石西油田老井側鑽工藝技術研究與應用
工程技術
作者：王豔林
【摘 要】麵對老區綜合含水日益上升，對油藏開發中的老井進行挖潛，顯得尤為重要。本文圍繞老井側鑽這一中心，詳細分析目前老井側鑽工藝技術，探討每種工藝在石西老井應用的選井原則。通過對現場實施側鑽井的生產情況分析，得出老井在石西應用側鑽的一些認識。
【關鍵詞】老井；側鑽；技術；應用
一、側鑽工藝介紹及選井原則
國外油田於80年代初期即開始對套管側鑽技術進行推廣應用。通過調查表明，目前國內外各大油田已經使用包括高壓水射流和開窗定向側鑽等成熟技術，對老井及報廢油氣井進行修複改造，在投資較小、成本較低的前提下，實現了油氣田的穩產增產，取得了明顯的經濟效益和社會效益。
1.高壓水射流徑向側鑽技術
該技術是一種油井增產措施，其原理是先用小鑽頭在油層部位的套管上開20mm的窗口，然後使用帶噴嘴的12.7mm軟管，借助高壓射流的水力破岩作用在油層中的不同方向上鑽出多個（直徑達40mm、長達100m左右）的小井眼，從而增加原井的泄流半徑，實現增加原油產量的目的。
2.套管內側鑽技術
套管側鑽工藝技術就是在油水井的某一特定深度固定一個斜向器，利用其斜麵造斜和導斜作用，用特殊工具在套管的側麵開窗，從窗口鑽出新井眼，然後下尾管固井的一整套工藝技術。它是油田開發中後期節約開采成本、提高原油采收率的技術手段，具有重要的經濟意義和戰略地位。
套管內側鑽又可分為自由側鑽井、定向側鑽井、大位移側鑽井、側鑽水平井、側鑽分支井五種。
3.側鑽工藝選井原則
超短半徑（高壓射流）水平側鑽選井原則：油層套管是單層，套管尺寸Φ139.7mm及以上，井斜小於15°。適應於井深3000米以內、儲層物性差、自然產能低、構造起伏較小的各類油氣藏低孔低滲、單井產能低、吸水能力差、經濟井距大、井網控製程度差、壓裂受限的複雜油水關係油藏。
而套管開窗側鑽選井原則有以下四條：（1）套管開窗側鑽部位以上套管必須完好，無變形，漏失、穿孔及破裂現象；（2）針對套損井，套管開窗部份必須在損壞部位30m以上，保證在側鑽中有一定的水平位移，以避開原井眼；（3）盡量選擇固井質量好、井斜小、地麵硬的井段，同時應避開套管接箍，保證窗口穩定；（4）對出砂井及嚴重竄漏井，側鑽長度與傾角均應加大。
綜合分析地層剖麵資料，對存在電性好、物性好的含油砂體進行針對性分析。借助井組注采關係變化和動態監測手段，確定注入水在地下的波及範圍及對油層的水洗程度，確定剩餘油富集且分布連續的區域，從地質層麵作為選井的一個參考原則。
二、老井側鑽現場實施情況及效果分析
截止2012年12月中旬，在石西油田共實施老井側鑽4井5井次。其中，套管開窗側鑽2井3井次，全用於油井（SH1115、SH1021）。采用高壓水力射流側鑽2井2井次，分別是SN8199（水井）、SN2224（油井）。
1.套管開窗側鑽現場實施情況及效果分析
SH1115（油井）：2008年2月-4月側鑽和6月-7月側鑽兩次。
油層套管：Φ139.7mm*（壁厚10.54mm、7.72mm），原始人工井底：4318.0m（電橋灰麵），原直井生產井段跨度範圍4292.0-4253.0m，底下未側鑽之前就已封閉射孔井段範圍4331.0-4375.0m。第一次側鑽開窗點4248.0m，最後鑽至井深4310m；第二次側鑽開窗點4235m，鑽至井深4310m，都是裸眼完井，下Φ62mm油管尾帶Φ54mm喇叭口位於4235.02m。