侧钻水平井防砂完井一体化工艺技术研究与应用

摘 要：针对华东苏北油田老井开发中油井低效、水淹、水窜、套管变形等问题，开展了侧钻水平井防砂完井关键技术的研究。该项目不仅解决了侧钻井化学防砂有效期短、机械防砂留井通径小等问题，还有效提高了油藏最终采收率，有进一步推广的价值。 

1 国内外侧钻井产业和技术现状

早在上世纪20年代，国外就提出了用侧钻井提高油井的产量。1929年，美国在德州钻了一口深900m、水平井眼仅有8米的侧钻井；1936年，前苏联也开始了侧钻水平井的研究应用，50年代开始工业化试验推广，但受当时钻完井技术的限制，直到90年代侧钻井技术趋于完善，侧钻井数量迅速增长。现在，美国、加拿大、俄罗斯等发达国家的水平井、侧钻的钻井工艺技术日趋完善，完井工艺也相应配套，取得很好的应用效果。

我国侧钻井技术始于上世纪50年代，经历了非定向侧钻、定向侧钻到侧钻水平井三个发展阶段。套管侧钻技术自80年代以后得到大量的应用，并在钻井、完井方面形成了一套比较先进的技术，现已逐渐成为提高油田采收率的有效技术手段之一，在老油田完善井网、开发剩余油等方面具有重要的作用。

目前，老井开窗侧钻技术已经成为油田老井治理和油井改造挖潜的重要手段，但防砂完井技术还未成熟配套，主要表现在：侧钻井主要采用小套管固井后射孔完井，受井眼限制多采用挂小直径滤砂管的方法防砂，防砂失效后修井困难；水平井裸眼防砂完井需要钻塞工序，存在占井周期长和有卡钻风险，同时还存在水平段钻削清理不净影响水平井裸眼砾石充填工艺实施等缺陷；缺乏切实有效的侧钻井、水平井防砂效果评价技术。

2 华东油田老井井况分析

随着华东苏北油田开发的不断推进和注水时间的不断增长，越来越多的油井出现问题：边底水突进导致油井低效生产；水淹、水窜导致油井全水停产；长期注水造成地层应力变化，套管变形或损坏；长期注水导致地层砂体胶结破坏严重，地层出砂严重；各类增产措施导致地层复杂化，老井措施受益效果低；垛一段疏松砂岩开采区块出砂日益严重，老井剩余油开发受阻。

3 侧钻水平井防砂完井一体化工艺原理及技术特点

   3.1 工艺原理

      采用精密滤砂管下入水平段目的层，水平段不固井：a.通过精密滤砂管联通油层，避开了疏松砂岩段射孔埋枪风险，减少了对层位的污染；b.对造斜段实施注水泥固井，封固造斜段复杂层位；c.采用内管法实现不钻塞注水泥固井，完井后内通径一致：d.对钻遇多层系的侧钻井，采用管外裸眼封隔器实现分层卡封、分段开采；e.采用反洗井及酸洗清除井壁泥饼，打开油流通道，防止滤砂管堵塞。

3.2 工具介绍

 （1）大通径密封式尾管悬挂器参数

      外径：Φ116mm；内径：Φ82mm；长度：1560mm；坐封压力：6MPa～18MPa；丢手方式：倒扣丢手。

（2）HKK89-112-76管外裸眼封隔器参数

      外径：Φ112mm；内径：Φ76mm；长度：2800 mm；封隔器胶筒有效长度：1080mm；工作直径：Φ121mm～Φ188mm；打开压力：9MPa；关闭压力：11MPa。

（3）精密滤砂管（基管）参数

      钢级：N80；外径：Φ110mm；内径：Φ76mm；长度：4800mm/根；滤砂管的挡砂精度：0.12mm。

（4）内部涨封总成参数

外径：Ф70mm；封隔压力：≥20MPa；扣型：1.9in平式。

    3.3 工艺特点

      （1）整套管柱一次下入完成，油层段尽量下入筛管不固井，可实现洗井、酸化、防砂、固井等功能；

      （2）目的层下入筛管，无需固井，不污染目的层；

      （3）可有效封隔水层，对可以分段开采的尽量在完井时就进行分段；

      （4）对目的层以上井段固井效果好，且固井不留塞，不存在钻塞时对套管产生损害的风险；

      （5）替浆、酸洗、完井一体化管柱结构，不仅缩短施工周期、更能清理近井地带污染，有效提高近井地带地层物性；

      （6）施工工艺简单、可靠。

4 现场实例应用

   4.1 井况

     侧平北1-2井以垛一段上底块砂岩油藏为主要目的层，北汉庄构造垛一段油藏高部位，迭合含油面积1.24k㎡,石油地质储量约2.4×106t万吨，可采储量约60万吨。地层物性情况如下：

     地层砂筛析结果为d50=0.040mm～0.132mm；孔隙度主要分布在20.1～30%之间，平均24.21%；渗透率主要分布在1001～5000×10-3μm2区间，平均1516.7×10-3μm2。

4.2 施工方案

 （1）于1052m开窗进行侧钻作业，侧钻套管为31/2in油管；

 （2）对目的层上部采用3级裸眼封隔器支撑，造斜段地层稳固，不进行固井作业；

 （3）完井管柱为替浆酸化一体化管柱。

4.3 施工过程

（1）2011年6月10日，经校深侧钻队于1052m（距接箍3.82m）采用复合式铣锥进行开窗、修窗作业，并于同年7月10日进行侧钻作业，7月16日完钻，完钻井深1700m；

（2）2011年8月17日，下入防砂外管（自下而上）：31/2in酸洗阀+31/2in精密滤砂管79.39m+31/2in油管9.6m+31/2inHKK89裸眼封隔器+31/2inHKK89裸眼封隔器+31/2inHKK89裸眼封隔器+31/2in油管480m+51/2in大通径密封式尾管悬挂器+27/8in油管至井口，正打压坐封悬挂器后完成倒扣丢手作业，悬挂器深：1041.97m；

（3）2011年8月22日，下入防砂内管（自下而上）：内部涨封总成+1.9in油管+密封插座；

（4）2011年8月27日作业队伍上井，下入涨封验套管柱（自下而上）：丝堵+1.9in油管1根+胀封+1.9in油管1根（已打孔）+1.9in油管55根+胀封+1.9in油管14根+27/8in加厚油管96根，完成验封管柱（胀封1深度：1571.32m，胀封2深度：1055.30m，丝堵深度：1600.97m），逐级正打压5.0MPa、7.0MPa、9.0MPa、11.0Mpa各稳压5min，涨封验套合格。

（5）2011年8月31日，下入酸洗管柱（自下而上）：密封插头+1.9in油管3根+1.9in酸洗封隔器+1.9in油管4根+酸洗封隔+1.9in油管64根+27/8in加厚油管105根，密封插头回插成功后洗入复合缓速酸溶液40m3（排量300~400L/min）+优质完井液63m3。

（6）2011年9月3日，下GLB120-36型螺杆泵投产。

4.4 应用效果

     该井于2011年9月4日投产，投产后一个月内平均日产油2.62t，含水74％。2011年12月31日时日产油1.98t，含水78％，截至到2012年12月30日，日产油1.53t，含水84%，共累计产油931.59t。

5 结论与建议

    （1）将裸眼防砂、固井、泥饼解除等功能有效集成为一体，较好解决了侧钻井裸眼防砂完井面临的技术难题和稠油老区侧钻水平井防砂完井工艺问题,形成了51/2in井筒侧钻水平井防砂完井技术系列。

    （2）根据侧平北1-2井的生产情况来看，基本达到了地质预期产量，取得了较好的开发效果，该项防砂完井工艺完全适应该区块的开发需求。

    （3）配套技术，如精密微孔虑砂管防砂工艺、复合酸洗清污工艺和侧钻井免固井工艺技术，成功应用在疏松砂岩油藏的新钻补充井和完善井，同样具有推广价值。

    （4）侧钻水平井裸眼筛管防砂完井工艺可适应不同的油藏特征和地质条件，可以满足华东分公司疏松砂岩油藏油井开采后期侧钻提高采收率的开发需求，对利用侧钻井、水平井技术开发疏松砂岩油藏具有重要的指导意义。