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    提高稠油區(qū)塊側(cè)鉆井生產(chǎn)效果配套技術(shù)

    2020-03-15 05:49:21郭玉山
    科海故事博覽·中旬刊 2020年2期
    關(guān)鍵詞:配套技術(shù)稠油

    郭玉山

    摘 要 本文探討了油井開發(fā)中存在的主要問題是:油井井況差、油井利用率低、平面矛盾突出、油井出砂嚴重不能正常生產(chǎn)、油井高含水而無法實施堵水、低產(chǎn)低效井多而目前井網(wǎng)條件下仍有剩余油分布,針對開發(fā)中存在的問題,采油作業(yè)二區(qū)對油井進行側(cè)鉆,目前已成為上產(chǎn)的主要措施。雖然通過加強管理,側(cè)鉆井質(zhì)量與以前相比有很大提高,但還存在一些問題,因此下一步要加強管理和配套技術(shù)研究,提高側(cè)鉆井效果。

    關(guān)鍵詞 稠油 低產(chǎn)低效 側(cè)鉆井 配套技術(shù)

    中圖分類號:TE92 文獻標識碼:A 文章編號:1007-0745(2020)02-0019-03

    1 概況

    采油作業(yè)二區(qū)目前投入開發(fā)6個斷塊,動用含油面積約9.21km2,動用地質(zhì)儲量約3701×104t,采油速度1.2%;采出程度10.8%。截止到2018年12月份,全區(qū)總井463口,開井329口,日產(chǎn)油1505t/d,日產(chǎn)液4775t/d,綜合含水65.4%。

    采油二區(qū)投入開發(fā)的6個稠油區(qū)塊,已進入吞吐開發(fā)的中后期,地層壓力低、出砂嚴重、平面上縱向上矛盾突出、油井井況差、高含水,制約著區(qū)塊的開發(fā),而側(cè)鉆是解決上述矛盾的有效方法 。提高側(cè)鉆井生產(chǎn)效果是區(qū)塊開發(fā)的主要工作方向。

    2 開發(fā)中存在的問題

    2.1 油井井況差油井利用率低平面矛盾突出

    采油作業(yè)二區(qū)以稠油區(qū)塊為主,隨著開采時間延長,吞吐輪次的增加,油井套管損壞非常嚴重,稠油井套管損壞嚴重的原因如下;

    (1)多輪次注汽使油管經(jīng)過反復(fù)熱脹冷縮,套管強度降低。同時由于注汽時封隔器一般位于油層頂部的10—50米,使該部位套管應(yīng)力發(fā)生變化,經(jīng)統(tǒng)計從封隔器到油層部位,套管損壞井占總井數(shù)的73%。

    (2)油層出砂嚴重造成射孔井段內(nèi)油層坍塌使套管損壞。

    (3)未按熱采鉆井工藝完井,套管強度不夠注汽后造成套管損壞。

    統(tǒng)計全區(qū)有井下狀況井270井次,占總井數(shù)的58.3%,帶病生產(chǎn)井有181井次,其中只有24口井不影響油井分注、補層、堵水措施,有157口井影響油井措施。停產(chǎn)井有89口井,井況較差,占停產(chǎn)井總數(shù)160的55.6%。其中有套變井63井次占停產(chǎn)井數(shù)的70.8%,通過側(cè)鉆可解決因油井井況差而造成的平面上的矛盾。進行平面挖潛同時側(cè)鉆井在采油二區(qū)所管理的稠油區(qū)塊,側(cè)鉆費用單井需50萬元,與鉆新井相比節(jié)約費用約80-90萬元。

    2.2 油井出砂嚴重不能正常生產(chǎn)

    統(tǒng)計全區(qū)2018年受井下狀況差影響,出砂嚴重卡井10井次,合計日影響液量217t/d,日影響油量62t/d,10口井井下均有套變,之所以發(fā)生套變是因為反復(fù)蒸汽吞吐隔熱管反復(fù)脹縮和地層疏松坍塌擠壓所致。同時油井發(fā)生套變后不能沖撈砂,吐到井筒的砂不能排出,造成油井卡砂,尤其是在32-18塊、錦92塊、錦607塊出砂嚴重區(qū)塊,因出砂而影響正常生產(chǎn)。通過側(cè)鉆,在側(cè)鉆的同時采取可行的防治砂措施可恢復(fù)油井生產(chǎn)。

    2.3 油井高含水而無法實施堵水

    采油二區(qū)高含水井主要集中在錦92塊北部、錦25塊、32-18塊,其中錦25塊由于油層埋深淺,側(cè)鉆后井底位移小,錦25塊高含水井側(cè)鉆后效果差。利用側(cè)鉆選射和井間換層技術(shù)可解決錦92塊北部、32-18塊油井高含水問題。

    2.4 低產(chǎn)低效井多而目前井網(wǎng)條件下仍有剩余油分布

    低產(chǎn)低效井主要集中在錦92塊和錦92塊,主要受構(gòu)造影響,油層物性偏差,無邊底水能量驅(qū)動,油井低產(chǎn)能,產(chǎn)量小于5噸的井占該塊井數(shù)的67%,而產(chǎn)量只有33%,這部分井注汽投入為負效,如不注汽投入又無產(chǎn)能。采取井底大位移側(cè)鉆,挖掘剩余油潛力,同時結(jié)合同井點井間換層調(diào)整,可以一舉恢復(fù)多口井。

    3 側(cè)鉆井在生產(chǎn)中應(yīng)用情況

    針對開發(fā)中存在的問題,采油作業(yè)二區(qū)對油井進行側(cè)鉆,目前已成為上產(chǎn)的主要措施。側(cè)鉆技術(shù)在采油二區(qū)主要應(yīng)用在以下幾個方面:

    (1)套壞(變)井。這類井占絕大多數(shù),共側(cè)鉆油井87井次,83口井,其中60%左右為套管有問題井。

    (2)井下落物井。有些井井下狀況比較復(fù)雜,經(jīng)過大修后仍不能復(fù)產(chǎn),為了提高儲量動用,對油井進行側(cè)鉆,這類井約占總井數(shù)的20%。

    (3)高含水井側(cè)鉆后復(fù)產(chǎn)。高含水井側(cè)鉆分兩類:一是本層系側(cè)鉆后選層射孔,如錦92塊西部高含水32-242井側(cè)鉆后取得了較好效果。二是高含水井加深側(cè)鉆到下部其它層系。如錦92塊于樓油層井加深側(cè)鉆到興隆臺油層。

    (4)由于油層薄或無油層。通過加深地質(zhì)認識和使用側(cè)鉆改變井底方位復(fù)產(chǎn)。

    (5)同井點有多口井開采不同層系。通過一口井側(cè)鉆后實施井間換層,可使其它井復(fù)產(chǎn),如錦45塊的31-22井由于樓油層加深側(cè)鉆到興2,可使31-221和31-222兩口停產(chǎn)井復(fù)產(chǎn),27-22側(cè)鉆后27-221、27-222復(fù)產(chǎn)。

    (6)出砂嚴重的停產(chǎn)井,側(cè)鉆后采取先期防砂。主要是32-18塊出砂嚴重井033-171C2、33-181C、035-171C和錦92塊南部的32-28C、33-28C。

    4 側(cè)鉆井生產(chǎn)效果分析

    截止到2018年12月全區(qū)共側(cè)鉆油井11口,目前開井10口,日產(chǎn)油87t/d,累積增油1.1973t×104,平均單井增油1088t。取得了較好的經(jīng)濟效益,提高了我廠儲量動用和油井利用率。

    特別是2018年,我區(qū)加強了側(cè)鉆井的選井、方案的優(yōu)化,為減少鉆井中油層污染,投產(chǎn)前采取油層深部酸化處理,通過深入細致的工作,對可行的側(cè)鉆井進行分類,對初期預(yù)計日增油量7t/d以上井進行側(cè)鉆,取得了很好的效果,全年投產(chǎn)側(cè)鉆井11口,錦92塊9口、32-18塊2口,初期單井日產(chǎn)油8t/d,累增油1.1973×104t。初期單井日產(chǎn)油增加3t/d。 同時通過側(cè)鉆后換層使7口長停井復(fù)產(chǎn)。具體作法及效果如下:

    4.1 側(cè)鉆后注汽投產(chǎn)前采取油層酸化處理

    采油作業(yè)二區(qū)所管理的稠油區(qū)塊中,實施側(cè)鉆的主力區(qū)塊錦92塊、32-18塊已進入吞吐開發(fā)的中后期,由于多輪次的降壓吞吐開發(fā),目前地下虧空嚴重,地層壓力低至2-3Mpa,以目前的鉆井泥槳比重測算目前的泥漿比重1.10,按油層深度1000m計算,鉆井液在油層部位壓力達10.78Mpa,高于目前油層壓力。鉆井泥槳及易污染油層,錦92塊興12油層組泥質(zhì)含量偏高,據(jù)電測解釋統(tǒng)計泥質(zhì)含量高達15%,遠遠高于7-8%的水平。粘土礦物在注汽時遇水膨脹,影響滲透性,造成油井注汽壓力高、低產(chǎn)能,分析受以上兩個因素的影響,在我區(qū)的側(cè)鉆井投產(chǎn)過程中首次提出,在注汽前進行酸化預(yù)處理,提高了側(cè)鉆井效果 。

    4.2 側(cè)鉆選井時考慮井間層系互換提高油井利用率

    錦92塊北部隨著層調(diào)整的結(jié)束,目前部分井區(qū)井網(wǎng)已完善,在側(cè)鉆井選井時,對同井點分別開采于1、于2、興1、興2油層組,對12層系的井加深側(cè)鉆,同時對其它層系進行層系調(diào)整,使同井點的其它停產(chǎn)井復(fù)產(chǎn),更有效合理的利用資金,降低成本。

    4.3 加大側(cè)鉆井底位移,改變側(cè)鉆方位

    根據(jù)研究成果錦45塊,加熱半徑只有40-55米,目前在邊角部位井網(wǎng)不到83米,所以平面上仍有剩余油分布,通過加大井底側(cè)鉆位移,向有利部位偏移,使側(cè)鉆井投產(chǎn)效果達到新井水平,節(jié)約了新井鉆井成本,提高了經(jīng)濟效益。

    4.4 精細研究避射水淹層,使側(cè)鉆井一次性投產(chǎn)成功

    采油二區(qū)所管理的錦92塊、32-18塊由于多輪次的吞吐開采,水淹嚴重。錦92塊水淹形式以沿高滲層單層突進,底水錐進,斷層水侵入為主;32-18塊水淹形式主要是受32-161斷層影響,斷層兩側(cè)于1頂不密封,頂水下滲造成水淹。側(cè)鉆井在投產(chǎn)時,進行精細對比反復(fù)論證,可確保投產(chǎn)成功。如錦92塊的31-22C井由于1加深側(cè)鉆到興12,興12電測解釋未水淹,經(jīng)分析對比31-221C井側(cè)鉆投產(chǎn)興2下部見水,31-22C投產(chǎn)避射此段,投產(chǎn)效果較好。

    4.5 上提懸掛器位置固井,提高固井質(zhì)量

    通過上提懸掛器位置固井,有效的解決了東營組開窗,因固井質(zhì)量不合格而造成的管外竄槽東營組水下竄油井高含水的情況。

    4.6 稠油井采取封上措施,解決了上部套管斷裂表層水下竄

    32-18塊31-181C井投產(chǎn)后,高含水,通過水性分析及水溫判斷為表層水,分析為上部套管斷裂所至,在756.12米下入封隔器,有效的解決了上述問題。31-181C井生產(chǎn)效果見采油曲線(如圖1所示)。

    5 經(jīng)濟效益評價

    通過深入細致的工作,提高了側(cè)鉆井效果。2018年共側(cè)鉆11井次,累計增油1.1973×104t,按噸油售價850元,產(chǎn)出1017.7050萬元。

    投入側(cè)鉆費550萬元;注汽作業(yè)等費用347.2170萬元,合計897.2170萬元。

    通過同井點側(cè)鉆調(diào)層7口井,增油5669t,產(chǎn)出481.8650萬元。

    投入補層射孔、注汽作業(yè)費用164.4010萬元。

    側(cè)鉆合計創(chuàng)效437.9520萬元。

    6 結(jié)論與下步措施建議

    以前完鉆的側(cè)鉆井,目前停產(chǎn)井比例較大,78口井其中有9口井二次側(cè)鉆,32口井目前關(guān)井,停產(chǎn)井數(shù)占總井數(shù)的41%,停產(chǎn)的主要原因是油井套損壞(變形)、高含水和井下落物、低產(chǎn)能等,側(cè)鉆井停產(chǎn)原因分類見下表1。

    停產(chǎn)井中錦25塊側(cè)鉆井因高含水停產(chǎn)居多,25塊共有側(cè)鉆井24口,其中有20口停產(chǎn),占停產(chǎn)井總數(shù)的63%。錦25塊側(cè)鉆位移小,側(cè)鉆效果差,不適宜側(cè)鉆。造成側(cè)鉆井停產(chǎn)比例較大的原因是:

    (1)過早出水或套管損壞。環(huán)空間隙小,7″套管側(cè)鉆井的井眼尺寸為152.4mm,尾管本體外徑為127mm,尾管接箍外徑為141mm,尾管和井眼的間隙僅有5—12mm,與理論上合理間隙18-20mm相比,差距較大,同時由于泥餅的存在,實際間隙小于該值,固井形成的水泥環(huán)薄,很容易在作業(yè)或采油過程中損壞,造成過早出水或套管損壞。

    (2)套管不居中,水泥分布不均勻或竄槽,導(dǎo)致側(cè)鉆井過早出水。

    (3)固井質(zhì)量差。側(cè)鉆井固井質(zhì)量差主要有以下幾種情況:懸掛器到窗口固井質(zhì)量較差,水層開窗井地層中的水很容易通過懸掛器進入井中;油層段固井質(zhì)量差,稠油區(qū)塊目前油水關(guān)系復(fù)雜,如果其中一段固井質(zhì)量差,就可導(dǎo)致油井投產(chǎn)后出水。測井曲線很難判斷、很難反映真實的固井質(zhì)量。從目前國內(nèi)外側(cè)鉆技術(shù)發(fā)展的趨勢看,加大井眼與套管之間的環(huán)形間隙,提高固井質(zhì)量,增加水泥環(huán)的厚度和韌性是提高側(cè)鉆井壽命較為有效的解決辦法之一。側(cè)鉆井擴孔技術(shù)就是解決固井質(zhì)量的最有效的方法,并且由于擴孔速度快,鉆井液對油層污染程度低,可以提高油井的產(chǎn)能。因此,應(yīng)該以科學的施工工藝和方法徹底解決側(cè)鉆井存在的問題。

    (4)地層壓力低,泥漿污染嚴重,投產(chǎn)后低產(chǎn)能。

    (5)老側(cè)鉆井未封原井段。

    7 下步措施建議

    通過加強管理,側(cè)鉆井質(zhì)量與以前相比有很大提高,但還存在一些問題,因此下一步要加強管理和配套技術(shù)研究,提高側(cè)鉆井效果,下一步要作好以下幾方面工作:

    (1)控制泥漿比重。側(cè)鉆井由于受到原井眼長期開采的影響,地層壓力低,泥漿比重過高,造成油層污染,因此要確定合理的水泥漿密度。

    (2)側(cè)鉆后注汽投產(chǎn)前采取油層酸化處理,側(cè)鉆選井時考慮井間層系互換提高油井利用率。

    (3)上提懸掛器位置固井,提高固井質(zhì)量,解決水層開窗問題。

    (4)套管居中技術(shù)。由于目前側(cè)鉆井井徑較小,如果套管不居中,很容易造成固井質(zhì)量差,研究結(jié)果表明,當套管偏心度大于60%時,水泥漿必然出現(xiàn)竄槽和死角現(xiàn)象,針對7″套管開窗下5″套管的情況,只要套管偏心大于3mm,套管偏心即可達60%。而且側(cè)鉆井都具有一定斜度,如不采取措施,套管偏心3mm極其容易,加大套管與井眼之間環(huán)形間隙是相對減少套管偏度的有效措施。

    (5)加大側(cè)鉆井底位移,向有利部位偏移,挖掘剩余油潛力。

    (6)精細研究避射水淹層,使側(cè)鉆井一次性投產(chǎn)成功。

    (7)對側(cè)鉆井要采取有效的擴孔措施,擴孔要均勻。

    遼河油田公司錦州采油廠,遼寧 凌海

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