[科普中国]-侧钻井完井技术

发展概述

套管侧钻井是指在原套管内某一特定深度处开窗或段铣后侧钻出新井眼。它包括侧钻斜井、定向井和侧钻水平井。侧钻井、侧钻水平井最突出的特点是可使老井、停产停注井复活, 挖掘剩余油, 使老油田恢复产能; 可以充分利用原井场、原井的上部井眼和原有的输油输气管线, 明显节省投资。目前侧钻井的费用相当于钻新井费用的30% ～60% , 侧钻水平井的费用相当于钻新井费用的60%～80%。

侧钻井、侧钻水平井是一种投资少、见效快、经济效益显著的老油田开发技术, 早在20 世纪20 年代国外就提出了用侧钻井提高油井的产量。但由于受钻井和完井技术的限制, 直到80 年代该项技术才有了质的飞跃, 90 年代侧钻井技术已经完善, 侧钻井的数量迅速增长。我国侧钻井技术始于20 世纪50 年代, 但直到90 年代才有了较大的发展。目前全国各大油田都相继开展了套管侧钻技术的应用, 获得了明显的经济效益。

套管内侧钻短半径水平井是在套管侧钻技术和水平井技术基础上发展起来的一项综合技术。1

侧钻井完井技术侧钻井技术是在原井套管基础上进行侧向钻井, 以提高采收率的一项综合技术。该技术经过几十年的开发, 已为世界各地裂缝性油藏、高含水油藏以及事故井、报废井等的开发利用提供了有效手段。

老井侧钻井的特点一是井眼小, 二是充分利用老井眼、老设施,三是与钻新井相比投资少。

所以侧钻井是一种投资少、见效快、产量和采收率高及经济效益显著的开发技术, 该技术与新钻调整井和更新井相比, 不但节约可操作成本, 更重要的是达到了提高区块最终采收率的目的。

与此同时, 由于开窗侧钻的老井套管常年受腐蚀、频繁作业及侧钻钻进过程中对套管的震击破坏, 加剧了套管的变形损坏。另外, 由于国内侧钻井工艺管柱技术的研究刚刚起步, 还没有成熟的配套工具和技术, 没有合适尺寸的小井眼封隔器及其他配套工具, 生产时均采用全井合采, 其他的增产措施如压裂酸化等也未能进行。出砂井采用携砂生产, 由于砂埋、砂卡等原因造成修井次数增加, 给侧钻井的生产带来了很大的困难。因此, 有的井因缺乏完善的工艺配套技术而提前结束其使命, 有的井开井初期高含水, 根本没有发挥其最大功效。总之, 侧钻井开采工艺配套与普通井有着较大的区别, 需要深入开展研究。

根据油藏条件和工艺要求, 国内优选侧钻井的完井方式, 主要有三种: 固井射孔完井、带管外封隔器的衬管完井、裸眼完井。其中绝大多数是采用了固井射孔完井, 对于高压、漏失等复杂情况的侧钻井采用带管外封隔器的衬管完井, 以碳酸盐岩或灰岩为主的天然裂缝性油藏采用裸眼完井。

侧钻井固井大多采用尾管固井工艺, 139 . 7 mm 套管侧钻后下入89 mm 油管(177 . 8 mm 套管侧钻后下入114 . 3 mm 油管) 作为油层套管, 采用全侧钻井段注水泥固井, 主要配套工具有尾管悬挂器、阻流环、组合胶塞、扶正器等。箍套管以及套管漂浮等技术, 取得了显著的经济效益。1

侧钻水平井完井技术侧钻水平井由于侧钻井眼小(139 . 7 mm 套管内只能侧钻出118 mm 的井眼, 177 . 8mm套管内只能侧钻出152 mm 的井眼) , 同时为了保证中靶率和节约成本, 大多采用小曲率短半径, 局部造斜率较高( 最高达3 . 6°/ m) , 因此基本不采用尾管注水泥固井射孔完井。其原因: 一是短半径水平井井径小、造斜率大, 只能下入相对较小直径的尾管, 井眼轨迹和井眼直径限制了射孔穿深; 二是侧钻水平井固井质量难以保证, 且容易造成油层污染。

应根据侧钻水平井的油藏条件、井眼轨迹、钻采工艺等参数优选侧钻水平井完井方式。胜利油区采油院根据不同的完井方式和工艺要求, 研制成功了多功能侧钻水平井完井工艺管柱( 该管柱1999 年获国家实用新型专利, 专利号为: ZL97249885 . 0) , 起下一次管柱, 能够实现井眼冲洗、油层解堵、准确封隔油气水层和有效防砂的多种功能。该多功能管柱根据不同油藏类型分为三种: 筛管完井及井眼清洗一次管柱; 带管外封隔器的筛管(或滤砂管) 完井及井眼清洗一次管柱; 造斜段注水泥固井加筛管( 或滤砂管) 完井及井眼清洗一次管柱。

在引进国外具有世界先进水平的完井工具的基础上, 通过现场应用, 自行研制出了小井眼管外封隔器、尾管悬挂系统、液压释放工具、管内膨胀工具、小井眼洗井阀、柔性接头等完井工具和多层金属网、金属毡两种新型滤砂管。目前已经形成了一套完整的适合胜利油区不同油藏类型、不同井眼状况的􊚼139 . 7 mm 套管内短半径侧钻水平井完井工艺技术。1