安塞油田老井侧钻工艺技术试验研究

郭蒲 张育超 邱家友 钟智勇 史小亮

(长庆油田分公司第一采油厂， 陕西 延安 716000)

安塞油田有长停井1 222口，其中采油井821口，注水井401口，集中分布在开发时间较长的王窑、侯市、杏河、坪桥等老区。油田可建产储量严重不足，建产难度逐年加大。预测资源潜力约3×108t，主要分布在林缘区、水源区、矿权争夺区，均为致密油、低丰度难动用储量，建产难度大。地理位置敏感，库区流域内，加密调整受限，生产区域主要分布在“四河三库”流域；特别是王窑水库，该库区流域分布于侯市、杏河等油藏，后期加密井网调整受限[1-2]。

本次试验根据潜力条件进行选井，在长停(关)井实施开窗侧钻，研究安塞油田老井开窗侧钻工艺、小套管固井工艺，形成安塞油田侧钻井压裂改造、小套管采油技术，最终达到开采剩余储量、挖潜剩余油的目的。

1 侧钻潜力分析

根据剩余油分布特征可知，1 222口长停井中具备侧钻潜力的井有248口；其中，裂缝主方向水淹井110口，高含水水淹井136口，井筒问题井2口。另，无潜力油水井947口，主要位于高含水区、边远井、区域已加密无侧钻井位等[3- 4]。具体的安塞油田长停井侧钻潜力分类情况见表1。

表1 安塞油田长停井侧钻潜力分类表

2 侧钻实验方案

2007年，在王窑长6油藏对2口水淹井展开侧钻试验，在512″套管内采用118 mm钻头侧钻，避开水线动用侧向剩余油，经过压裂改造后平均单井累计产油量约4 000 t。侧钻试验方案如下：

(1) 王侧9-16井侧钻。套管开窗侧钻新井眼，井眼方位垂直于见水方向，井底位移为186 m；侧钻前，用“桥塞+水泥”封堵老裂缝；通过新井眼压裂改造形成新缝，动用侧向剩余油。

(2) 王侧11-17井侧钻。开窗侧钻新井眼，侧钻方位为280°，垂直于见水方向，水平位移为121 m；侧钻前，用“桥塞+水泥”封堵老裂缝；通过新井眼压裂改造形成新缝，动用侧向剩余油。

长6油藏侧钻开窗情况见表2。通过前期侧钻井，形成了直井条件下开窗侧钻、轨迹控制及固井完井技术。2口井试验结果表明，“封堵老缝+侧钻新井+压裂新缝” 治理水淹长停井的技术思路是可行的；同时，侧钻井以及侧钻方位均为剩余油富集的砂体边部，投产后开发效果有所提升。由于采用侧钻定向井，储层钻遇较短，侧钻后单井产量均未超过老井初期产量。

表2 长6油藏侧钻开窗情况

3 定向井侧钻工艺研究

3.1 定向井侧钻试验难点

安塞油田开发井多为定向井。为了进一步提高侧钻技术的适应性，于2016年开展定向井侧钻试验，全年共完钻7口定向井。在定向井条件下侧钻技术难点如下：定向井井眼轨迹方位与剩余油不在同一个方位，导致侧钻井眼为三维井，轨迹控制困难；斜井条件下斜向器定位、座封容易错位，定位开窗难度大；密封悬挂尾管固井完井、窄间隙固井技术要求高[5-7]。

3.2 定向井侧钻开窗点选择

在直井段开窗，可以实现二维井钻井；但是悬挂位置高，侧钻进尺较长，同时不利于采油。在斜井段开窗，钻井侧钻进尺较短，有利于采油，但是需要完成三维井身剖面设计，会增加钻井难度[8- 9]。定向井侧钻方式及造斜点井深统计情况见图1、图2。

以杏侧35-118井为例进行分析。杏侧35-118井原井眼造斜点长150 m，采用“直 — 增 — 稳”井身剖面，通过管柱(278″钻杆)扭矩模拟计算，应用“MWD+重力工具面”于1 056 — 1 060 m段定位开窗。实施效果显示，通过优化开窗位置，并结合老井井眼轨迹的井斜角、方位及侧钻靶点要求优化侧钻轨迹，设计钻井周期为10.4 d，实际平均钻井周期10.5 d，平均机械钻速为5 mh。杏侧35-118井深结构及水平投影见图3、图4。

图1 定向井侧钻示意图

图2 定向井造斜点井深统计图

图3 杏侧35-118井深结构图

3.3 定向井侧钻固井工艺

针对小井眼固井质量差、施工风险大等难题，优化固井工具、水泥浆体系和悬挂技术。固井工具采用“双浮箍(强制复位)+座底式浮鞋”。确保固井后放回水正常断流，浮鞋可坐底倒扣，坐底后侧孔可循环。为解决侧钻小井眼环空间隙小、水泥环薄且脆性大以及压裂过程中易发生水泥环封隔失效的问题，选用韧性水泥浆体系，使弹性模量降低35.9%，使泊松比提高7.54%。韧性水泥浆体系性能见表3。

图4 杏侧35-118水平投影长度表3 韧性水泥浆体系性能

配方抗压强度∕MPa抗折强度∕MPa弹性模量∕MPa泊松比纯水泥34607237210358G级+1%弹性材料32206926320370G级+2%弹性材料30406835640378G级+3%弹性材料27606724620384G级+4%弹性材料18305424530385

采用封隔式液压尾管悬挂器，解决了尾管固井后下入尾管串与上层套管串的彻底封隔的问题，确保重叠段的固井质量。2017年实施的4口井固井过程正常，其中：第1界面胶结良好率达95.9%，胶结中等(3.1%)；第2界面胶结良好率达59.2%，胶结中等(40.7%)。总体上，固井质量良好，而前期实施井固井质量较差。

3.4 定向井侧钻压裂改造工艺

前期实施井的小套管改造工具不完善，采用“笼统合压”进行改造，压裂钻具位于512″套管内。射孔方式采用79 mm射孔枪单段射孔；改造参数中，加砂量为20.0 m3，排液量为1.6 m3min，砂比为35%。2016年实施井采用312″套管完井，无法使用封隔器等传统工具进行机械分级。油层跨度较大，分射合压的改造方式无法确保所有油层都得到有效覆盖。采用动态多级暂堵转向技术，利用暂堵转向取代封隔工具，可实现全井段有效增产。

采取以下改造方案：射孔时采用小直径深穿透射孔枪弹(60枪60弹)，孔径可达7.8 mm，穿深605 mm；配套Y341-70小套管专用工具，下入深度位于312″小套管内进行压裂。2016年共改造10口井，其中对4口井采用“动态多级暂堵转向技术”进行改造，实施井初期日产液量为4.7 m3，日产油量为2.30 t，含水率为41.7%，总体产量略高于前期实施井。

4 结 语

水驱规律认识清楚，剩余油富集的区域实施侧钻效果较好。已实施侧钻的高侧39-8、王侧11-9、塞侧302等井位于水线侧向，区域内剩余油富集，侧钻实施效果较好。

周边井高含水或见水风险高的井，侧钻实施效果较差。坪侧41-18井同井排相邻5口井出现水淹，1口侧向加密井含水率为80%，见水风险较大。该井侧钻后含水率一直在90%以上，效果较差。

根据安塞油田地层特性和井眼轨迹的控制水平，开窗点一般选择在地层坚硬的层位；而早期的部分老井水泥返高不足，部分井为套损井，需要对水泥返高不足井进行二次固井后再实施侧钻作业。

已投产井无防蜡、防气工具，如后期进行措施作业，还需配备专用的工具。下一步应加强小套管井配套工具的研发与应用。

[1] 何奉朋,李书静,张洪军,等.安塞油田低产低效井综合治理技术研究[J].石油地质与工程,2009,23(6):62-64.

[2] 李维.鄂尔多斯盆地安塞油田延长组长10油藏精细描述研究[D].西安：西北大学,2011:10-20.

[3] 金拴联,蒋远征,杨秋莲,等.安塞油田注水开发技术研究[J].西北地质,2008(1):115-120.

[4] 彭汉修,田启忠,李海涛.侧钻水平井完井技术研究与应用[J].石油天然气学报,2011,33(2):135-137.

[5] 蒋有伟.应用侧钻井提高油田采收率[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报),2005(增刊2):96-97.

[6] 王立军,李金凤,朱铭,等.侧钻井井型的确定及其经济评价[J].科学技术与工程,2011,11(17):3929-3932.

[7] 薛永康,吴大康,屈军勤.512″套管开窗侧钻技术在安塞油田的应用[J].长江大学学报(自然科学版)，2008,5(3):162-164.

[8] 樊新斌.侧钻技术在安塞油田挖潜中的应用与研究[D].西安：西安石油大学,2012:10-20.

[9] 薄珉,陈勋,巩永丰.辽河油田侧钻井技术[J]. 石油钻采工艺,2003(2):21-24.