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1、东辛油区侧钻井油层改造工艺应用研究,一、东辛油区侧钻井概况,汇报提纲,二、侧钻井防砂技术,五、认识与建议,三、侧钻井层间挖潜技术,四、侧钻井酸化解堵技术,一、东辛油区侧钻井概况,东辛油区为胜利油田老油区，受地应力、介质腐蚀以及套管服役年限的延长等因素的影响，东辛油区5个油田套管均出现损坏现象，影响了油水井的正常生产，对具有潜力的套损井，主要是更新井、侧钻井恢复其生产能力。,东辛侧钻井部署原则,自98年以来，随油田开发形势变化及侧钻技术的不断提高，侧钻井技术在东辛油区得到了广泛应用，在提高油田开发水平、节约钻井成本方面发挥了积极作用。我厂在部署侧钻井井位方面主要遵循了以下原则：1、地质储量高于4
2、万吨，剩余可采储量大于1.4万吨。2、构造高点和剩余油相对富集区。3、地质储量动用程度低的非构造高点。4、剩余油富集的低部位。,一、东辛油区侧钻井概况,东辛油区共完钻侧钻井171口（油井161口，水井10口），目前开油井108口，日油462吨，占全厂日油的6.7%。累计生产原油127万吨，累计注水91万方。,东辛油区侧钻井分布图(井数/比例),一、东辛油区侧钻井概况,一、东辛油区侧钻井概况,侧钻井尺寸构成,一、东辛油区侧钻井概况,侧钻井在挖掘剩余油潜力、提高原油采收率方面发挥了重要作用。受井身轨迹、井眼尺寸和采油工艺配套不完善等因素制约，侧钻井优势难以发挥。近几年来，通过加强侧钻井配套工艺技术
3、的研究应用，充分发挥了侧钻井在老区挖潜中的作用。,一、东辛油区侧钻井概况,汇报提纲,二、侧钻井防砂技术,三、侧钻井层间挖潜技术,四、侧钻井酸化解堵技术,五、认识与建议,二、侧钻井防砂技术,出砂侧钻井主要分布在永安油田的永66、永12、永37等断块。油藏具有以下特点：渗透率达600毫达西以上、泥质含量低于15；地层砂以细粉砂为主，地层砂分选程度较好；原油物性好。,侧钻井防砂与常规套管井相比，具有以下难点：1、井眼小，机械防砂难以实施；2、脲醛树脂和酚醛树脂固砂剂渗透率保留率低，且施工 风险大。因此，开展了复合树脂防砂和小井眼砾石充填防砂技术的研究应用。,针对脲醛、酚醛类树脂固砂剂脆性大、抗压强度
4、低的缺点，开发了性能更为优良的复合树脂固砂剂。该固砂剂是一种水分散型树脂溶液，由改性树脂、有机硅树脂、分散剂、互溶剂、固化剂等组成。,1、复合树脂固砂剂防砂工艺,复合树脂固砂剂主要技术指标表,二、侧钻井防砂技术,砂粒径越大树脂固化后抗压强度越小，但渗透率保留率高，因此选用合理粒径的充填砂，不但可保证树脂固化后有一定的抗压强度，而且可保留较高的渗透率。,固砂剂性能测试,二、侧钻井防砂技术1、复合树脂固砂剂防砂工艺,施工工艺的改进：预充填+复合树脂防砂,与地层砂相比充填砂具有以下几个优点：、磨圆度、分选度好，可保证高渗透率、表面清洁、利于树脂吸附、比表面积小，树脂用量小,充填砂与地层砂物性对比：,
5、二、侧钻井防砂技术1、复合树脂固砂剂防砂工艺,不同粒径砂粒单位体积表面积对比,通过计算看出，同体积情况下粒径越小表面积越大，孔隙直径越小，因此不但涂覆表面时树脂用量大,而且渗透率伤害性也越大。,注：,二、侧钻井防砂技术1、复合树脂固砂剂防砂工艺,充填前后渗流压降理论计算,亏空地层树脂防砂两种状态,2、预充填后挤入树脂：优点：树脂与充填砂接触,渗透率伤害小；缺点：渗流半径小,充填砂带,充填层中的固化带,地层,1、原层挤入树脂：优点：渗流半径大；缺点：树脂与地层砂接触，渗透率伤害大,地层,地层中的固化带,地层亏空层,二、侧钻井防砂技术1、复合树脂固砂剂防砂工艺,据室内实验数据计算：设定油井日产液量
6、20t/d，油层厚度4m，井眼半径0.07m原地层挤入：渗透率:8um280%=6.4 um2;渗流半径（亏空半径）3m re1=0.17m预充填后挤入：渗透率:80um290%=72 um2;渗流半径（处理半径)2m re2=0.07m,计算渗流压降比,二、侧钻井防砂技术1、复合树脂固砂剂防砂工艺,根据渗流力学中平面径向流压降计算公式,原层挤入渗流压降p1和预充填渗流压降p2挤入后之比,二、侧钻井防砂技术1、复合树脂固砂剂防砂工艺,原层挤入操作方式对地层的伤害性是预充填+树脂操作方式伤害性的12倍。预充填+树脂防砂工艺对油井产能影响较小。,计算结果,二、侧钻井防砂技术1、复合树脂固砂剂防砂工
7、艺,应用效果,2005-2007年利用该技术共实施10口井，有效率90%。防砂有效期最长930天，累产油23569.2t。,二、侧钻井防砂技术,实施效果表,针对油气比高，采液强度大的侧钻井，研究应用砾石充填防砂工艺，解决油井防砂问题。侧钻井砾石充填防砂存在的难点：（1）井眼尺寸小，无合适的充填工具（2）充填过程摩阻大，施工压力高（3）易形成砂堵，导致充填失败,2、侧钻井砾石充填防砂工艺,二、侧钻井防砂技术,技术关键：小尺寸充填工具的研制及其配套筛管的优选。,技术指标,二、侧钻井防砂技术2、侧钻井砾石充填防砂工艺,小直径充填工具创新点：（1）增加了验封机构（2）丢手机构该在充填口上部（3）非悬挂
8、式（4）增加了安全接头,小直径充填工具示意图,该技术共实施3口井，有效率100%，截止目前已累计增油15306.7吨，取得较好应用效果。,砾石充填应用效果表,二、侧钻井防砂技术2、侧钻井砾石充填防砂工艺,永37-6B防砂管柱图,典型井例永37-6B,13mm,二、侧钻井防砂技术2、侧钻井砾石充填防砂工艺,3、配套应用双级旋流除砂器,对于疏松砂岩油藏，产出的细小游离砂易磨蚀采油设备，影响油井免修期。配套应用了双级旋流除砂装置，取得较好效果。,永66-24岩芯粒度分析,二、侧钻井防砂技术,工作原理和结构示意图,性能指标及技术参数,适用范围 原油粘度小于500mPa.s 日产液大于15m3,截止目前
9、共配套实施24井次,二、侧钻井防砂技术3、配套应用双级旋流除砂器,二、侧钻井防砂技术3、配套应用双级旋流除砂器,双级旋流除砂器应用效果表,一、东辛油区侧钻井概况,汇报提纲,二、侧钻井防砂技术,三、侧钻井层间挖潜技术,四、侧钻井酸化解堵技术,五、认识与建议,东辛油区纵向上含油层系多，层间矛盾突出。工艺上分别实施了机械卡封和封堵技术。根据侧钻井封堵段位置的不同分别实施了三种工艺：,三、侧钻井层间挖潜技术,1、上部原井套管堵漏2、尾管悬挂器堵漏3、下部小套管封堵,1、上部原井套管堵漏,原井大套管的漏失封堵11井次，成功率81%，累增油8569t。针对水泥封堵漏失严重，作业周期长的问题，2006年后引
10、进推广了无机堵剂。与水泥相比，具有以下优点：配比浓度低；粒度细，溶液流动性好，可泵性好；易钻塞，堵剂施工平均每井作业时间减少2-3天；初凝时间长，可用一定浓度的酸降解处理，施工安全性高。,无机堵剂主要技术指标表,实施2井次，累增油0.7万吨,三、侧钻井层间挖潜技术,由于固井时挤水泥阻力大，水泥返高难以达到悬挂器位置，附近固井质量差，容易因管外窜槽导致高含水，潜力层无法动用。,2、尾管悬挂器堵漏,常规技术：小套管内填砂或垫入稠泥浆，对漏失或出水段挤水泥封堵。缺点：1）用量难以控制，封堵难度大；2）施工风险大，成功率低。,三、侧钻井层间挖潜技术,引进侧钻井封堵器，解决小套管悬挂器处的验漏和封堵难题
11、。该工具结构简单，适应性强，既实现了打压验套、挤注水泥施工，而且大大减轻了作业强度。用于验证悬挂器是否漏失37井次,封堵侧钻井悬挂器处漏失3井次，累增油993t。,三、侧钻井层间挖潜技术-2、尾管悬挂器堵漏,桥塞主要由座封机构、锚定机构、密封机构组成。采用独特的自锁定结构，具有可靠的双向承压功能，无需上覆灰面，即可实现可靠密封。与其它井下工具配合使用进行封堵。是一种安全可靠使用方便的井下封堵工具。,对于漏失严重、常规打塞施工成功率低的油井，引进了可取式小直径封隔器和桥塞。,3、下部小套管封堵,HDQSA-76桥塞结构示意图,三、侧钻井层间挖潜技术,由坐封锁紧、扶正、密封机构组成。将Y441-1
12、15封隔器与小直径封堵器组合使用，液压坐封。小直径封堵器下到井下设计位置,地面打压到8MPa时，小直径封隔器坐封剪钉剪断，液缸向上运动，扶正球在扶正锥体的带动作用下开始扶正，胶筒同时被压缩，压力至15MPa时，小直径封堵器就完全坐封。,小直径封隔器,三、侧钻井层间挖潜技术-3、下部小套管封堵,HDY341-76小直径封隔器结构示意图,小直径封隔器和桥塞主要技术参数表,三、侧钻井层间挖潜技术-3、下部小套管封堵,2005.32008.7共应用16口井，18井次，有效率87.5。15口井日液由827.5m3下降到555.0m3，日油35.93t由上升到108.17 t，降水增油效果明显，截止目前已
13、累计增油15594.1t。,应用效果,三、侧钻井层间挖潜技术-3、下部小套管封堵,典型井例YAA12C21,99.10.28侧钻新投。生产层位：沙二34；井段：1794.8-1806.1m；套管尺寸：88.9mm；壁厚：6.45mm；最大井斜：1836.1/17.93；开窗点：1527.0m。,油井概况,三、侧钻井层间挖潜技术-3、下部小套管封堵,永12c21测井数字处理成果图表明：油层井段1759.6-1763.1米，油层厚3.5米，实射井段1759.8-1761.0，射开1.2米，该段是残余油和可动油比较富集的油层，油层物性较好：该段岩石平均渗透率3026.53，平均孔隙度34.88%，平
14、均泥质含量3.34%，平均含水饱和度33.71%，电测解释结果：油层,潜力分析,3、下部小套管封堵,典型井例YAA12C21,YAA12C21井封堵及完井管柱示意图,2002年9月13日下入侧钻井分层采油工艺管柱。管柱结构自下至上依次为：丝堵、Y34170侧钻井封隔器、侧钻井丢手工具、DJD分层开关。,施工管柱,3、下部小套管封堵,典型井例YAA12C21,沙二33-4,沙二32,措施前,措施后,YAA12C21井生产曲线,效果分析,截止2006年12月7日套窜，有效期1476d，累计增油9402.8t，峰值日油49.3t。,3、下部小套管封堵,典型井例YAA12C21,一、东辛油区侧钻井概况
15、,汇报提纲,二、侧钻井防砂技术,三、侧钻井层间挖潜技术,四、侧钻井酸化解堵技术,五、认识与建议,难点：开窗处固井质量差、老套管承压能力低解决办法：限压酸化,四、侧钻井酸化解堵技术,侧钻井酸化管柱,2004年2月-2008年6月，共实施23口井，施工中最大施工压力控制在达25MPa以内，未发现套管问题。,63%,89%,+26%,优化前,酸化有效率,优化后,1、优化酸化工艺，提高酸化有效率,酸液沿程摩阻损失：,侧钻井下小油管管柱酸化时，酸液沿程摩阻增大；同样施工排量和酸液粘度下，每1000ft的2寸油管摩阻为21/2寸油管摩阻的2.86倍。,为了降低施工压力，优化出胶束酸体系配方，具有较小的摩阻
16、系数（为普通酸的15），每1000ft的2寸油管中胶束酸摩阻为普通酸摩阻的0.675倍，可有效降低酸化施工压力。,1.93倍,2寸油管摩阻与21/2寸油管摩阻相比,普通酸,2.86倍,胶束酸,2、优化酸液配方，减少摩阻，降低施工压力,典型井例：YAA3C10,27MPa,施工压力,有机缓速酸酸化,11MPa,3.76t,34.8m3,日液,施工前,48.3m3,5.45t,施工后,施工后,施工前,日油,21MPa,施工压力,胶束酸酸化,6MPa,2.55t,54.3m3,日液,施工前,78.6m3,4.83t,施工后,施工后,施工前,日油,+13.5,+1.69,+24.3,+2.28,2、优
17、化酸液配方，减少摩阻，降低施工压力,2004.22008.6共计酸化42井次，其中胶束酸24井次，有机缓速酸18井次，多级组合管柱闭合酸化23井次，累计增油57429.0吨。,酸化有效率,平均单井日液,平均单井日油,2、优化酸液配方，减少摩阻，降低施工压力,一、东辛油区侧钻井概况,汇报提纲,二、侧钻井防砂技术,三、侧钻井层间挖潜技术,四、侧钻井酸化解堵技术,五、认识与建议,1、侧钻井技术在老区剩余油挖潜、提高采收率方面发挥了重要作用，但分层配套技术有待于进一步完善。2、受井眼尺寸的限制，侧钻井射孔工艺相对不完善，建议对其进行优化；3、侧钻井固井质量普遍较差，尤其是悬挂器附近，建议加强固井技术的研究。4、侧钻井老井段和小井眼段套损现象严重，没有较好的修复技术。套管修复技术有待进一步完善。,五、认识与建议,谢谢大家！,
