侧钻井项目投资效益分析

袁会

【摘要】侧钻工艺对采油厂来说是一种较成熟的工艺。为了使事故井、停产井、报废井恢复生产，提高原油采收率，同时又能保持所开发井网的完整性，节约钻井成本，减少地面建设费用，充分利用老井场、部分完好的老井筒，通过侧钻新的井眼到目的层位、下入小套管井的方式，使部分报废井、事故井恢复产能。面对国际油价下跌的严峻形势，采油三厂及时转变观念，进一步加强以效益为中心的储量、产能论证和井位优化，在侧钻井上下功夫，近年以来增加侧钻井技术的应用，是死井复活，老井更新，保持和完善原油井网，并取得了良好的效果及效益。本文以云3-侧2井为例，进一步阐述了侧钻井技术给采油厂带来的效益。

【关键词】油藏开发；钻井投资；效果分析

一、油藏开发特点及侧钻井投资必要性

（一）油藏开发特点

油减开发是一项高风险、高投资、高技术水平的工程项目，其具体特点有以下几点。

1.风险高。石油深埋地下，常常处于高温、高压状态，具有不可性和非均质性的特点，开发难度大：油田开发布局点多、面广、作业区分散，作业环境受气候等自然条件变化影响大，管理难度大，管理成本高。

2.投资额巨大。石油开发工程是一项复杂的系统工程，包括油气井工程、采油工程、油田地面建设工程、油气储运工程等子工程，各项工程的投资都十分巨大，开发上的任何轻率的决定，都可能造成巨大的经济损失。

（二）云3-侧2井的油藏开发现状及部署

1.断层高部位发育微构造高点

依托2008年濮卫高精度三维地震资料，对研究区进行精细构造解释，卡准云2块西边界濮30断层，确定断层的走向、倾向和相互交切关系，断层高部位局部发育存在微构造高点，剩余油富集。

2.剩余油较富集

目的层沙一下储层物性好，含油层系单一，依靠边水驱开发，剩余油主要集中在断层遮挡区构造高部位。云3—2井区控制可采储量2.7x10⁴t，累计剩余可采储量1.61X10⁴t。

（三）侧钻井投资的必要性

1.侧钻井可以充分利用老井原有井段和地面设施，因而成本要比钻新井低得多，侧钻水平井更是如此。这就降低了整个投资的成本。

2.侧钻井主要应用于老区老井，有较多的钻进资料和开发资料作为依据，对复杂油藏的认识更清楚，成功率更高。侧钻井原井净身轨迹资料准备可靠，新钻井段少，中靶率高，达到目的层和设计部位风险较小。

二、批复主要工作量

（一）油藏工程

方案利用老井3口（云2-平1、云2-平3、云3-侧1），部署侧钻油井1口云3-侧2，设计井深2260m（垂深），预计增加控制储量8.3×10⁴t，恢复可采储量1.61×10⁴t，恢复年产能力0.09x10⁴t，初期日产能力3t/d，6年评价期累计产油0.3708x10⁴t。

（二）钻井工程

利用原有井眼和套管，在1850m处开窗侧钻，设计井深2360m，钻井进尺510m；下直连型P11ox101.6mm×7.8mm油层尾管1700m至井底2360m处。

三、钻井工程质量控制

（一）开窗（1846～1848m）

该井段使用Ф118mm铣锥，于2017月04月25日21：30开窗，至2017年04月26日05：00钻至井深1848.OOm完成进尺，26日12：O0钻头起出钻台面完钻。

该井段钻压10～20KN、转速60rpm、排量9L/S、泵压10MPa：开窗磨铣20～30min后，钻压逐渐增至20～30KN进行磨铣，保持每磨铣30cm左右，上下活动钻具修窗、清洗井底碎铁屑，避免重复破碎，采用如下钻具组合：Ф118mm铣锥+Ф104.78mmDC×3根+中88.9HWDPx12根+Ф79mmDP，開窗至窗口底部时，应将钻压降至10KN，防止因钻压过大将铣锥提前挤入地层中，造成窗底台阶。

（二）定向（1848.00～2031.OOm）

本井为单靶定向井。造斜点1875m，采用钻具组合：Ф118mmPDC+Ф95mm 1.5°单弯螺杆×1根+Ф89mmNMHWDPx1根+Ф89mmHWDPx12根+Ф79mmDP。

使用有线随钻仪器先降井斜在摆方位，待方位比对靶方位略小时开始增井斜捎带增方位，定向至井深为2031m处井斜、方位已经达到预计设计，故以后采用双驱钻进，以保证井眼的光滑。

四、云3-侧2钻井项目投入及收入对比

云3-侧2钻井工程项目根据实际工作量，共发生投资285万元，包括以下费用：1.钻井工程总费用264.9848万元，其中：钻井劳务170.64万元，测录井费用30.44万元，甲供料21.69万元，下套管及试压费2.31万元.钻井设计费0.45万元，分层测试及剩余油监测费16万元，陀螺测斜1.95万元，工农及其他费用39.22万元。2.采油工程费20万元。严格控制在分公司下达计划范围内。

五、侧钻井与常规井的优势比较

2017年1—7月份采油三厂一共实施了8口，其中常规井2口，侧钻井6口

（一）侧钻井投资费用远远低于常规井，侧钻井比打新井投资省，正常每口侧钻井的平均费用是268万元，而每口常规井平均费用621万元，平均单口侧钻井的费用比常规井节约353万元，这笔费用非常可观，给采油厂带来很大的收益。

（二）利用老井大段井段实施侧钻技术，对老井剩余油挖潜效果较好，云3-侧2的实施是2017年首口效益井，成为老区调整挖潜新亮点，也为老区稳产上产寻找一个重要突破口，并逐步成为老区稳产上产的科技利器。该井的实施进一步增强了技术人员通过精心研究应对面临国际油价形势，实现油田持续发展的信心。

六、云3-侧2钻井项目实施总结

（一）成功的做法

1.针对井区砂体单一，埋深较浅，地震品质较好的特征，利用波阻抗反演技术，优选振幅属性可提高砂体预测精度。

2.通过“亮点”技术，可发现储层小的起伏变化，成功预测有利于剩余油富集，正向微幅度构造。

（二）存在问题与不足

对区块产能建成后，开发中存在的主要问题进行分析.并提出开发建议。目前由于该块能量主要依靠边水供应，云3-侧2井液量和含水控制显得尤为重要，建议根据动态情况制定合理的工作制度，保证高产稳产。