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石西油田老井侧钻工艺技术研究与应用

来源:用户上传      作者: 王艳林

  【摘 要】面对老区综合含水日益上升,对油藏开发中的老井进行挖潜,显得尤为重要。本文围绕老井侧钻这一中心,详细分析目前老井侧钻工艺技术,探讨每种工艺在石西老井应用的选井原则。通过对现场实施侧钻井的生产情况分析,得出老井在石西应用侧钻的一些认识。
  【关键词】老井;侧钻;技术;应用
  一、侧钻工艺介绍及选井原则
  国外油田于80年代初期即开始对套管侧钻技术进行推广应用。通过调查表明,目前国内外各大油田已经使用包括高压水射流和开窗定向侧钻等成熟技术,对老井及报废油气井进行修复改造,在投资较小、成本较低的前提下,实现了油气田的稳产增产,取得了明显的经济效益和社会效益。
  1.高压水射流径向侧钻技术
  该技术是一种油井增产措施,其原理是先用小钻头在油层部位的套管上开20mm的窗口,然后使用带喷嘴的12.7mm软管,借助高压射流的水力破岩作用在油层中的不同方向上钻出多个(直径达40mm、长达100m左右)的小井眼,从而增加原井的泄流半径,实现增加原油产量的目的。
  2.套管内侧钻技术
  套管侧钻工艺技术就是在油水井的某一特定深度固定一个斜向器,利用其斜面造斜和导斜作用,用特殊工具在套管的侧面开窗,从窗口钻出新井眼,然后下尾管固井的一整套工艺技术。它是油田开发中后期节约开采成本、提高原油采收率的技术手段,具有重要的经济意义和战略地位。
  套管内侧钻又可分为自由侧钻井、定向侧钻井、大位移侧钻井、侧钻水平井、侧钻分支井五种。
  3.侧钻工艺选井原则
  超短半径(高压射流)水平侧钻选井原则:油层套管是单层,套管尺寸Φ139.7mm及以上,井斜小于15°。适应于井深3000米以内、储层物性差、自然产能低、构造起伏较小的各类油气藏低孔低渗、单井产能低、吸水能力差、经济井距大、井网控制程度差、压裂受限的复杂油水关系油藏。
  而套管开窗侧钻选井原则有以下四条:(1)套管开窗侧钻部位以上套管必须完好,无变形,漏失、穿孔及破裂现象;(2)针对套损井,套管开窗部份必须在损坏部位30m以上,保证在侧钻中有一定的水平位移,以避开原井眼;(3)尽量选择固井质量好、井斜小、地面硬的井段,同时应避开套管接箍,保证窗口稳定;(4)对出砂井及严重窜漏井,侧钻长度与倾角均应加大。
  综合分析地层剖面资料,对存在电性好、物性好的含油砂体进行针对性分析。借助井组注采关系变化和动态监测手段,确定注入水在地下的波及范围及对油层的水洗程度,确定剩余油富集且分布连续的区域,从地质层面作为选井的一个参考原则。
  二、老井侧钻现场实施情况及效果分析
  截止2012年12月中旬,在石西油田共实施老井侧钻4井5井次。其中,套管开窗侧钻2井3井次,全用于油井(SH1115、SH1021)。采用高压水力射流侧钻2井2井次,分别是SN8199(水井)、SN2224(油井)。
  1.套管开窗侧钻现场实施情况及效果分析
  SH1115(油井):2008年2月-4月侧钻和6月-7月侧钻两次。
  油层套管:Φ139.7mm*(壁厚10.54mm、7.72mm),原始人工井底:4318.0m(电桥灰面),原直井生产井段跨度范围4292.0-4253.0m,底下未侧钻之前就已封闭射孔井段范围4331.0-4375.0m。第一次侧钻开窗点4248.0m,最后钻至井深4310m;第二次侧钻开窗点4235m,钻至井深4310m,都是裸眼完井,下Φ62mm油管尾带Φ54mm喇叭口位于4235.02m。
  侧钻原因及目的:井内有YD-127-Ⅱ型射孔枪身,大修打捞未成,修复此类故障井,开发剩余油,完善注采井网,提高油井利用率。
  侧钻前调开生产时油压4.4MPa,套压0MPa,日产液10.4t/d,油气比261m3/t,含水比5%。第一次侧钻完后气举不出。
  2008年6月-7月该井第二次侧钻完,开井压力油压17MPa,套压17MPa,外排降压后,上酸化措施,后油压28MPa,套压28MPa,外排出液2方后不出,气举,举出液30方不出后多次外排均不出,关井。在2010年和2011年有过短暂几天的调开过,但也不出液,后关井至今。
  效果分析:该井自新投后边长期调开关生产,也没有进行压裂增产,侧钻后酸化解除井底堵塞后,日产能力没有得到提升,分析原因是产层油流裂缝不够发育,造成流入井筒阻力大。
  2.高压水力射流水平侧钻现场实施情况及效果分析
  SN8199(注水井):油层套管:Φ139.7mm*(壁厚7.72mm),原始人工井底2669.99m,原井生产井段2638-2652.5m。该井改造作业有酸化(2005年1次,2008年1次),本井与SN8200井油层连通。
  本井于2012年5月19日至2012年5月26日共完成超短半径水平侧钻2个分支,射流1号孔位于2645.87m,方位角139.6°,钻至井深2646.12m,后高压软管喷射100m,射流2号孔位于2645.1m,方位角45°,后高压软管喷射100m。
  侧钻目的:因石南31转油站注水泵额定工作压力16MPa,平时工作时压力11MPa左右,到计量站配水间压力为9.8MPa左右。考虑到配水间到单井管线压力降,注水井井口如果压力在10MPa左右就会有欠注的趋势,降低井口压力,满足地质配注。
  侧钻前油压10.28MPa,套压10.5MPa,日配注量45方/天,实际注水23方/天,欠注22方/天。
  侧钻后油压7.18-11.58MPa,套压3-10MPa,日配注量45方/天,实际注水23-27方/天,欠注17-22方/天。
  效果分析:与SN8199井油层连同的SN8200井侧钻前3mm油嘴日产液6.4t,日产油5.9t,含水8%,油压2.1MPa,套压16.3MPa,侧钻后3mm油嘴日产液6.7t,日产油5.8t,含水13.5%,油压2MPa,套压16.5MPa,看出SN8200注水受效不明显,侧钻对该井产油情况基本没什么影响。而侧钻开孔没有重新选取其他砂体,还是在原生产层位生产,侧钻后井口油压依然没有降低说明井底流压还是比较稳定,与侧钻前井底流压大小几乎相同。注水量大时井口油套压压差如果较小,说明注水管柱中上部可能存在漏失,必要时提管柱检查并清洗管柱。欠注问题还是没有得到解决。
  三、结论和认识
  在石西油田老井侧钻的可行性和现场应用中,通过理论研究和现场实践,得到以下几方面的结论和认识:
  1.开窗侧钻后,可对老井重新选层开发,提高采收率,充分开发油气资源。
  2.对一些大修也无法解决的套损井和落物井,侧钻工艺给老井重新焕发生机提供了技术支持。
  3.深井套管开窗侧钻和高压射流水力侧钻都在石西老井成功应用,为以后石西老井侧钻提供了技术储备。
  参考文献
  [1]李根生.高压水射流钻井完井增产,PPT,2012
  [2]夏红南,谭家虎等.套管开窗侧钻工艺研究[J].断块油气田,2003,第10卷2期
  [3]贺海洲,费二战,刘春林.老井侧钻技术在油田开发后期挖潜剩余油的研究[J].石油地质,2010,103转107
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