套管內(nèi)鉆孔深穿透徑向井技術(shù)

黨文輝 馬宏偉 陳建林 李永剛 尹相榮

（1.新疆油田公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依 834000；2.新疆油田公司百口泉采油廠，新疆克拉瑪依 834000； 3.新疆油田公司開發(fā)公司，新疆克拉瑪依 834000）

百口泉油田已步入開發(fā)中后期，現(xiàn)面臨如下問題：單井產(chǎn)量逐年下降；鉆井、修井等過程中不同程度地造成了近井地帶污染；非均質(zhì)、低孔、低滲導(dǎo)致大量儲量難以動用，剩余油挖潛難度越來越大等。目前該油田增產(chǎn)增效最主要的技術(shù)手段為壓裂和擠液酸化解堵，但這些技術(shù)存在成本高、對儲層帶來不同程度污染且隨地層非均質(zhì)等影響應(yīng)用效果在逐漸變差等問題，因此，尋求老油田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)支撐對百口泉油田的可持續(xù)高效開發(fā)顯得尤為重要。

套管內(nèi)鉆孔深穿透徑向井技術(shù)是近年來發(fā)展起來的一種油氣田增產(chǎn)及改造技術(shù)［1］，通過采用小尺寸鉆頭在目的油層套管鉆孔，然后使用帶噴射鉆頭的軟管，借助高壓射流的破巖作用在油層不同深度和方位鉆出多個輻射狀徑向孔，其增產(chǎn)機理［2-3］在于深穿透污染帶解堵，形成類似于水平井的多個徑向通道以擴大泄油面積和降低生產(chǎn)壓降。主要為低滲、稠油、老油田和邊際油田提供一種經(jīng)濟高效的開采途徑［4］。

1 技術(shù)原理

徑向井技術(shù)采用兩套鉆具，如圖1 所示，其技術(shù)原理如下。

（1）用常規(guī)油管傳送導(dǎo)向器。

（2）用電纜傳送磁性定位儀和自然伽馬校深儀測定深度位置，用電纜傳送陀螺儀測斜確定開孔方位。

（3）用?12.7 mm 連續(xù)油管傳送磨銑鉆頭在目的位置套管內(nèi)定向開出直徑20 mm 的孔。

（4）用?12.7 mm 連續(xù)油管傳送噴射軟管及噴射鉆頭依靠水力噴射形成直徑30～50 mm、長度50～100 m 的徑向水平孔。

（5）同一深度不同方位可開孔，同一方位不同深度亦可開孔，這樣就形成多分支徑向油氣滲流通道。

圖1 徑向井技術(shù)所采用的兩套鉆具

2 選井選層

2.1 1139 井

1139 井油層小層有效厚度大多1～2 m（物性參數(shù)見表1），措施前日產(chǎn)液3.4 t，日產(chǎn)油2.2 t，長期低含水、低液量生產(chǎn)，采出程度較低，僅為8.1 %。因注采井距偏大，區(qū)域長期注水不見效，壓力保持程度較低，壓力系數(shù)在0.6～0.7，水井存在局部憋壓。優(yōu)選有效厚度相對較大、滲透率相對較高的B12-1、B11-2、B11-1層實施徑向井技術(shù)，以縮短注采井距，提高水驅(qū)受效程度，改善油層滲流能力，擴大滲流面積，并最終達到增產(chǎn)增效的目的。

表1 1 139 井小層物性參數(shù)表

2.2 百102 井

百102 井油層孔隙度和滲透率分別為12.29 %和2.014 mD，屬中低孔隙度、特低滲的雙重介質(zhì)儲層。通過實施水力噴射套管內(nèi)徑向鉆孔技術(shù)射開夏子街組油層2 523～2 552 m，以改善滲流能力，提高單井產(chǎn)量，并考察該技術(shù)在類似的低孔、特低滲儲層的應(yīng)用效果。

3 方案設(shè)計

1139 井在3 個深度2 個方位設(shè)計6 個徑向孔，而百102 井在3 個深度3 個方位設(shè)計9 個徑向孔，各孔長度均為100 m，相關(guān)設(shè)計參數(shù)見表2。

表2 試驗井徑向孔設(shè)計相關(guān)參數(shù)

4 現(xiàn)場試驗

4.1 試驗準(zhǔn)備

現(xiàn)場試驗準(zhǔn)備情況如圖2 所示。

圖2 現(xiàn)場試驗準(zhǔn)備

4.2 現(xiàn)場施工工藝流程

（1）起出原井采油管柱，沖砂，洗井，通井。

（2）下入電磁—伽馬組合測井工具，測套管接箍，起出測井工具串。

（3）根據(jù)配管要求，用?73 mm 油管將導(dǎo)向組合下到設(shè)計深度，下入的導(dǎo)向組合結(jié)構(gòu)為：導(dǎo)向器+?60.3 mm 油管導(dǎo)向器短節(jié)（含扶正器）+?60.3 mm×73 mm 變絲接頭+定向短節(jié)+校深短節(jié)+?73 mm 油管。

（4）下入電磁—伽馬組合測井工具測校深短節(jié)下入深度，計算導(dǎo)向器的導(dǎo)向孔深度。

（5）根據(jù)測量計算的導(dǎo)向孔深度，上提（或下放）油管進行深度調(diào)節(jié)，直到導(dǎo)向孔深度與設(shè)計深度吻合，起出測井工具串。

（6）下入陀螺測斜儀，測定導(dǎo)向器導(dǎo)向孔的方位角，轉(zhuǎn)油管調(diào)整方位，直至達到設(shè)計方位角要求，起出陀螺測斜儀。

（7）連接套管磨銑工具串（磨銑鉆頭+萬向節(jié)+井下馬達+連續(xù)油管），從?73 mm 油管中下入到導(dǎo)向器位置。

（8）開泵，井下馬達帶動磨銑鉆頭鉆開套管，起出磨銑工具串。

（9）連續(xù)油管下端連接帶有噴嘴的高壓軟管，下到導(dǎo)向器位置。

（10）開泵，水力噴射鉆進，并以適當(dāng)速度下放連續(xù)油管，直到徑向鉆進至設(shè)計深度，停止下入連續(xù)油管。

（11）以一定噴射壓力和速度，上提噴射工具，此過程可起到擴孔和提高成孔質(zhì)量的作用。

（12）將噴嘴提出導(dǎo)向器上方約30 m 時，關(guān)閉高壓泵，繼續(xù)回收連續(xù)油管和高壓軟管至滾筒。

（13）至此，第一個徑向孔作業(yè)結(jié)束，重復(fù)步驟（2）～（12），直至完成設(shè)計的所有徑向孔。

（14）沖砂洗井至井底。

（15）下采油管柱，完井生產(chǎn)。

4.3 實施效果

4.3.1 工藝評價 將試驗結(jié)果與設(shè)計參數(shù)對比分析，結(jié)果表明：各徑向孔深度誤差均控制在±0.10 m，方位誤差均控制在±3°范圍內(nèi)，從工藝角度講，兩口井均達到了方案設(shè)計要求，措施符合率為100%。

4.3.2 試驗效果分析 1139 井于6 月4 日完成徑向鉆孔后開井生產(chǎn)，目前產(chǎn)液量與施工前基本持平，但含水上升了約20 個百分點。

百102 井在施工第1 孔后發(fā)現(xiàn)帶氣液流，在實施第4 孔時出現(xiàn)溢流等較好的油氣顯示，施工后早期日產(chǎn)液18.3 t，日產(chǎn)油8.2 t，后產(chǎn)量持續(xù)下降，到7 月4 日，日產(chǎn)液5.7 t，日產(chǎn)油5.1 t，目前雖有一定增產(chǎn)，但與徑向水力鉆孔過程中的油氣顯示還存在落差，產(chǎn)能未能充分發(fā)揮。

試驗結(jié)果表明，兩口井均獲得了一定增產(chǎn)，但尚未達到預(yù)期產(chǎn)能，分析認(rèn)為，認(rèn)為是以下原因所致。

（1）徑向噴射施工過程可能形成了一定砂堵。由于套管開孔直徑只有20 mm 左右，而噴射地層時反向噴嘴的擴眼作用形成了超過50 mm 的井眼，因此巖屑的返排較困難，相當(dāng)部分的巖屑會沉降在徑向孔底部，形成砂堵影響滲流能力導(dǎo)致產(chǎn)量下降。

（2）含水上升說明在1139 井方向縮短井距有一定效果，但目前來看單層厚度較大，只在每層的頂部射開一對孔對于注水井的溝通、擴大泄油面積作用有限。

（3）百102 井孔道堵塞后沒有水驅(qū)，靠自身能量難以發(fā)揮作用。

5 結(jié)論與建議

（1）套管內(nèi)鉆孔深穿透徑向井技術(shù)為老油田剩余油挖潛提供了一種經(jīng)濟高效的途徑，具有廣闊的應(yīng)用前景。

（2）套管內(nèi)鉆孔深穿透徑向井技術(shù)實施成功的關(guān)鍵是套管鉆孔深度和方位的控制，應(yīng)用效果好壞的關(guān)鍵在于選井選層，設(shè)計時應(yīng)根據(jù)技術(shù)適應(yīng)性從油藏地質(zhì)條件和工程條件方面進行詳細論證。

（3）施工過程中，應(yīng)加強噴射系統(tǒng)在井眼內(nèi)多次進出，促進巖屑返排，并可起到擴大井眼、穩(wěn)定井眼軌跡的作用。

（4）建議開展大直徑套管鉆孔鉆頭及配套設(shè)備研發(fā)，以增大套管開孔直徑，從根本上解決噴射鉆進過程中巖屑返排困難的問題。

［1］ 崔連龍，汪海閣，葛云華，等. 新型徑向鉆井技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2008，30（6）： 29-33.

［2］ 張振軍. 短半徑徑向水力噴射在非均質(zhì)油藏的應(yīng)用［J］. 科學(xué)技術(shù)與工程，2012，12（5）：1127-1130.

［3］ 張毅，李根生，熊偉，等. 高壓水射流深穿透射孔增產(chǎn)機理研究［J］. 石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2004，28（2）：38-41.

［4］ 周衛(wèi)東，師偉，李羅鵬. 徑向水平鉆孔技術(shù)研究進展［J］. 石油礦場機械，2012，41（4）：1-5.

［5］ 王步娥，舒曉暉，尚緒蘭，等. 水力噴射射孔技術(shù)研究與應(yīng)用［J］. 石油鉆探技術(shù)，2005，33（3）：51-54.