油田老井側鑽工藝研究論文

綜合分析地層剖面資料，對存在電性好、物性好的含油砂體進行鍼對性分析。藉助井組注採關係變化和動態監測手段，確定注入水在地下的波及範圍及對油層的'水洗程度，確定剩餘油富集且分佈連續的區域，從地質層面作爲選井的一個參考原則。

截止2012年12月中旬，在石西油田共實施老井側鑽4井5井次。其中，套管開窗側鑽2井3井次，全用於油井（SH1115、SH1021）。採用高壓水力射流側鑽2井2井次，分別是SN8199（水井）、SN2224（油井）。

1.套管開窗側鑽現場實施情況及效果分析

SH1115（油井）：2008年2月-4月側鑽和6月-7月側鑽兩次。油層套管：139.7mm*(壁厚10.54mm、7.72mm)，原始人工井底：4318.0m（電橋灰面），原直井生產井段跨度範圍4292.0-4253.0m，底下未側鑽之前就已封閉射孔井段範圍4331.0-4375.0m。第一次側鑽開窗點4248.0m，最後鑽至井深4310m；第二次側鑽開窗點4235m，鑽至井深4310m，都是裸眼完井，下62mm油管尾帶54mm喇叭口位於4235.02m。側鑽原因及目的：井內有YD-127-Ⅱ型射孔槍身，大修打撈未成，修復此類故障井，開發剩餘油，完善注採井網，提高油井利用率。側鑽前調開生產時油壓4.4MPa，套壓0MPa，日產液10.4t/d，油氣比261m3/t，含水比5%。第一次側鑽完後氣舉不出。2008年6月-7月該井第二次側鑽完，開井壓力油壓17MPa，套壓17MPa，外排降壓後，上酸化措施，後油壓28MPa，套壓28MPa，外排出液2方後不出，氣舉，舉出液30方不出後多次外排均不出，關井。在2010年和2011年有過短暫幾天的調開過，但也不出液，後關井至今。效果分析：該井自新投後邊長期調開關生產，也沒有進行壓裂增產，側鑽後酸化解除井底堵塞後，日產能力沒有得到提升，分析原因是產層油流裂縫不夠發育，造成流入井筒阻力大。

2.高壓水力射流水平側鑽現場實施情況及效果分析

SN8199（注水井）：油層套管：139.7mm*(壁厚7.72mm)，原始人工井底2669.99m,原井生產井段2638-2652.5m。該井改造作業有酸化（2005年1次，2008年1次），本井與SN8200井油層連通。本井於2012年5月19日至2012年5月26日共完成超短半徑水平側鑽2個分支，射流1號孔位於2645.87m，方位角139.6°，鑽至井深2646.12m，後高壓軟管噴射100m，射流2號孔位於2645.1m，方位角45°，後高壓軟管噴射100m。側鑽目的：因石南31轉油站注水泵額定工作壓力16MPa，平時工作時壓力11MPa左右，到計量站配水間壓力爲9.8MPa左右。考慮到配水間到單井管線壓力降，注水井井口如果壓力在10MPa左右就會有欠注的趨勢，降低井口壓力，滿足地質配注。側鑽前油壓10.28MPa，套壓10.5MPa，日配注量45方/天，實際注水23方/天，欠注22方/天。側鑽後油壓7.18-11.58MPa，套壓3-10MPa，日配注量45方/天，實際注水23-27方/天，欠注17-22方/天。效果分析：與SN8199井油層連同的SN8200井側鑽前3mm油嘴日產液6.4t，日產油5.9t，含水8%，油壓2.1MPa，套壓16.3MPa，側鑽後3mm油嘴日產液6.7t，日產油5.8t，含水13.5%,油壓2MPa，套壓16.5MPa，看出SN8200注水受效不明顯，側鑽對該井產油情況基本沒什麼影響。而側鑽開孔沒有重新選取其他砂體，還是在原生產層位生產，側鑽後井口油壓依然沒有降低說明井底流壓還是比較穩定，與側鑽前井底流壓大小几乎相同。注水量大時井口油套壓壓差如果較小，說明注水管柱中上部可能存在漏失，必要時提管柱檢查並清洗管柱。欠注問題還是沒有得到解決。

在石西油田老井側鑽的可行性和現場應用中，透過理論研究和現場實踐，得到以下幾方面的結論和認識：

1.開窗側鑽後，可對老井重新選層開發，提高採收率,充分開發油氣資源。

2.對一些大修也無法解決的套損井和落物井，側鑽工藝給老井重新煥發生機提供了技術支援。

3.深井套管開窗側鑽和高壓射流水力側鑽都在石西老井成功應用，爲以後石西老井側鑽提供了技術儲備。