老油田低效井侧钻挖潜剩余油技术研究

摘要：受储层物性差、出砂严重及井下技术狀况差等因素影响，L区块开发中呈现“三低一高”特征，即开井率低、单井产量低、采油速度低、综合含水高，为此开展剩余油挖潜技术对策研究，对套管开窗侧钻、同层侧钻工艺技术分析，优化防砂方式，现场应用25井次，阶段累增油4.8万吨，效果显著，低油价下实现降本增效目的。

关键词：老油田;低效井;剩余油挖潜;技术研究

1.概况

L区块为复杂断块边底水油藏，储层发育受构造-岩性双重控制，整体构造形态为4条东北向断层与13条北西向断层交错形成的断背斜构造，呈现高孔高渗特征，平均孔隙度31.2%，渗透率2150mD，底水上部发育油层厚度25～35m，平均单层厚度3～10m。

自投入开发以来，L区块先后经历210m基础直井网、150m直井网加密调整、局部水平井挖潜等开发阶段，共有油井125口（直井88口、水平井37口），开井75口（直井60口，水平井15口），日产油95吨，综合含水90.5%，平均单井产量1.27吨，采油速度0.37%。整体来看，L区块处于“三低一高”开发阶段，即开井率低、单井产量低、采油速度低、综合含水高，有必要在明确油井低产原因基础上，制定合理的上产对策，实现区块高效稳定开发。

2.油井低产原因分析

2.1水平段物性差

L区块底水能量充足，水油体积比18：1，直井开采底水锥进严重，为此利用水平井泄油面积大、生产压差小特点，在底水锥间带部署水平井，挖掘剩余油。为避免水平井快速水淹，水平段部署在目的层中上部，但受沉积正韵律特征影响，储层物性由下至上逐渐变差，导致水平段所处位置孔渗条件差，泥质含量高，生产上表现为液量不足、油套压下降快特点，大泵加深排液效果差。

2.2出砂严重

地层出砂会严重影响油井产液能力，增加生产管理难度。通过对85口有出砂史油井的出砂情况、生产特征及储层特点进行分析，确定出砂主控因素，

一是油层埋藏浅，主力开发目的层深度850～1100m，砂岩疏松，成岩作用差，且胶结程度低，岩石颗粒易脱落实，尤其是水平井，正韵律储层顶部泥质含量高，易造成出砂。

二是防砂工艺适应性差。水平井主要采用简易筛管防砂方式，无法在地层与井筒之间形成有效阻隔，导致油井生产过程中，地层中微小砂粒不断运移至井筒中，造成油层砂埋，储层供通道受阻，油井产量持续下降，严重时关井停产。

2.3采出程度高

L区块主要以天然能量开发为主，随着产出程度提高，地层压力下降，无充足地层能量驱替地层流体进入至井筒，油井面临低压低产问题，直至最终关停。

2.4井下技术状况差

受出砂严重、作业频繁及套管材质适应性差等因素影响，部分油井存在井下技术状况差问题，如套损、落物等，导致无法正常生产或“带病生产”，影响日产油量。

3.技术对策研究

3.1套管开窗侧钻

套管开窗侧钻是实现老井再开采、事故井恢复生产的常用工艺技术，其主要原来理是利用磨铣开窗侧钻，在套管内预定位置下入液压导斜器，使用陀螺仪进行定向，沿着导斜器斜面，不断磨铣套管变薄直至破口，逐渐扩大破口面积，形成一个斜长圆滑的窗口，满足钻头、钻具、测井仪器等顺利进入条件。

在套管开窗前，要结合油藏特点、储层发育状况及剩余油分布规律，优选目的层靶点位置，根据原井眼轨迹情况，合理优化侧钻轨迹，最大程度减少钻井成本，提高经济效益。一般来说，开窗点位置需要满足以下几点，一是避开油水层、高含气层以及高温高压层等;二是远离套管接箍及扶正器位置;三是要求固井质量合格，确保窗口的质量和稳定性。

典型井以L11-5井为例，正常生产日产液8.5吨，日产油5.5吨，2019年6月突然不出液，后实施检泵作业，发现油层上层套管存在错断，出砂严重，多次冲砂无进尺，后实施小位移侧钻，常规射孔投产，日产油6.5吨，目前阶段累产油2250吨。

3.2同层侧钻

同层侧钻是指侧钻层位与原井相同，主要应用于水平井，即侧钻点在水平井跟部（A点附近），不需要开窗，直接拔掉一段筛管后，填砂注灰封水平段，然后将钻具直接下到水平井跟部进行钻进，直到达到设计靶点位置。

通过前面分析可知，水平井低产主要原因是储层物性差，为此在同层侧钻前，需要合理优化靶点位置，既要钻至优质储层，又要考虑避底水距离，避免侧钻后出现快速水淹问题。

典型井以L12-H5井为例，通过综合分析确定水平井需要加深3m，才能达到较好生产效果，2019年6月开始同层侧钻，水平段后半段平均电阻率15.8欧姆，声波时差375μs/m，相比于侧钻前，电阻率提高5.5欧姆，声波时差增加75μs/m，常规投产后，日产油稳定在12吨左右，阶段累增油0.75万吨。

3.3优化防砂方式

一般来说，砂岩粒度中值、泥质含量大小决定着防砂方式。根据矿场经验，粒度中值小于50um，采用砾石充填防砂;粒度中值在50um～250um之间时，若泥质含量小于或等于10%，采用优质筛管，若泥质含量大于10%，采用砾石充填防砂。经统计，L区块岩石粒度中值为150 um，泥质含量值为12.5%，应采用砾石充填防砂，原有筛管防砂不适应L区块地层特征。

4.实施效果

依据上述研究成果，近年来L区块共实施侧钻25井次，包括套管侧钻16井次（套损井12井次、低产井4井次）、同层侧钻9井次，采用砾石充填防砂，平均单井初期日增油8.5吨，目前日产油5.3吨，阶段累增油4.8万吨，效果显著，目前已收回投资成本，下步计划继续实施水平井同层侧钻10井次，预计增油量3.0万吨。

5结论

本文在对L区块油井低产原因分析基础上，提出合理的剩余油挖潜措施，即套管开窗侧钻、同层侧钻及防砂方式优化，现场应用25井次，阶段累增油4.8万吨，效果显著，低油价下实现降本增效目的。

参考文献：

[1]马江波等.提高油田低产低效井产能的技术措施探讨[J].粘接.2019（10）.

[2]武序龙.浅析QJB油田低效井成因及治理对策[J].化工设计通讯.2016（04）.

作者简介：

高赫，女，1988年2月出生于辽宁盘锦，满族，工程师，2013年毕业于中国石油大学（北京），现于中国石油辽河油田公司冷家油田开发公司地质研究所从事区块管理工作。