提高稠油区块侧钻井生产效果配套技术

郭玉山

摘 要 本文探讨了油井开发中存在的主要问题是：油井井况差、油井利用率低、平面矛盾突出、油井出砂严重不能正常生产、油井高含水而无法实施堵水、低产低效井多而目前井网条件下仍有剩余油分布，针对开发中存在的问题，采油作业二区对油井进行侧钻，目前已成为上产的主要措施。虽然通过加强管理，侧钻井质量与以前相比有很大提高，但还存在一些问题，因此下一步要加强管理和配套技术研究，提高侧钻井效果。

关键词 稠油 低产低效 侧钻井 配套技术

中图分类号：TE92 文献标识码：A 文章编号：1007-0745（2020）02-0019-03

1 概况

采油作业二区目前投入开发6个断块，动用含油面积约9.21km2，动用地质储量约3701×104t，采油速度1.2%;采出程度10.8%。截止到2018年12月份，全区总井463口，开井329口，日产油1505t/d，日产液4775t/d，综合含水65.4%。

采油二区投入开发的6个稠油区块，已进入吞吐开发的中后期，地层压力低、出砂严重、平面上纵向上矛盾突出、油井井况差、高含水，制约着区块的开发，而侧钻是解决上述矛盾的有效方法 。提高侧钻井生产效果是区块开发的主要工作方向。

2 开发中存在的问题

2.1 油井井况差油井利用率低平面矛盾突出

采油作业二区以稠油区块为主，随着开采时间延长，吞吐轮次的增加，油井套管损坏非常严重，稠油井套管损坏严重的原因如下;

（1）多轮次注汽使油管经过反复热胀冷缩，套管强度降低。同时由于注汽时封隔器一般位于油层顶部的10—50米，使该部位套管应力发生变化，经统计从封隔器到油层部位，套管损坏井占总井数的73%。

（2）油层出砂严重造成射孔井段内油层坍塌使套管损坏。

（3）未按热采钻井工艺完井，套管强度不够注汽后造成套管损坏。

统计全区有井下状况井270井次，占总井数的58.3%，带病生产井有181井次，其中只有24口井不影响油井分注、补层、堵水措施，有157口井影响油井措施。停产井有89口井，井况较差，占停产井总数160的55.6%。其中有套变井63井次占停产井数的70.8%，通过侧钻可解决因油井井况差而造成的平面上的矛盾。进行平面挖潜同时侧钻井在采油二区所管理的稠油区块，侧钻费用单井需50万元，与钻新井相比节约费用约80-90万元。

2.2 油井出砂严重不能正常生产

统计全区2018年受井下状况差影响，出砂严重卡井10井次，合计日影响液量217t/d，日影响油量62t/d，10口井井下均有套变，之所以发生套变是因为反复蒸汽吞吐隔热管反复胀缩和地层疏松坍塌挤压所致。同时油井发生套变后不能冲捞砂，吐到井筒的砂不能排出，造成油井卡砂，尤其是在32-18块、锦92块、锦607块出砂严重区块，因出砂而影響正常生产。通过侧钻，在侧钻的同时采取可行的防治砂措施可恢复油井生产。

2.3 油井高含水而无法实施堵水

采油二区高含水井主要集中在锦92块北部、锦25块、32-18块，其中锦25块由于油层埋深浅，侧钻后井底位移小，锦25块高含水井侧钻后效果差。利用侧钻选射和井间换层技术可解决锦92块北部、32-18块油井高含水问题。

2.4 低产低效井多而目前井网条件下仍有剩余油分布

低产低效井主要集中在锦92块和锦92块，主要受构造影响，油层物性偏差，无边底水能量驱动，油井低产能，产量小于5吨的井占该块井数的67%，而产量只有33%，这部分井注汽投入为负效，如不注汽投入又无产能。采取井底大位移侧钻，挖掘剩余油潜力，同时结合同井点井间换层调整，可以一举恢复多口井。

3 侧钻井在生产中应用情况

针对开发中存在的问题，采油作业二区对油井进行侧钻，目前已成为上产的主要措施。侧钻技术在采油二区主要应用在以下几个方面：

（1）套坏（变）井。这类井占绝大多数，共侧钻油井87井次，83口井，其中60%左右为套管有问题井。

（2）井下落物井。有些井井下状况比较复杂，经过大修后仍不能复产，为了提高储量动用，对油井进行侧钻，这类井约占总井数的20%。

（3）高含水井侧钻后复产。高含水井侧钻分两类：一是本层系侧钻后选层射孔，如锦92块西部高含水32-242井侧钻后取得了较好效果。二是高含水井加深侧钻到下部其它层系。如锦92块于楼油层井加深侧钻到兴隆台油层。

（4）由于油层薄或无油层。通过加深地质认识和使用侧钻改变井底方位复产。

（5）同井点有多口井开采不同层系。通过一口井侧钻后实施井间换层，可使其它井复产，如锦45块的31-22井由于楼油层加深侧钻到兴2，可使31-221和31-222两口停产井复产，27-22侧钻后27-221、27-222复产。

（6）出砂严重的停产井，侧钻后采取先期防砂。主要是32-18块出砂严重井033-171C2、33-181C、035-171C和锦92块南部的32-28C、33-28C。

4 侧钻井生产效果分析

截止到2018年12月全区共侧钻油井11口，目前开井10口，日产油87t/d，累积增油1.1973t×104，平均单井增油1088t。取得了较好的经济效益，提高了我厂储量动用和油井利用率。

特别是2018年，我区加强了侧钻井的选井、方案的优化，为减少钻井中油层污染，投产前采取油层深部酸化处理，通过深入细致的工作，对可行的侧钻井进行分类，对初期预计日增油量7t/d以上井进行侧钻，取得了很好的效果，全年投产侧钻井11口，锦92块9口、32-18块2口，初期单井日产油8t/d，累增油1.1973×104t。初期单井日产油增加3t/d。 同时通过侧钻后换层使7口长停井复产。具体作法及效果如下：

4.1 侧钻后注汽投产前采取油层酸化处理

采油作业二区所管理的稠油区块中，实施侧钻的主力区块锦92块、32-18块已进入吞吐开发的中后期，由于多轮次的降压吞吐开发，目前地下亏空严重，地层压力低至2-3Mpa，以目前的钻井泥桨比重测算目前的泥浆比重1.10，按油层深度1000m计算，钻井液在油层部位压力达10.78Mpa，高于目前油层压力。钻井泥桨及易污染油层，锦92块兴12油层组泥质含量偏高，据电测解释统计泥质含量高达15%，远远高于7-8%的水平。粘土矿物在注汽时遇水膨胀，影响渗透性，造成油井注汽压力高、低产能，分析受以上两个因素的影响，在我区的侧钻井投产过程中首次提出，在注汽前进行酸化预处理，提高了侧钻井效果 。

4.2 侧钻选井时考虑井间层系互换提高油井利用率

锦92块北部随着层调整的结束，目前部分井区井网已完善，在侧钻井选井时，对同井点分别开采于1、于2、兴1、兴2油层组，对12层系的井加深侧钻，同时对其它层系进行层系调整，使同井点的其它停产井复产，更有效合理的利用资金，降低成本。

4.3 加大侧钻井底位移，改变侧钻方位

根据研究成果锦45块，加热半径只有40-55米，目前在边角部位井网不到83米，所以平面上仍有剩余油分布，通过加大井底侧钻位移，向有利部位偏移，使侧钻井投产效果达到新井水平，节约了新井钻井成本，提高了经济效益。

4.4 精细研究避射水淹层，使侧钻井一次性投产成功

采油二区所管理的锦92块、32-18块由于多轮次的吞吐开采，水淹严重。锦92块水淹形式以沿高渗层单层突进，底水锥进，断层水侵入为主;32-18块水淹形式主要是受32-161断层影响，断层两侧于1顶不密封，顶水下渗造成水淹。侧钻井在投产时，进行精细对比反复论证，可确保投产成功。如锦92块的31-22C井由于1加深侧钻到兴12，兴12电测解释未水淹，经分析对比31-221C井侧钻投产兴2下部见水，31-22C投产避射此段，投产效果较好。

4.5 上提悬挂器位置固井，提高固井质量

通过上提悬挂器位置固井，有效的解决了东营组开窗，因固井质量不合格而造成的管外窜槽东营组水下窜油井高含水的情况。

4.6 稠油井采取封上措施，解决了上部套管断裂表层水下窜

32-18块31-181C井投产后，高含水，通过水性分析及水温判断为表层水，分析为上部套管断裂所至，在756.12米下入封隔器，有效的解决了上述问题。31-181C井生产效果见采油曲线（如图1所示）。

5 经济效益评价

通过深入细致的工作，提高了侧钻井效果。2018年共侧钻11井次，累计增油1.1973×104t，按吨油售价850元，产出1017.7050万元。

投入侧钻费550万元;注汽作业等费用347.2170万元，合计897.2170万元。

通过同井点侧钻调层7口井，增油5669t，产出481.8650万元。

投入补层射孔、注汽作业费用164.4010万元。

側钻合计创效437.9520万元。

6 结论与下步措施建议

以前完钻的侧钻井，目前停产井比例较大，78口井其中有9口井二次侧钻，32口井目前关井，停产井数占总井数的41%，停产的主要原因是油井套损坏（变形）、高含水和井下落物、低产能等，侧钻井停产原因分类见下表1。

停产井中锦25块侧钻井因高含水停产居多，25块共有侧钻井24口，其中有20口停产，占停产井总数的63%。锦25块侧钻位移小，侧钻效果差，不适宜侧钻。造成侧钻井停产比例较大的原因是：

（1）过早出水或套管损坏。环空间隙小，7″套管侧钻井的井眼尺寸为152.4mm，尾管本体外径为127mm，尾管接箍外径为141mm，尾管和井眼的间隙仅有5—12mm，与理论上合理间隙18-20mm相比，差距较大，同时由于泥饼的存在，实际间隙小于该值，固井形成的水泥环薄，很容易在作业或采油过程中损坏，造成过早出水或套管损坏。

（2）套管不居中，水泥分布不均匀或窜槽，导致侧钻井过早出水。

（3）固井质量差。侧钻井固井质量差主要有以下几种情况：悬挂器到窗口固井质量较差，水层开窗井地层中的水很容易通过悬挂器进入井中;油层段固井质量差，稠油区块目前油水关系复杂，如果其中一段固井质量差，就可导致油井投产后出水。测井曲线很难判断、很难反映真实的固井质量。从目前国内外侧钻技术发展的趋势看，加大井眼与套管之间的环形间隙，提高固井质量，增加水泥环的厚度和韧性是提高侧钻井寿命较为有效的解决办法之一。侧钻井扩孔技术就是解决固井质量的最有效的方法，并且由于扩孔速度快，钻井液对油层污染程度低，可以提高油井的产能。因此，应该以科学的施工工艺和方法彻底解决侧钻井存在的问题。

（4）地层压力低，泥浆污染严重，投产后低产能。

（5）老侧钻井未封原井段。

7 下步措施建议

通过加强管理，侧钻井质量与以前相比有很大提高，但还存在一些问题，因此下一步要加强管理和配套技术研究，提高侧钻井效果，下一步要作好以下几方面工作：

（1）控制泥浆比重。侧钻井由于受到原井眼长期开采的影响，地层压力低，泥浆比重过高，造成油层污染，因此要确定合理的水泥浆密度。

（2）侧钻后注汽投产前采取油层酸化处理，侧钻选井时考虑井间层系互换提高油井利用率。

（3）上提悬挂器位置固井，提高固井质量，解决水层开窗问题。

（4）套管居中技术。由于目前侧钻井井径较小，如果套管不居中，很容易造成固井质量差，研究结果表明，当套管偏心度大于60%时，水泥浆必然出现窜槽和死角现象，针对7″套管开窗下5″套管的情况，只要套管偏心大于3mm，套管偏心即可达60%。而且侧钻井都具有一定斜度，如不采取措施，套管偏心3mm极其容易，加大套管与井眼之间环形间隙是相对减少套管偏度的有效措施。

（5）加大侧钻井底位移，向有利部位偏移，挖掘剩余油潜力。

（6）精细研究避射水淹层，使侧钻井一次性投产成功。

（7）对侧钻井要采取有效的扩孔措施，扩孔要均匀。

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