水力喷射钻孔与蒸汽吞吐措施联作工艺技术研究

[摘 要]本文介绍了水力喷射钻孔技术的工艺原理，并针对高3624区块的储层特性进行了钻孔参数设计，同时分析了以水力喷射钻孔技术为基础在稠油井实施蒸汽吞吐联作的技术可行性，最终完成了国内首次砂砾岩油藏实施水力喷射钻孔与蒸汽吞吐措施工艺联作的现场试验，并获得成功，增产幅度高达200%，该试验表明水力喷射钻孔与蒸汽吞吐措施联合应用具有良好前景。

[关键词]水力喷射钻孔 稠油蒸汽吞吐 砂砾岩 高3624区块 中图分类号：tf046.6 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）20-0322-01

本次研究及试验对象是辽河油田高3624区块的高3-6-021井。通过对高3624区块岩性、裂缝发育特征及其分布走向、储层物性等方面进行细致研究，确定钻孔方位、钻孔数量、钻孔深度、注酸类型和数量、注蒸汽量，观察联作措施后的效果，对效果进行评价。 1 水力喷射钻孔技术介绍 1.1 工艺原理

目前，辽河油田水力喷射钻孔技术采用的工艺原理是：连续油管连接铣刀钻具，入井进行套管开窗，然后连续油管连接喷射工具入井进行油层喷孔的工艺，喷嘴为反冲自进设计。 1.2 井下作业管柱

油管管柱为造斜器1714m+φ73mm油管×2根+定位短节×2.0m+φ73mm油管至井口，作业时首先进行自然伽玛校深和陀螺确定钻孔

方位，然后连续油管从油管管柱内下入油井中，动力液通过连续油管驱动井下工具，分别完成套管开窗、开水泥环和油层喷孔工序，最终实现在油层中喷钻出一条垂直于套管的径向长距离超微小井眼孔道。

2 高3624区块开发现状 2.1 高3624砂砾岩油藏介绍

试验油井位于辽河油田高3624区块，高3624区块构造上处于辽河西部凹陷西斜坡北端高升油田莲花油层鼻状构造北端，是一个南、东、西三面受断层夹持的由西南向北东倾没的断鼻构造，高点埋深1600m。构造类型为纯油藏，油层埋深1600～1850m，油层分布主要受砂体分布控制，为一构造岩性油藏。 2.2 区块开发现状

按开发方式划分，高3624块可分为两个开发阶段：即常规开采和蒸汽吞吐开采阶段，目前全块转为捞油生产。1988年8月～1998年9月，高3624块开始蒸汽吞吐开发，至1998年9月蒸汽吞吐有效期结束，共吞吐23口井、74井次，平均单井吞吐轮次4.9轮，累计注汽22.0693×104t，阶段产油13.9057×104t，阶段产水3.7228×104m3，阶段采出程度1.81%，吞吐油汽比0.63，阶段回采水率16.9%。1998年10月～2005年12月，由于吞吐效果较差，1998年10月后该块不再进行蒸汽吞吐开采，2003年12月全块转为捞油生产。2006年1月～目前，为采取压裂改造和高压注汽提高区块储量动用阶段，开采难度逐年加大，急需改善传统开采方式，

提高单井产能。

3 水力喷射钻孔与蒸汽吞吐联作方案 3.1 水力喷射钻孔方案 3.1.1 钻孔层位

筛选高3624块的某一口油井为试验井，该井位于区块中部，生产层段岩性为砂砾岩。油层物性较好，平均孔隙度21.9%，平均渗透率967×10-3μm2。碳酸岩含量极少。粒度中值为0.44mm，但分选较差，平均分选系数为1.94。为近物源浊流砂体沉积的特征。ⅴ砂体储层以砂砾岩为主，平均孔隙度为22.69%，平均渗透率1282.65×10-3μm2；ⅵ砂体储层以砂砾岩为主，平均孔隙度为19.92%；平均渗透率867.92×10-3μm2。 3.1.2 钻孔位置

根据地层倾角、倾向以及油井井斜数据，确定钻孔方位主要沿平行地层等高线方向，这种方法适合油层上下较厚的油层，孔轨迹在同一个油层延伸，同时根据油层厚度和实际钻孔深度进行钻孔方位微调，从该井测井曲线对比综合分析l5+6层位的2#、3#两个层钻孔增产效果会更好。 3.1.3 钻孔方位

试验井1987年8月投产井段1731.0-1776.0m低产，1988年11月对井段1731.0-1776.0m补孔，仍低产关井，1997年4月补层压裂井段1651.5-1722.0m，增油效果差，2001年3月至2007年3月捞油，2007年5月至2007年10月笼统注汽3轮，效果差，2007

年11月以来捞油，截止水力钻孔措施前，该井共累产油0.2047万吨，累产水0.1737万方。分析试验井与邻井同产层生产情况，认为试验井24.6°、221°方位剩余油较多，优选为该试验的钻孔方位。

3.1.4 布孔数量

该井所选2#小层为物性较好的含油层段，单层厚度56.6m，3#小层厚度13.4m，2#小层布孔密度为1孔/7.07m，3#小层布孔密度为1孔/13.4m，设计对2个小层完成9个钻孔，自下而上逐孔实施。 3.1.5 钻孔长度

考虑小层单层厚度较厚，井间距较长，产层无底水，井间距离170m，因此，设计钻孔长度为100m。 3.2 防膨酸化蒸汽吞吐方案 3.2.1 防膨方案

粘土稳定剂由有机聚季铵、非离子表面活性剂及无机物复合而成。

（1）按处理半径计算 （2）按注汽量计算

设计注汽量按3000t，防膨剂使用浓度按1%计算，则试验井防膨剂用量为30t。

（3）施工要求：正注粘土防膨剂30t，正替清水10m3，压力控制在20mpa。

3.2.2 酸化解堵方案

（1）药剂用量：酸化药剂的主要成分为有机酸、盐酸、氟盐、缓蚀剂和表面活性剂等。酸化目的层为2#：3#小层，井段1651.5-1722.0m，厚度70m/2层。通过酸化，解除近井油层污染，恢复或提高地层渗透率，增加油井产能。设计酸液量设计如表5。 （2）施工要求：向井中注入多氢酸解堵处理液185t，正替顶替液10t，排量0.6～1.5m3/min，泵压不得超过20mpa。 3.2.3 注蒸汽方案

预热地面管线10分钟，然后转入正式注汽，以较低参数注一小时，逐步提高注汽参数。采用高压小炉注汽，设计注汽量3000t，油层吸汽能力约7～9t/h，注汽速度：192t/d，注汽强度：27.5t/m。 4 现场试验与效果 4.1 现场试验

2011年12月18日至12月29日，完成水力喷射钻孔施工，在1651.5-1708.6m井段的2个小层实施了9个钻孔，进尺总计900米，水力喷射钻孔成功。单孔施工时间最少为1天，最长为1.5天。2012年1月2日至2012年2月4日，完成防膨、酸化、注汽作业，闷井9天，累计注汽2501m3，设计注汽3000m3。 4.2 效果分析与评价 1、油层吸汽效果评价

高3-6-021井从1988年到水力喷射钻孔之前，共进行过7轮次注蒸汽试验，最多一次注入蒸汽量738m3，压裂、酸化等措施均没有收到好的效果。联作措施后，第八轮累计注入蒸汽2501m3，第九

轮累计注入2002m3，可以看出该措施有效解决了高3-6-021井注蒸汽困难的问题，油层吸汽能力明显增强，吞吐效果得到明显改善。 2、试验井生产情况效果评价

该井措施前，平均日产液2.1m3，平均日产油1.1m3，前7轮累计产液3784.6m3，累计产油2047.8m3，措施后截至目前平均日产液9.5m3，平均日产油3.3t，措施后累计产液1734.2m3，累计产油597.4m3，油井增产效果明显。 5 结论

1、细致的地质分析、创新的联作思路、缜密的施工设计、科学合理的联作工艺选择是高3-6-21井现场试验成功的基础与保障。 2、水力喷射钻孔改变了传统射孔完井蒸汽腔的形态，扩大了蒸汽与地层的直接接触面积，扩大了蒸汽腔的波及体积。

3、水力喷射钻孔的成功应用可突破传统意义上的射孔完井方式，有望引起新一轮的完井方式的变革

4、水力喷射钻孔与蒸汽吞吐措施联作工艺技术可有效解决因近井地带污染与堵塞导致的注汽困难的难题。