宁君

摘 要：辽河欢西油田锦州油区稠油区块均已进入蒸汽吞吐开发中后期，统计各主要区块目前地层压力已经降至原始地层压力的30%左右，由于目前油层亏空严重，压力普遍较低，侧钻过程中泥浆污染对油层伤害尤为严重，导致大多数侧钻井投产后出现供液差现象，侧钻泥浆污染造成油层堵塞往往是不可逆的，即投产后很难随油流排除，侧钻井多数出现供液差假象，统计每年大约有25～30%的侧钻井出现供液差，改善这部分侧钻井投产效果有助于提高开发管理水平，经济效益和社会效益将非常可观。

关键词：欢西油田;单井日产;侧钻井;剩余油;增油;开发效果

1  欢西油田现状调查

1.1  开发现状

欢西油田历经33年蒸汽吞吐开发，目前已处于蒸汽吞吐开发中后期[1]，据统计约有93%油井生产顶部油层已无上返补层潜力，目前油层压力普遍大幅下降至原始地层压力的30～40%，平均单井日产油仅为1.4t/d，由于开发初期单井堵层上返废弃产量较高，统计有约14.5%油井投产初期下步老层系堵层废弃产量高于5t/d。

1.2  井下状况

由于高轮次蒸汽吞吐降压开发，油井套管频繁在巨大交变热应力作用下发生损坏[2]，统计2002年投入开发的某区块目前发生套坏、落物比例高达61.7%，投入开发早的区块套坏比例更为严重，由于套管损坏或井内存在落物导致其它措施无法实施，甚至油井无法正常生产。

1.3  侧钻井投产状况

由于老区向上补层潜力空间逐年缩少，因此近年来侧钻挖掘下部老层系井间剩余油是实现稳产的主要手段[3]，调查发现约有25～30%侧钻井投产后出现供液差现象。

2  老区侧钻井存在问题及原因分析

2.1  供液差侧钻井生产参数相互矛盾

目前老区油层压力普遍降至原始地层压力的30～40%，而供液差侧钻井普遍存在蒸汽吞吐注入时井压接近或高于蒸汽发生器额定压力（16MPa左右）、干度降低（远低于70%），而油井下泵生产时很快出现供液差现象，油井测试动液面深、功图显示明显供液不足，生产能力低于老层系正常油井（非侧钻井）。

2.2  油层潜力问题

部署侧钻井是一项投入巨大的精细系统工程，需要综合区块或井区构造、剩余油潜力、油层发育、油水关系等因素，规避各种风险，充分证明部署侧钻井可获得较高投入产出比，因此油层本身潜力不是造成侧钻井供液差的内在原因。

2.3  侧钻井投产压力异常原因分析

根据目前普遍较低的油层压力，蒸汽吞吐注入时井压过高而生产时又低产，分析出现这一问题在井筒地带存在一“高阻屏障”，当蒸汽吞吐注入时“高阻屏障”使井压异常升高，当下泵生产时“高阻屏障”又降低油层渗流能力，致使油井出现供液差假象。通过现场调研确定因为较低的油层压力，使钻井液或固井水泥不同程度漏失进入油层近井地带，造成近井地带产生“高阻屏障”。

3  酸化解堵措施提高侧钻井投产效果

根据侧钻井和老井油层解释成果对比，并参考侧钻过程中钻井液性能，有针对性确定酸化解堵處理药剂配方[4]。

3.1  典型井举例

典型井锦45-032-29C从于楼油层加深侧钻至部兴隆台油层，测井解释兴隆台油层发育较差，除了上部发育2个稠油层和1个低产油层，其它层均解释为水层，从锦45-32-30---锦45-31-290油藏剖面图可以看出该井位于中间部位，不存在油层水淹的可能，分析锦45-032-29C兴隆台解释为水层主要原因是该井侧钻过程发生过钻井液漏失，实施两次堵漏，泥浆浸泡时间较长，造成近井地带泥浆污染，导致油层解释偏低，同时结合邻井兴隆台油层生产效果，判断锦45-032-29C兴隆台“水层”具有投产潜力，建议投产28-35小层，其中“水层”5个层共计7.9m。由于分析该井近井地带泥浆污染较重，因此注汽前采取酸化解堵措施处理近井地带泥浆污染，从解堵过程压力变化曲线可以看出，初期最高挤酸压力达到8MPa，经过处理最终挤酸压力降至1MPa，解堵效果较好。2017年7月2日该井下泵生产，平均日产液51t/d，日产油6.2t/d，兴隆台“油层”投产效果较好。

3.2  提高老区开发效果

某区块2010年至2018年下部兴隆台老层系共侧钻14口井，累产油1.6997×104t，目前开井占区块开井187口的7.5%，而日产油29.2t/d却占区块日产油235t/d的12.4%，整体侧钻效果比较显著。从区块各层系单井日产变化曲线可以看出自2009年以来，单采于楼油层平均单井日产油一直呈下降趋势，而单采下部兴隆台老层系平均单井日产油上升幅度比较明显且保持稳定，通过侧钻老区开发效果得到明显提高。

4  结论与建议

酸化解堵措施是提高侧钻井投产效果的有力保障，建议老区钻井尽量采取欠平衡钻井方式，采取有效措施减少钻井液及固井水泥漏失，减少泥浆浸泡时间，射孔投产采取负压射孔方式，对分析钻井液污染严重的采取必要的酸化解堵措施。