中国海油恩平油田EP24-2-A10H1井日前累计产油（气）13.70万吨，超产10.41万吨，是临井日产量的7倍以上。这与“多井底+分级完井”工程设计方案密不分割——该井钻有一个主井眼和三个分支井眼，四个井眼汇聚成磅礴“油龙”，在井下“高速路”上喷涌而出。

EP24-2-A10H1井是中国海油深圳分公司“少井高产”战略的一个缩影。2022年，深圳分公司以613口在产井，实现油气产量历史性突破2000万吨，成为国内第七大油气生产基地，“少井高产”成效斐然。

EP24-2-A10H1多分支井井身结构图

海上油田开发投资大、操作费用高，单井经济任务更重。以收回操作费的经济极限日产量为例，海上油田为3.2吨/天，是陆上油田5—10倍，随着海上油气田勘探开发程度的不断加深，新发现储量劣质化占比急剧攀升，如何提高单井日产量，实现经济有效开发是一大瓶颈。

海上油田单井日产油趋势及陆上低渗油井日产量

面对低孔低渗低阻（“三低”）的勘探开发形势，中国海油深圳分公司坚持少井高产、高效开发，形成了一套少井高产理念和钻完井技术体系。形成了以大位移井、单筒双井（三井）、长水平井、多分支井、T型井为代表技术的钻井技术体系和以多分支水平井防砂、新老井眼轮采技术、多级完井技术为代表的完井技术体系。

大位移井一般是指水垂比≥2且测深大于 3000m的井或水平位移超过3000m的井。在海上油田开发中，大位移井一般用于边际油田及老油田扩边调整规模化开发，节省平台建设费用，降低开发投资。深圳分公司曾有多个依托现有平台设施，钻一口大位移井开发一个边际油田的案例。这些大位移井都取得了可观的经济效益，是少井高产的典型范例。例如：依托番禺5-1A平台钻6525米的PY11-6-A1H井开发番禺11-6油田，依托番禺4-2B平台钻7646米的PY10-5-A1H井开发番禺10-5油田，依托西江24-3平台钻9238米的XJ24-3-A14井开发西江24-1油田等。PY11-6-A1H井2007年9月26日投产，初产油678.0 m3/d，目前日产油189.7m3/d，截止目前，累产油180.7万方。

一口大位移井（PY11-6-A1H井）开发一个油田（番禺11-6油田）

单筒双井（三井）钻井技术是采用双井（三井）井口系统，将主井眼分成两个（三个）分支井眼，达到单个槽口钻两口（三口）井的目的，增加一倍（两倍）以上的井筒数，从而节省油田开发费用。

单筒三井井口

长水平井钻井技术。水平井是开发海上油气田的主要方式，业内普遍认为，水平段长度在300~500米，产量和水平段长度基本成正比，超过500米，则投入产出不成比例。面对“三低”油气藏，500米的水平段已经不能满足产液量要求，深圳分公司不断挑战水平段延伸长度，提高“甜点”钻遇率。流花11-1/4-1油田礁灰岩储层长水平井综合泄油面积增加1.5~2倍，增油50%以上，预计可增产2~4倍。LF22-1-A3H井水平段延伸1684.61米，在2021年打破了中国海油最长水平段记录。

LF22-1-A3H井身结构示意图

“一井多眼”钻井技术。针对非均质性强的同一储层，利用小尺寸工具悬空侧钻，在同一储层钻出多个分支井眼，将侧钻井技术和水平井技术融合起来，形成水平分支井技术。针对不同储层，利用柔性钻具为核心的T型水平井技术，借助叠加式斜向器可以实现多目的层分支水平井开发。

多分支井钻井技术

多分支水平井完井技术目前已实现实现“主井眼砾石充填+3分支井眼预充填筛管防砂”。EP24-2-A10H1井实现所有分支井眼侧钻成功率100%，井眼质量优良。防砂管柱可通过最大狗腿度为9°/30m井段，3个分支井眼防砂管柱全部下入到位。分支井眼隔离暂堵技术实现暂堵时间长达30天、安全余量满足后续作业周期要求。

EP24-2-A10H1多分支井示意图

新老井眼轮采技术是利用空心斜向器坐挂开窗，侧钻新井眼之后，然后射开尾管、水泥环、斜向器空心背板，打通老井眼生产通道，实现新老井眼合采或者轮采。截止目前，已在深圳分公司恩平18-1、24-2油田应用7口井，累产油近10万方，超产2.62万方。

新老井眼轮采技术

多级完井技术从一个主井眼连接到两个及以上跟储层接触的通道（分支井眼）的井。按照TAML根据井筒复杂程度分级建立了TAML 1-6级不同的分支井分类。深圳分公司从2005年开始尝试多级完井技术，2022年在EP18-1-A6M井成功实施首次“四级完井技术”实现新老井眼均可重入，实现“一井多眼”多级完井开发。

EP18-1-A6M四级完井示意图