提高稠油區(qū)塊側鉆井生產效果配套技術

郭玉山

摘 要 本文探討了油井開發(fā)中存在的主要問題是：油井井況差、油井利用率低、平面矛盾突出、油井出砂嚴重不能正常生產、油井高含水而無法實施堵水、低產低效井多而目前井網條件下仍有剩余油分布，針對開發(fā)中存在的問題，采油作業(yè)二區(qū)對油井進行側鉆，目前已成為上產的主要措施。雖然通過加強管理，側鉆井質量與以前相比有很大提高，但還存在一些問題，因此下一步要加強管理和配套技術研究，提高側鉆井效果。

關鍵詞 稠油 低產低效 側鉆井 配套技術

中圖分類號：TE92 文獻標識碼：A 文章編號：1007-0745（2020）02-0019-03

1 概況

采油作業(yè)二區(qū)目前投入開發(fā)6個斷塊，動用含油面積約9.21km2，動用地質儲量約3701×104t，采油速度1.2%;采出程度10.8%。截止到2018年12月份，全區(qū)總井463口，開井329口，日產油1505t/d，日產液4775t/d，綜合含水65.4%。

采油二區(qū)投入開發(fā)的6個稠油區(qū)塊，已進入吞吐開發(fā)的中后期，地層壓力低、出砂嚴重、平面上縱向上矛盾突出、油井井況差、高含水，制約著區(qū)塊的開發(fā)，而側鉆是解決上述矛盾的有效方法 。提高側鉆井生產效果是區(qū)塊開發(fā)的主要工作方向。

2 開發(fā)中存在的問題

2.1 油井井況差油井利用率低平面矛盾突出

采油作業(yè)二區(qū)以稠油區(qū)塊為主，隨著開采時間延長，吞吐輪次的增加，油井套管損壞非常嚴重，稠油井套管損壞嚴重的原因如下;

（1）多輪次注汽使油管經過反復熱脹冷縮，套管強度降低。同時由于注汽時封隔器一般位于油層頂部的10—50米，使該部位套管應力發(fā)生變化，經統(tǒng)計從封隔器到油層部位，套管損壞井占總井數(shù)的73%。

（2）油層出砂嚴重造成射孔井段內油層坍塌使套管損壞。

（3）未按熱采鉆井工藝完井，套管強度不夠注汽后造成套管損壞。

統(tǒng)計全區(qū)有井下狀況井270井次，占總井數(shù)的58.3%，帶病生產井有181井次，其中只有24口井不影響油井分注、補層、堵水措施，有157口井影響油井措施。停產井有89口井，井況較差，占停產井總數(shù)160的55.6%。其中有套變井63井次占停產井數(shù)的70.8%，通過側鉆可解決因油井井況差而造成的平面上的矛盾。進行平面挖潛同時側鉆井在采油二區(qū)所管理的稠油區(qū)塊，側鉆費用單井需50萬元，與鉆新井相比節(jié)約費用約80-90萬元。

2.2 油井出砂嚴重不能正常生產

統(tǒng)計全區(qū)2018年受井下狀況差影響，出砂嚴重卡井10井次，合計日影響液量217t/d，日影響油量62t/d，10口井井下均有套變，之所以發(fā)生套變是因為反復蒸汽吞吐隔熱管反復脹縮和地層疏松坍塌擠壓所致。同時油井發(fā)生套變后不能沖撈砂，吐到井筒的砂不能排出，造成油井卡砂，尤其是在32-18塊、錦92塊、錦607塊出砂嚴重區(qū)塊，因出砂而影響正常生產。通過側鉆，在側鉆的同時采取可行的防治砂措施可恢復油井生產。

2.3 油井高含水而無法實施堵水

采油二區(qū)高含水井主要集中在錦92塊北部、錦25塊、32-18塊，其中錦25塊由于油層埋深淺，側鉆后井底位移小，錦25塊高含水井側鉆后效果差。利用側鉆選射和井間換層技術可解決錦92塊北部、32-18塊油井高含水問題。

2.4 低產低效井多而目前井網條件下仍有剩余油分布

低產低效井主要集中在錦92塊和錦92塊，主要受構造影響，油層物性偏差，無邊底水能量驅動，油井低產能，產量小于5噸的井占該塊井數(shù)的67%，而產量只有33%，這部分井注汽投入為負效，如不注汽投入又無產能。采取井底大位移側鉆，挖掘剩余油潛力，同時結合同井點井間換層調整，可以一舉恢復多口井。

3 側鉆井在生產中應用情況

針對開發(fā)中存在的問題，采油作業(yè)二區(qū)對油井進行側鉆，目前已成為上產的主要措施。側鉆技術在采油二區(qū)主要應用在以下幾個方面：

（1）套壞（變）井。這類井占絕大多數(shù)，共側鉆油井87井次，83口井，其中60%左右為套管有問題井。

（2）井下落物井。有些井井下狀況比較復雜，經過大修后仍不能復產，為了提高儲量動用，對油井進行側鉆，這類井約占總井數(shù)的20%。

（3）高含水井側鉆后復產。高含水井側鉆分兩類：一是本層系側鉆后選層射孔，如錦92塊西部高含水32-242井側鉆后取得了較好效果。二是高含水井加深側鉆到下部其它層系。如錦92塊于樓油層井加深側鉆到興隆臺油層。

（4）由于油層薄或無油層。通過加深地質認識和使用側鉆改變井底方位復產。

（5）同井點有多口井開采不同層系。通過一口井側鉆后實施井間換層，可使其它井復產，如錦45塊的31-22井由于樓油層加深側鉆到興2，可使31-221和31-222兩口停產井復產，27-22側鉆后27-221、27-222復產。

（6）出砂嚴重的停產井，側鉆后采取先期防砂。主要是32-18塊出砂嚴重井033-171C2、33-181C、035-171C和錦92塊南部的32-28C、33-28C。

4 側鉆井生產效果分析

截止到2018年12月全區(qū)共側鉆油井11口，目前開井10口，日產油87t/d，累積增油1.1973t×104，平均單井增油1088t。取得了較好的經濟效益，提高了我廠儲量動用和油井利用率。

特別是2018年，我區(qū)加強了側鉆井的選井、方案的優(yōu)化，為減少鉆井中油層污染，投產前采取油層深部酸化處理，通過深入細致的工作，對可行的側鉆井進行分類，對初期預計日增油量7t/d以上井進行側鉆，取得了很好的效果，全年投產側鉆井11口，錦92塊9口、32-18塊2口，初期單井日產油8t/d，累增油1.1973×104t。初期單井日產油增加3t/d。 同時通過側鉆后換層使7口長停井復產。具體作法及效果如下：

4.1 側鉆后注汽投產前采取油層酸化處理

采油作業(yè)二區(qū)所管理的稠油區(qū)塊中，實施側鉆的主力區(qū)塊錦92塊、32-18塊已進入吞吐開發(fā)的中后期，由于多輪次的降壓吞吐開發(fā)，目前地下虧空嚴重，地層壓力低至2-3Mpa，以目前的鉆井泥槳比重測算目前的泥漿比重1.10，按油層深度1000m計算，鉆井液在油層部位壓力達10.78Mpa，高于目前油層壓力。鉆井泥槳及易污染油層，錦92塊興12油層組泥質含量偏高，據(jù)電測解釋統(tǒng)計泥質含量高達15%，遠遠高于7-8%的水平。粘土礦物在注汽時遇水膨脹，影響滲透性，造成油井注汽壓力高、低產能，分析受以上兩個因素的影響，在我區(qū)的側鉆井投產過程中首次提出，在注汽前進行酸化預處理，提高了側鉆井效果 。

4.2 側鉆選井時考慮井間層系互換提高油井利用率

錦92塊北部隨著層調整的結束，目前部分井區(qū)井網已完善，在側鉆井選井時，對同井點分別開采于1、于2、興1、興2油層組，對12層系的井加深側鉆，同時對其它層系進行層系調整，使同井點的其它停產井復產，更有效合理的利用資金，降低成本。

4.3 加大側鉆井底位移，改變側鉆方位

根據(jù)研究成果錦45塊，加熱半徑只有40-55米，目前在邊角部位井網不到83米，所以平面上仍有剩余油分布，通過加大井底側鉆位移，向有利部位偏移，使側鉆井投產效果達到新井水平，節(jié)約了新井鉆井成本，提高了經濟效益。

4.4 精細研究避射水淹層，使側鉆井一次性投產成功

采油二區(qū)所管理的錦92塊、32-18塊由于多輪次的吞吐開采，水淹嚴重。錦92塊水淹形式以沿高滲層單層突進，底水錐進，斷層水侵入為主;32-18塊水淹形式主要是受32-161斷層影響，斷層兩側于1頂不密封，頂水下滲造成水淹。側鉆井在投產時，進行精細對比反復論證，可確保投產成功。如錦92塊的31-22C井由于1加深側鉆到興12，興12電測解釋未水淹，經分析對比31-221C井側鉆投產興2下部見水，31-22C投產避射此段，投產效果較好。

4.5 上提懸掛器位置固井，提高固井質量

通過上提懸掛器位置固井，有效的解決了東營組開窗，因固井質量不合格而造成的管外竄槽東營組水下竄油井高含水的情況。

4.6 稠油井采取封上措施，解決了上部套管斷裂表層水下竄

32-18塊31-181C井投產后，高含水，通過水性分析及水溫判斷為表層水，分析為上部套管斷裂所至，在756.12米下入封隔器，有效的解決了上述問題。31-181C井生產效果見采油曲線（如圖1所示）。

5 經濟效益評價

通過深入細致的工作，提高了側鉆井效果。2018年共側鉆11井次，累計增油1.1973×104t，按噸油售價850元，產出1017.7050萬元。

投入側鉆費550萬元;注汽作業(yè)等費用347.2170萬元，合計897.2170萬元。

通過同井點側鉆調層7口井，增油5669t，產出481.8650萬元。

投入補層射孔、注汽作業(yè)費用164.4010萬元。

側鉆合計創(chuàng)效437.9520萬元。

6 結論與下步措施建議

以前完鉆的側鉆井，目前停產井比例較大，78口井其中有9口井二次側鉆，32口井目前關井，停產井數(shù)占總井數(shù)的41%，停產的主要原因是油井套損壞（變形）、高含水和井下落物、低產能等，側鉆井停產原因分類見下表1。

停產井中錦25塊側鉆井因高含水停產居多，25塊共有側鉆井24口，其中有20口停產，占停產井總數(shù)的63%。錦25塊側鉆位移小，側鉆效果差，不適宜側鉆。造成側鉆井停產比例較大的原因是：

（1）過早出水或套管損壞。環(huán)空間隙小，7″套管側鉆井的井眼尺寸為152.4mm，尾管本體外徑為127mm，尾管接箍外徑為141mm，尾管和井眼的間隙僅有5—12mm，與理論上合理間隙18-20mm相比，差距較大，同時由于泥餅的存在，實際間隙小于該值，固井形成的水泥環(huán)薄，很容易在作業(yè)或采油過程中損壞，造成過早出水或套管損壞。

（2）套管不居中，水泥分布不均勻或竄槽，導致側鉆井過早出水。

（3）固井質量差。側鉆井固井質量差主要有以下幾種情況：懸掛器到窗口固井質量較差，水層開窗井地層中的水很容易通過懸掛器進入井中;油層段固井質量差，稠油區(qū)塊目前油水關系復雜，如果其中一段固井質量差，就可導致油井投產后出水。測井曲線很難判斷、很難反映真實的固井質量。從目前國內外側鉆技術發(fā)展的趨勢看，加大井眼與套管之間的環(huán)形間隙，提高固井質量，增加水泥環(huán)的厚度和韌性是提高側鉆井壽命較為有效的解決辦法之一。側鉆井擴孔技術就是解決固井質量的最有效的方法，并且由于擴孔速度快，鉆井液對油層污染程度低，可以提高油井的產能。因此，應該以科學的施工工藝和方法徹底解決側鉆井存在的問題。

（4）地層壓力低，泥漿污染嚴重，投產后低產能。

（5）老側鉆井未封原井段。

7 下步措施建議

通過加強管理，側鉆井質量與以前相比有很大提高，但還存在一些問題，因此下一步要加強管理和配套技術研究，提高側鉆井效果，下一步要作好以下幾方面工作：

（1）控制泥漿比重。側鉆井由于受到原井眼長期開采的影響，地層壓力低，泥漿比重過高，造成油層污染，因此要確定合理的水泥漿密度。

（2）側鉆后注汽投產前采取油層酸化處理，側鉆選井時考慮井間層系互換提高油井利用率。

（3）上提懸掛器位置固井，提高固井質量，解決水層開窗問題。

（4）套管居中技術。由于目前側鉆井井徑較小，如果套管不居中，很容易造成固井質量差，研究結果表明，當套管偏心度大于60%時，水泥漿必然出現(xiàn)竄槽和死角現(xiàn)象，針對7″套管開窗下5″套管的情況，只要套管偏心大于3mm，套管偏心即可達60%。而且側鉆井都具有一定斜度，如不采取措施，套管偏心3mm極其容易，加大套管與井眼之間環(huán)形間隙是相對減少套管偏度的有效措施。

（5）加大側鉆井底位移，向有利部位偏移，挖掘剩余油潛力。

（6）精細研究避射水淹層，使側鉆井一次性投產成功。

（7）對側鉆井要采取有效的擴孔措施，擴孔要均勻。

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