左90˚开窗射孔效果图

3.4. 打靶实验

本次作业使用的是国产化空心斜向器，打靶实验必要性强。实验要求射孔弹依次射开4-1/2''射孔枪、7''29ppf套管、水泥层、1''厚斜向器盖板，且不损伤外层9-5/8''套管。

射孔器在井下的示意图如图4所示，需在斜向器盖板上射孔，连通主井眼和分支井眼。

1. 9-5/8''套管；2. 混凝土层；3. 4-1/2''射孔枪串；4. 斜向器盖板；5. 斜向器背托；6. 7''套管。

Figure 4. Section of the perforation section

图4. 射孔段截面图

其中A为射孔枪与7''套管的距离，0 ≤ A ≤ 42.8 mm，介质为完井液；B为7''套管与斜向器盖板的距离，0 mm ≤ B ≤ 38.1 mm，介质为水泥环；C为斜向器盖板与斜向器背托间的距离，13 ≤ C ≤ 115 mm，为了井下射孔时9-5/8''套管不被损伤，地面模拟试验选择最严苛条件，即C取最小值，若C为最小值时9-5/8''套管未损伤，则C为其余值时也不会损伤。

为了验证极限条件下射孔器的射孔可靠性，选择3种试验状态，具体状态见表5所示。

Table 5. Full gun perforation test status

表5. 整枪射孔试验状态

根据最远端偏移10˚打靶结果，要满足至少2.441''通径的流通截面积(3017 mm²)，按照13孔/米的4-1/2''射孔枪进行空心斜向器射孔长度最多2.77 m即可满足要求。

本次采用13孔/米的4-1/2''射孔枪，射孔长度3.05 m，空心斜向器上下各预留10 cm作为校深误差，保证射孔后空心斜向器孔眼流通截面积满足要求。实验结果见表6所示，结果表明，在所有测试状态下，9-5/8"套管均未受到损伤，证明了空心斜向器定向射孔技术的安全性和可靠性。射孔后的流通截面积均满足作业要求，表明该技术能够有效地沟通主井眼与分支井眼，提高油井的产油量。

Table 6. Results of target shooting experiment

表6. 打靶实验结果

4. 现场应用

B4S2井的井身结构和地层环境都与B5井类似，因此先对B4S2下入空心斜向器并进行射孔。管柱内加压至2500 psi点火射孔，钻台有明显震感，射孔起爆监测装置监测到射孔动作，判断射孔成功，同时射孔前测静漏失0.3 m³∙h⁻¹，射孔后测静漏失4 m³∙h⁻¹，射孔后漏失明显变大，判断射穿空心斜向器。

分支井眼以30 Hz生产，测试产液232 m³∙d⁻¹，产油185 m³∙d⁻¹，配产油72 m³∙d⁻¹，产量远超配产；分支井眼生产稳定后停泵关井，钢丝作业换层，主井眼排液，目前测试产液240 m³∙d⁻¹，生产压差与前期井保持一致。

5. 结论与建议

5.1. 结论

(1) 本次作业的成功，解决了文昌海域油田无槽口导致的低经济性问题，满足了油藏开发快速推进要求，在保持生产压差与前期一致的同时，单井产油量由72 m³∙d⁻¹提高至185 m³∙d⁻¹。

(2) 提出了国产化空心斜向器进行定向射孔方案，实现了“一井多眼”、“少井高产”。

5.2. 后续作业建议

为了提高定向射孔的精度和效果，后续优化方向应包括减少空心斜向器与定向接头或MWD之间引线的误差，以提高射孔的精确度；同时也可通过扩大流通截面积增强射孔后的油流能力以提升效果。

参考文献