油井水平侧钻技术试验
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[摘 要]随着油田开发进入中后期，大多数油井将进入高含水和低产低效期。利用长期停产无潜力井、低产低效井进行侧钻，可以实现与周边储集体的定向沟通，提高储量的动用程度，是实现该类型油藏高效开发的一种有效的工程技术手段。
[关键词]油藏 侧钻
中图分类号：TE243 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）48-0044-01
一、侧钻技术应用的开发背景
随着油田开发的深入，面临的问题更加复杂，剩余油分布零散，挖潜对象变差，挖潜难度加大，注水井注入压力高、注入量小等。如何有效开发老井厚油层剩余油、开发差薄油层、低渗透性油层及稠油油层，降低注入压力，提高吸水指数，已成为钻井与开发迫切解决的问题。而水平侧钻技术是一种低成本高效益的剩余油开采技术，尤其适合用于低产井、低渗井的老井改造以及开发不经济的层状薄油层。
我厂目前侏罗系油藏物性相对较好，但普遍存在边底水，不需要经过水力压裂便可以获得较好的单井产量，在采油速度控制不当的情况下，油井含水上升较快，在高渗透层形成水锥，造成油井后期的水淹，剩余油分布不均等问题，因此需要通过进一步地质研究，油藏精细描述后，避开水锥，侧钻开窗至剩余油富集区，控制采油速度，进一步提高采收率。另外一个研究方向是针对存在底边水的侏罗系差薄油层，经高能气体压裂后仍产液量不高，但又不能经过水力压裂改造（水压人工裂缝高度不易控制，容易联通底水层），可采用水平侧钻技术形成多个钻井井筒轨迹，增加泄油面积以达到提高产量的目的。
二.侧钻技术的增油原理
1、机械短半径水平侧钻技术
机械短半径水平侧钻技术原理：利用斜向器和开窗铣锥，在设计位置和预定方位开窗侧钻：即利用斜向器和开窗铣锥，在设计位置将套管磨穿而形成窗口，然后再用侧钻钻具钻出新井眼。优点是设计和施工工艺简单，完钻井径大。缺点是套管对测量仪器有磁干扰，需要使用陀螺测斜仪定向，侧钻出的前20米新井眼，仍然需要陀螺测斜仪进行检测，测量成本高。
三、 侧钻选井原则
1、 将井位部署在剩余油富集区， 目的层砂体发育稳定。
2、 施工选井必须是直井且无压裂措施改造过的低产低效井。
3、要求原井眼侧钻点位置固井质量完好，保证侧钻井开窗施工顺利进行。
根据以上选井条件，在吴仓堡区块选取机械短半径水平侧钻实验井3口，具体井号见下表：
49-474井于2011年6月高压投产延10层，初产液2.8方/天，产油2.2吨/天，后产液降至1.6方/天，产油1.2吨/天，截止侧钻前累计产液1351方，产油1102吨，累计时效689天。49-156井于2010年6月高压投产延10层，初产液4.8方/天，产油3.3吨/天，后产液降至3方/天，产油1.4吨/天，截止侧钻前累计产液3286方，产油1651吨，累计时效1213天。49-125井月2010年5月高压投产延10层，初产液4.5方/天，产油3.5吨/天，2013年11月停抽。截止侧钻前累计产液3014方，产油1998吨，累计时效1262天。三口油井都处于吴仓堡区延10油层构造带，延10油层砂体发育稳定，边底水不活跃，而49-474井周围其它井都在注采长2油层，处于剩余油富集区。
四、侧钻技术在我厂的试验及效果分析
1、机械短半径水平侧钻技术
机械短半径水平侧钻在我厂吴仓堡油区累计实施3井次。
2013年10月8日，由协作单位对第一口油井（49-474）进行侧钻施工，10月24日完钻，侧钻2个分支，总进尺90.3米。2013年11月2日，对第二口油井（49-156）进行侧钻施工，11月15日完钻，侧钻2个分支，总进尺90.3米。2013年12月6日对第三口油井（49-125）进行侧钻施工，12月20日完钻，侧钻2个分支，总进尺66.8米。
侧钻前后产量对比如下表：
其中49-474井侧钻后日增油达到9吨左右，截止目前累计产油3390吨，累计时效354天，目前产油9.4吨/天，增油效果显著。
其它两口侧钻后由于产量变化不大，于2014年初进行了控水压裂处理，措施后49-125日产油1.87吨，49-156日产油0.67吨，较侧钻前后都有一定的提高。
五、结论及认识
通过对六口井的现场试验，认为：
1、侧钻选井难度大，施工选井必须是直井且无压裂措施改造过，因为侧钻工艺主要是针对侏罗系油层，我厂侏罗系油层多属于薄油层，但侧钻选井对油层厚度也有一定的要求，所以油层厚度同样也制约着侧钻选井。
2、侧钻技术在侏罗系开发技术中有重要意义，可增加渗流通道，增产并提高采收率，但由于侧钻工艺在实施过程中会产生岩石碎屑造成油层孔道堵塞，建议在侧钻之后附加其它配套工艺进行处理以达到增产的目的。
参考文献
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