油气田进入中后期开发阶段后，长期持续开采造成油水井井筒结构老化、地层物性改变，多数老旧生产井陆续出现套管变形、井下落物、层间窜通、地层压力失衡等病害，导致剩余油难以动用、单井产能持续递减。常规冲砂、补孔、堵水等修井工艺治理效果有限，无法彻底解决老旧井低效生产问题。定向侧钻是老井盘活剩余储量、提质增效的重要工艺，可依托原有井筒开窗造斜，规避破损井段，精准挖掘剩余油富集区。但老旧油田井筒工况复杂、历史资料不完善、地层条件多变，传统侧钻工艺适配性不足、隐患多、施工效率偏低。

胜利油田井下作业管理中心外创项目组结合土库曼斯坦油田现场施工实际难题，系统梳理施工难点、迭代完善施工工艺、落地多井现场应用，形成一套成熟完善的老井定向侧钻优化技术体系。该方案有效提升了老旧井侧钻施工质量与作业效率，显著改善老井生产效益，不仅为土库曼斯坦油田老井改造稳产增效提供了坚实技术支撑，也为胜利油田外创市场项目创造了良好的经济效益，树立了优质的国际工程品牌形象。
 
老井定向侧钻现场施工主要难点
 
老旧井筒病害复杂，前期治理难度大。长期服役的生产井历经多次射孔、注灰、大修作业，井筒完整性普遍破损，各类病害叠加频发，大幅增加侧钻前期治理难度。192井存在套管缩径问题，严重制约通井、磨铣作业；1340井井下存在复杂落物，常规打捞难以彻底处置；1423井井筒漏点零散发育，需反复试压封堵；1595井堆积大量修井废渣与蜡质杂质。多样井筒缺陷导致预处理工序繁琐、施工周期不可控，极易造成整体工期延误，是老井定向侧钻施工的首要难点。
 
双层套管开窗施工风险高、成功率低。区块老旧井普遍采用双层套管结构，定向侧钻需穿透两层套管，施工容错空间极小，开窗质量直接决定后续钻进成败。受长期地层应力挤压与地下水腐蚀影响，套管壁厚不均、局部老化破损，整体结构稳定性大幅下降。其中192井缺乏完整固井检测资料，开窗井段选取无精准数据支撑，施工盲目性较强。同时井下套管接箍分布密集，参数把控不当易出现铣锥打滑、窗口不规整、外层套管损伤等问题。1423井、1340井应用传统工艺施工时，常出现套管窜漏、井壁破损等隐患，开窗一次成功率较低，返工整改问题较为突出。
 
井眼轨迹控制精度难以保障。区域老旧井投产年代久远，原始井斜、方位及井眼轨道等施工资料残缺失真，无法为定向侧钻设计提供精准数据支撑，极大增加轨迹调控难度。其中1340井、1382井关键轨迹参数缺失，前期轨道设计只能依托现场估算，存在较大偏差。1382井为深井小井眼结构，造斜段短、轨迹调整余量小，施工中易受地层各向异性、钻具参数波动影响，出现井斜、方位超差等问题。传统粗放的调控方式精度不足，极易引发井眼畸形、靶点脱靶，难以满足老井精准中靶的施工标准。
 
地层工况复杂，井控与井壁稳定性差。区块储层地层岩性复杂、压力系统紊乱，不同井位地质条件差异较大，整体井壁稳定性差、井控管控难度高。192井、1340井发育大段水敏性黑粘土层，遇钻井液易水化膨胀、坍塌缩径，频发井壁失稳隐患。77井超深井存在高温高压工况，易造成钻井液性能失效。536井高压地层压力系数高，压井调控难度大，存在井涌、井喷风险。同时536井、1595井多层射孔窜通、含水偏高，封堵治理难度大，极易诱发井下复杂故障，严重制约侧钻施工安全平稳推进。
 
老井定向侧钻施工优化改进措施
构建一体化井筒预处理工艺体系。针对土库曼斯坦油田老旧井井筒病害繁杂、结构破损严重、预处理难度大的问题，项目组优化构建“精准检测、分类治理、试压验证”一体化井筒预处理工艺体系。施工前期依托电测成像、铅模打印技术排查井下隐患，结合各井工况分类施策，完成77井、1340井落物清理，修复192井套管缩径井段，治理1423井、536井、1595井漏失、窜层及高含水病害，全面改善井筒工况，为后续开窗与定向钻进施工平稳开展筑牢基础。
优化双层套管精准开窗施工工艺。针对土库曼斯坦油田老井双层套管开窗容错率低、易打滑、套管易损伤、窗口成型质量差等施工难题，项目组对开窗工艺开展系统性优化升级。通过配套复式铣锥、安全接头与加重钻杆组合工具，提升整体切削运行稳定性。施工采用低钻压、中转速、慢进尺的标准化施工参数，有效规避铣锥打滑、套管破损等隐患。施工前依托电测资料优选无接箍、固井质量优良的井段定点开窗，大幅提升开窗一次成功率与窗口规整度，切实提升双层套管开窗施工质量与作业安全水平。

升级高精度井眼轨迹调控技术。针对老旧井原始资料缺失、小井眼轨迹调整空间小、中靶精度不足的施工短板，项目组升级高精度井眼轨迹调控技术体系。优化采用“增斜+稳斜”简约轨道剖面，缩短造斜段长度，降低轨迹调控难度。配套1.5°、1.75°大弯角螺杆钻具，有效提升造斜效率，解决1382井深井小井眼造斜困难、轨迹滞后偏移问题。施工全程采用随钻测斜技术，动态监测井斜与方位参数，实时修正轨迹偏差、微调施工参数，实现井眼轨迹精准可控，有效保障各井定向中靶精度满足设计标准。

定制差异化钻井液与井控防护体系。针对土库曼斯坦油田地层岩性复杂、压力紊乱、高低温工况并存的难题，项目组定制差异化钻井液体系与分级井控防护方案。针对192井、1340井膨胀地层，采用强抑制钻井液稳固井壁，杜绝坍塌缩径问题；针对77井超深井高温工况，配套抗高温钻井液体系，保障泥浆性能稳定。针对536井高压地层运用梯度压井技术，平衡井筒压力。同时升级成套井控装置，建立实时压力监控机制，全方位防范井涌、井漏等风险，有效提升现场施工安全保障能力。

现场典型井施工应用
1423井是库图尔哲别油田重点老旧改造井，兼具双层套管开窗难度大、井筒漏点多、中靶精度要求高等特点，是老井侧钻优化改造的典型井。该井原始管柱服役时间长、结构老化、密封性差，无法满足侧钻施工及后期生产需求，图1为1423井原井管柱结构图。原井采用分段管柱结构，0~850.03m为73mm常规油管，1053~1705m为95mm尾管，整体承压能力有限、固井完整性不足，长期生产后漏失问题突出。

 图1   1423井原井管柱结构图
依托优化工艺完成侧钻施工后，对井筒管柱实施整体重构升级，图2为1423井完井管柱结构图。改造后采用高强度套管叠加重叠段加固结构，0~1053m下入168mm油层套管，980~1709.77m下入95.25mm侧钻尾管，设置50m管柱重叠加固段，显著提升井筒结构稳定性与整体密封性能。该井施工过程平稳顺利，开窗一次成功，中靶半径仅8m，优于设计指标，施工工期较计划有所缩短，固井质量与试压全部达标，改造后生产能力明显提升。
 
 
图2   1423井完井管柱结构图
192井、1340井属于典型复杂病害老井，分别存在套管缩径、井下落物、施工资料缺失等突出问题。依托一体化井筒预处理工艺，192井顺利完成缩径井段磨铣扩径，井筒通径完全达标，有效规避井壁坍塌风险；1340井彻底清理井下落物，结合随钻监测技术补齐轨迹参数，精准完成定向钻进，中靶误差控制在合理范围。两口井施工全程无卡钻、漏失、坍塌等复杂情况，施工流程顺畅，相较于传统工艺施工质量与效率明显提升，有效解决了病害老井侧钻施工难题。

77井为各各兰达克油田超深井，高温高压、井况复杂，依托抗高温钻井液体系与高标准井控管理，顺利完成落物清理、开窗、定向钻进全流程作业，全程无井控隐患。536井采用梯度压井技术平衡高压地层压力，有效杜绝井涌、井漏问题。1382井依托大弯角钻具与全程随钻调控技术，解决小井眼轨迹偏移难题，造斜效率显著提升。1595井通过分段封堵工艺有效治理高含水与层间窜通问题，改善井筒生产条件，实现低效老井复产增效，多井应用均取得良好施工效果。
 
优化后的定向侧钻技术从根本上解决了老旧井病害多、施工难、产能弱的问题，有效盘活零散剩余油储量，提高老井采收率。改造后各井生产稳定、含水可控，彻底改善低效无效生产状态。同时工期缩短、零故障施工大幅降低修井、返工及隐患治理成本，显著提升老井改造经济效益，为老旧油田稳产增效、提质降本提供有力技术支撑，具备良好的推广应用前景。