超短半径水平井技术
精准挖潜各类剩余油
以十几米的转弯半径将老井"由直变平"，定深度、定方位直达油藏富集区，让套损井、低产低效井重获自喷能力——为高含水老油田挖潜增效提供一条新路。
强强联合 · 共同开拓老油田挖潜市场
北京嘉城恒业科技有限公司与大庆辰平钻井技术服务有限公司深度合作，依托辰平自主知识产权的超短半径水平井系列技术，结合嘉城在国内油田的渠道与服务优势，共同推动该项技术在老油田剩余油挖潜领域的规模化应用。
大庆辰平钻井技术服务有限公司
专业从事超短半径水平井系列技术的研发与工程服务，核心技术涵盖超短半径水平钻井、超短半径水平井定点 / 分段压裂、多分支与阶梯式水平钻井、配套筛管完井等方向。
公司自主知识产权的超短半径水平钻井、超短半径水平井分段压裂技术，实现了油气储量精准靶向挖潜，被中石油列为大幅提高油田综合采收率的重要技术手段；相关技术填补国内空白，处于国际领先地位。
北京嘉城恒业科技有限公司
成立于 2011 年，长期服务于中石油、中海油、中石化所属研究院及各大油田，依托在油气田科研与服务领域的深厚资源，与大庆辰平在超短半径水平井侧钻技术方向展开深度合作。
公司依托对国内油田开发需求的深刻理解，为大庆辰平超短半径水平井系列技术提供区域市场开拓、项目对接、方案协同与技术落地支持，双方形成"技术研发 + 市场服务"的优势互补格局。
目前，双方合作推动的超短半径水平井技术服务已在国内多个主力油田区块实现规模化应用，在断层边部、井间剩余油、高含水厚油层顶部等复杂场景取得显著挖潜效果。
技术原理：让老井"由直变平"
超短半径水平井技术可在老井目的层以上 10 米范围内的任意高度进行套管开窗，以 3～7.6°/m 的超高造斜率、约 20 米的靶前位移进入油层，通过精准定深度、定方位水平钻井直达油藏富集区，实现"指哪打哪"的靶向精准挖潜。
十几米转弯半径下的"精准靶向挖潜"
常规侧钻水平井受造斜率限制，需要较长的靶前位移与造斜段进尺。超短半径技术通过超高造斜马达与有线随钻测量（MWD）的配合，把这一过程压缩在极短的距离内完成——开窗位置可紧贴目的层顶部，造斜段进尺大幅缩短，有效避开钻井高危井段，在降低施工风险的同时保证油层钻遇率。
围绕超短半径水平井的四大技术体系
从钻井、压裂到完井，形成以"精准靶向挖潜"为核心的成套技术体系，覆盖老井目的层任意深度的定向挖潜。
超短半径水平钻井
以十几米转弯半径将直井变为水平井，可在老井目的层 10 米以上任意位置套管开窗，以约 20 米靶前位移进入油层，定深度、定方位直达油藏富集区，适用于各类剩余油挖潜。
超短半径水平井定点及分段压裂
采用 50 MPa 自膨胀封隔器 + 喷砂滑套工艺，在不固井条件下实施井内定点或分段压裂，将精准定向钻井优势与储层高强度改造优势结合，实现致密储层精准定位改造。
多分支 / 阶梯式水平钻井
同层多分支钻井解决平面储量动用不均衡问题；阶梯式设计一次钻井完成上下相邻层位同步挖潜，最大限度发挥超短半径侧钻对多层、多方向储量的控制能力。
筛管完井与防砂技术
提供打眼筛管（73 mm / 88.9 mm）完井与柔性不锈钢绕丝防砂筛管完井方案；对造斜段存在过路水层或近井地带水淹程度高的井，可采用筛管 + 封隔器完井技术实现避水投产。
六大类剩余油挖潜与老井治理场景
针对高含水开发阶段传统工艺难以动用的剩余油类型，以及套损、长关、低效等"老大难"油井，提供针对性的定向挖潜与恢复利用方案。
断层边部剩余油
利用精准定方位能力，将水平段定向穿过断层附近的剩余油富集区，实现定向挖潜，使接近关停的井恢复高产。
注采不完善型剩余油
针对井网控制不住、井距大注水受效差的区域，通过定方位钻井配合堵水工艺，提高油层动用程度并显著降低含水。
高含水厚油层顶部剩余油
依靠精准定深能力，将轨迹控制在油层顶部极薄的富集段内运行，实现任意深度剩余油的精准挖潜，避免底部水窜。
套损井治理与恢复
可在距油层 100 米高度范围内开窗，无需大修即可绕过套损、错断井段，使油层全部位于错断点之下的死井重新恢复生产。
长关井、低效井再利用
向低水淹层、低水淹方向或砂体变厚部位等剩余油富集区定向钻井，使长期关停、低产低效井得到再次利用。
井网优化与注入井治理
新区采用直井 + 多层分支侧钻水平井方式以较少井数控制区域储量；对注入井侧钻水平井以避开污染段，恢复注入能量。
规模化应用效果
技术自 2019 年投入现场试验以来，已完成上百口井的侧钻作业，在提高单井产量、降低能耗、盘活存量资产等方面成效显著。
| 应用场景 | 井况与施工特点 | 实施效果 |
|---|---|---|
| 首批区块试验 | 目的层渗透率 30～50 mD，水平段长 119～200.5 m | 平均单井日产油由 1.0 t 增至 8.7 t，日增油 7.7 t；吨液耗能由 89.9 kWh/t 降至 13 kWh/t |
| 断层边部井 | 油层厚度 4.0 m，渗透率 251 mD，水平段长 124 m | 侧钻前日产油 0.1 t，侧钻后增至 16.5 t，接近关停的井达到高产 |
| 注采不完善井 | 采用钻堵结合工艺，侧钻后定向挖潜剩余油 | 日产油由 0.5 t 增至 7.8 t；含水率由 92.4% 降至 29.4% |
| 厚油层顶部井 | 砂岩厚度 13.9 m，靶窗为砂岩顶部 2.5 m，实钻轨迹在油层顶部 1.9 m 内运行 | 全井堵水后液量保持在 30 t 水平，日产油最高达 6.61 t，含水下降明显 |
| 套损井治理 | 目的层顶深 1041.8 m，961.47 m 套损、979 m 错断，油层全部在错断点之下 | 侧钻后绕过套损段投产，日产油达到 2.3 t，无法修复的死井恢复利用 |
| 阶梯式钻井 | 相邻两油层间隔层仅 1.3 m，采用阶梯设计一次钻穿两个油层 | 一次施工完成两个油层水平钻井，总水平段长 200.5 m，措施后日增油 6.3 t |
| 同层多分支 | 同层双分支水平钻井，两个导斜器分别坐挂，水平段 109.4 m 及 124.4 m | 实现不同方向储量的同时挖潜和动用，平面及层间储量动用更均衡 |
| 井网优化 | 井网 300 × 300 m，向水井排方向钻井，水平段长 126.6 m | 日产油由 0.4 t 增至 7.0 t，累积增油已达 3006 t |
标准服务流程
从剩余油识别到现场实施，提供地质工程一体化的全流程技术服务。
选区与潜力评估
结合动静态资料开展剩余油分布研究，筛选具备侧钻挖潜潜力的井位与层位。
方案与轨迹设计
确定开窗位置、目的层深度与方位，设计水平段轨迹、完井方式及配套改造工艺。
现场施工实施
下斜向器开窗、造斜钻进、水平钻进，全程有线 MWD 随钻测量与轨迹实时调整。
投产与效果跟踪
完成完井作业后组织投产，跟踪产量、含水与能耗变化，评估挖潜效果并优化后续方案。
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