侧钻井试油工艺浅谈

陈林

摘 要：近年来，江汉油田油气开采自然递减率与勘探新区块上未获得重大突破之间的矛盾日益显现。结合油田复杂小断块的油藏特点，老井套管开窗侧钻井日益增多，试油及其配套工艺技术获得大力发展。本文就老井井眼套管侧钻井试油及压裂（酸化）工艺技术进行探讨。

关键词：侧钻井；试油；压裂；酸化；工艺；采收率

中图分类号： TE24 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）20-193-2

0 引言

油田进入开发中后期，由于油井套管变形、破裂、井内落物等各种原因致使油井不能正常生产。为了充分利用老井的剩余价值，节约钻井成本。上世纪九十年代，各大油田相继展开套管开窗侧钻工艺技术研究，不同套管井眼开窗侧钻工艺获得发展。目前，利用老井筒进行套管开窗侧钻，已成为老油田开采剩余油，提高区块最终采收率的重要手段。

1 侧钻井试油工艺技术

1.1 试油管柱的选择

由于江汉油田大多数油井油层套管为φ139.7mm，套管内径为124.26mm（121.36），采用φ118mm钻头开窗钻进，悬挂φ101.6mm尾管完井。尾管内径为86mm。考虑到井下安全因素及操作规程要求，下井工具、管柱最大外径不得超过82mm。φ60.3mm油管节箍为73mm，可以满足要求，悬挂器上部油管可选用常规油管组合，因此，侧钻井试油油管组合可选用φ73+φ60.3mm两级油管组合，并应该配有相应的变扣、筛管、油管短节等配套工具。

1.2 通井规的选择

通井规的直径一般选择比套管内径小6～8mm，长度为2～4m，特殊情况时应该大于下入工具最大外径及长度，考虑到悬挂器及井斜，通井规下部应带有相应导向头。目前江汉侧钻悬挂φ101.6mm套管完井井眼一般选用φ82×2000mm的外倒角通井规（底焊特制导向头）。

1.3 套管试压参数的选择

套管开窗侧钻井大多为老井，老井眼套管使用时间长，腐蚀及损坏情况不清。侧钻后期完井试压应该考虑套管使用年限及找漏情况，选择合适的试压参数。试油期间也应该试压至完井试压压力。（侧钻井试压一般为15MPa，稳压30min，压降不超过0.5MPa为合格。）

1.4 射孔枪组合及射孔方式的选择

目前，国内常用的射孔传输方式有两种，一是电缆传输射孔。由于侧钻井悬挂器、 开窗点处及小套管内井斜曲率变化大，影响正常的电缆传输射孔，应用较少。二是油管传输射孔。用油管作为传输射孔枪的工具，将射孔枪传输至射孔井段，然后进行校深，调整射孔管柱，对准目的层，打压或投棒起爆射孔。投棒射孔受到井斜及油管内径的影响，而打压射孔则需考虑压力传递方式，套管打压或者油管打压，油管打压射孔要保证油管密封性好，压力能够有效传递至起爆器。套管打压则还要考虑连通通道，射孔枪的起爆压力不得超过套管的试压压力。油管传输射孔对管柱数据的精确度要求较高，射孔枪定位准确性受到一定程度的影响，且射孔误差应小于0.2m。

1.5 排液、求产

选用的管柱组合符合井筒及排液要求。现在多用抽汲管柱组合自上而下为：φ73mm（89）油管+φ73（89）×φ60.3mm变扣+φ60.3mm油管+中间球座+电子压力计+锯齿冲头。也有油管传输射孔后直接带射孔枪抽汲排液。

若使用连续抽汲排液工艺则还需要考虑泵挂、抽油杆组合及扶正器大小、位置，泵挂处井斜和全角变化率，保证二级油管内扶正器及抽油杆节箍小于油管内径。且泵挂处井斜小于45度。

1.6 上返试油工艺技术

对于小套管分层试油与层间封堵，分析研究认为：采用打水泥塞是可行的。在配制水泥浆过程中，应当掌握套管内容积，准确计算配制水泥浆量。根据井深及水泥浆稠化时间，选择合适的水泥及缓凝剂。充分考虑管柱组合的节流压差，加大排量，减少顶替时间，保证在稠化时间内完成反洗及起管作业。

2 侧钻井压裂（酸化）工艺技术

由于地层物性差、侧钻井过程中泥浆污染、射孔参数不合理等原因，求产未能达到预期的效果。为了打开储层渗流通道，解除近井地带污染，消除射孔压实作用。常常会对目的层采取压裂（酸化）施工（以φ139.7mm+φ101.6mm侧钻井井眼为例）。

2.1 压裂（酸化）管柱组合选择

压裂（酸化）试油油管组合可选用φ73（φ89）+φ60.3mm二级油管+压裂工具组合。对于悬挂器位置井斜、全角变化率较大的井眼，建议二级油管使用倒角油管或者底带倒角管鞋。

2.2 封隔器及配套工具的选择要求

封隔器是在井筒中把不同的油层水层分割开并能够承载一定压差的井下工具，压裂管柱中的封隔器还起到保护上层套管的作用。在侧钻井中，封隔器及其配套工具的最大外径和长度不得超过通井规的最大外径及长度。并且应当具备一定的稳定性和耐压性，保证坐封成功，能够顺利解封起出。配套工具中不能有较大台阶，能够顺利通过悬挂器。

2.3 酸化（压）过程中施工参数的选择

常规酸化（压）施工工序为：替酸、投球坐封、挤酸、顶挤。下入封隔器（以φ73+φ60.3mm二级油管+安全接头-78+KDB-81水力锚+Y341-81封隔器+球座+接球篮为例）后，悬挂器以下油套环空理论容积为0.655m3/1000m，φ60.3mm油管理论容积为1.986m3/1000m，油套环空容积仅为油管内容积的1/3。加上变扣及球座的双重节流作用，替酸压力高。为保证封隔器不提前坐封，管柱要求刺通、清洁无杂物堵塞，小排量替酸，控制替酸压力。

对于低渗，施工压力高的侧钻井，平衡压力不得超过侧钻完井套管试压压力。

2.4 实例应用

下面以4口侧钻井压裂（酸化）试油为例进行应用分析，详细见表1。

3 结论与认识

试油施工前，应优化管柱组合，选用倒角二级油管、合适的下井工具，减少对悬挂器损害，并按照设计的要求井筒试压。

侧钻小套管井在试油过程中的抽汲排液工作，可以采用分体式变径套管捞油抽子进行，尤其是对低渗、低压、低液、开窗口高的侧钻小套管井，快速排液求产效果明显。

酸化压裂施工前，对井况要有充分的认识。侧钻井小套管施工对井壁及井筒内杂物的清理必不可少。不可为节省时间，减少必要工序。

研制新型套管、射孔器及侧钻井封堵等技术是今后一段时间的重点。

酸压过程中，优化泵注参数，结合现场实际情况，实时调整施工参数，提高储层改善效果。

参 考 文 献

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