（遼河油田公司錦州采油廠，遼寧 凌海 121209）

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(zhì)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(chǎn)油1505t/d，日產(chǎn)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(cè)鉆是解決上述矛盾的有效方法 。提高側(cè)鉆井生產(chǎn)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(jīng)過反復(fù)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(yīng)力發(fā)生變化，經(jīng)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(nèi)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(chǎn)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(chǎn)井有89口井，井況較差，占停產(chǎn)井總數(shù)160 的55.6%。其中有套變井63 井次占停產(chǎn)井數(shù)的70.8%，通過側(cè)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(cè)鉆井在采油二區(qū)所管理的稠油區(qū)塊，側(cè)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(chǎn)

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(fù)蒸汽吞吐隔熱管反復(fù)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(chǎn)。通過側(cè)鉆，在側(cè)鉆的同時采取可行的防治砂措施可恢復(fù)油井生產(chǎn)。

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(cè)鉆后井底位移小，錦25 塊高含水井側(cè)鉆后效果差。利用側(cè)鉆選射和井間換層技術(shù)可解決錦92 塊北部、32-18 塊油井高含水問題。

2.4 低產(chǎn)低效井多而目前井網(wǎng)條件下仍有剩余油分布

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

3 側(cè)鉆井在生產(chǎn)中應(yīng)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(cè)鉆，目前已成為上產(chǎn)的主要措施。側(cè)鉆技術(shù)在采油二區(qū)主要應(yīng)用在以下幾個方面：

（1）套壞(變)井。這類井占絕大多數(shù)，共側(cè)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(fù)雜，經(jīng)過大修后仍不能復(fù)產(chǎn)，為了提高儲量動用，對油井進行側(cè)鉆，這類井約占總井數(shù)的20%。

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

（4）由于油層薄或無油層。通過加深地質(zhì)認識和使用側(cè)鉆改變井底方位復(fù)產(chǎn)。

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

（6）出砂嚴重的停產(chǎn)井，側(cè)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(cè)鉆井生產(chǎn)效果分析

截止到2018 年12 月全區(qū)共側(cè)鉆油井11 口，目前開井10 口，日產(chǎn)油87t/d，累積增油1.1973t×104，平均單井增油1088t。取得了較好的經(jīng)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(cè)鉆井的選井、方案的優(yōu)化，為減少鉆井中油層污染，投產(chǎn)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(cè)鉆井進行分類，對初期預(yù)計日增油量7t/d 以上井進行側(cè)鉆，取得了很好的效果，全年投產(chǎn)側(cè)鉆井11 口，錦92 塊9 口、32-18 塊2 口，初期單井日產(chǎn)油8t/d，累增油1.1973×104t。初期單井日產(chǎn)油增加3t/d。同時通過側(cè)鉆后換層使7 口長停井復(fù)產(chǎn)。具體作法及效果如下：

4.1 側(cè)鉆后注汽投產(chǎn)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(cè)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(zhì)含量偏高，據(jù)電測解釋統(tǒng)計泥質(zhì)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(chǎn)能，分析受以上兩個因素的影響，在我區(qū)的側(cè)鉆井投產(chǎn)過程中首次提出，在注汽前進行酸化預(yù)處理，提高了側(cè)鉆井效果 。

4.2 側(cè)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(diào)整的結(jié)束，目前部分井區(qū)井網(wǎng)已完善，在側(cè)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(cè)鉆，同時對其它層系進行層系調(diào)整，使同井點的其它停產(chǎn)井復(fù)產(chǎn)，更有效合理的利用資金，降低成本。

4.3 加大側(cè)鉆井底位移，改變側(cè)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(wǎng)不到83 米，所以平面上仍有剩余油分布，通過加大井底側(cè)鉆位移，向有利部位偏移，使側(cè)鉆井投產(chǎn)效果達到新井水平，節(jié)約了新井鉆井成本，提高了經(jīng)濟效益。

4.4 精細研究避射水淹層，使側(cè)鉆井一次性投產(chǎn)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(cè)于1 頂不密封，頂水下滲造成水淹。側(cè)鉆井在投產(chǎn)時，進行精細對比反復(fù)論證，可確保投產(chǎn)成功。如錦92 塊的31-22C 井由于1 加深側(cè)鉆到興12，興12 電測解釋未水淹，經(jīng)分析對比31-221C 井側(cè)鉆投產(chǎn)興2 下部見水，31-22C 投產(chǎn)避射此段，投產(chǎn)效果較好。

4.5 上提懸掛器位置固井，提高固井質(zhì)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(zhì)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(chǎn)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(chǎn)效果見采油曲線（如圖1 所示）。

5 經(jīng)濟效益評價

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

投入側(cè)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(cè)鉆調(diào)層7 口井，增油5669t，產(chǎn)出481.8650 萬元。

投入補層射孔、注汽作業(yè)費用164.4010 萬元。

側(cè)鉆合計創(chuàng)效437.9520 萬元。

6 結(jié)論與下步措施建議

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

停產(chǎn)井中錦25 塊側(cè)鉆井因高含水停產(chǎn)居多，25 塊共有側(cè)鉆井24 口，其中有20 口停產(chǎn)，占停產(chǎn)井總數(shù)的63%。錦25 塊側(cè)鉆位移小，側(cè)鉆效果差，不適宜側(cè)鉆。造成側(cè)鉆井停產(chǎn)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(cè)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(dǎo)致側(cè)鉆井過早出水。

圖1

表1 停產(chǎn)原因分類表

(3)固井質(zhì)量差。側(cè)鉆井固井質(zhì)量差主要有以下幾種情況：懸掛器到窗口固井質(zhì)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(zhì)量差，稠油區(qū)塊目前油水關(guān)系復(fù)雜，如果其中一段固井質(zhì)量差，就可導(dǎo)致油井投產(chǎn)后出水。測井曲線很難判斷、很難反映真實的固井質(zhì)量。從目前國內(nèi)外側(cè)鉆技術(shù)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(zhì)量，增加水泥環(huán)的厚度和韌性是提高側(cè)鉆井壽命較為有效的解決辦法之一。側(cè)鉆井擴孔技術(shù)就是解決固井質(zhì)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(chǎn)能。因此，應(yīng)該以科學(xué)的施工工藝和方法徹底解決側(cè)鉆井存在的問題。

(4)地層壓力低，泥漿污染嚴重，投產(chǎn)后低產(chǎn)能。

(5)老側(cè)鉆井未封原井段。

7 下步措施建議

通過加強管理，側(cè)鉆井質(zhì)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(shù)研究，提高側(cè)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(cè)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(cè)鉆后注汽投產(chǎn)前采取油層酸化處理，側(cè)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(zhì)量，解決水層開窗問題。

(4)套管居中技術(shù)。由于目前側(cè)鉆井井徑較小，如果套管不居中，很容易造成固井質(zhì)量差，研究結(jié)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(cè)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(cè)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(cè)鉆井一次性投產(chǎn)成功。

(7)對側(cè)鉆井要采取有效的擴孔措施，擴孔要均勻。