油田老井側鉆工藝研究論文
綜合分析地層剖面資料，對存在電性好、物性好的含油砂體進行針對性分析。借助井組注采關系變化和動態監測手段，確定注入水在地下的波及范圍及對油層的'水洗程度，確定剩余油富集且分布連續的區域，從地質層面作為選井的一個參考原則。
截止2012年12月中旬，在石西油田共實施老井側鉆4井5井次。其中，套管開窗側鉆2井3井次，全用于油井（SH1115、SH1021）。采用高壓水力射流側鉆2井2井次，分別是SN8199（水井）、SN2224（油井）。
1.套管開窗側鉆現場實施情況及效果分析
SH1115（油井）：2008年2月-4月側鉆和6月-7月側鉆兩次。油層套管：139.7mm*(壁厚10.54mm、7.72mm)，原始人工井底：4318.0m（電橋灰面），原直井生產井段跨度范圍4292.0-4253.0m，底下未側鉆之前就已封閉射孔井段范圍4331.0-4375.0m。第一次側鉆開窗點4248.0m，最后鉆至井深4310m；第二次側鉆開窗點4235m，鉆至井深4310m，都是裸眼完井，下62mm油管尾帶54mm喇叭口位于4235.02m。側鉆原因及目的：井內有YD-127-Ⅱ型射孔槍身，大修打撈未成，修復此類故障井，開發剩余油，完善注采井網，提高油井利用率。側鉆前調開生產時油壓4.4MPa，套壓0MPa，日產液10.4t/d，油氣比261m3/t，含水比5%。第一次側鉆完后氣舉不出。2008年6月-7月該井第二次側鉆完，開井壓力油壓17MPa，套壓17MPa，外排降壓后，上酸化措施，后油壓28MPa，套壓28MPa，外排出液2方后不出，氣舉，舉出液30方不出后多次外排均不出，關井。在2010年和2011年有過短暫幾天的調開過，但也不出液，后關井至今。效果分析：該井自新投后邊長期調開關生產，也沒有進行壓裂增產，側鉆后酸化解除井底堵塞后，日產能力沒有得到提升，分析原因是產層油流裂縫不夠發育，造成流入井筒阻力大。
2.高壓水力射流水平側鉆現場實施情況及效果分析
SN8199（注水井）：油層套管：139.7mm*(壁厚7.72mm)，原始人工井底2669.99m,原井生產井段2638-2652.5m。該井改造作業有酸化（2005年1次，2008年1次），本井與SN8200井油層連通。本井于2012年5月19日至2012年5月26日共完成超短半徑水平側鉆2個分支，射流1號孔位于2645.87m，方位角139.6°，鉆至井深2646.12m，后高壓軟管噴射100m，射流2號孔位于2645.1m，方位角45°，后高壓軟管噴射100m。側鉆目的：因石南31轉油站注水泵額定工作壓力16MPa，平時工作時壓力11MPa左右，到計量站配水間壓力為9.8MPa左右。考慮到配水間到單井管線壓力降，注水井井口如果壓力在10MPa左右就會有欠注的趨勢，降低井口壓力，滿足地質配注。側鉆前油壓10.28MPa，套壓10.5MPa，日配注量45方/天，實際注水23方/天，欠注22方/天。側鉆后油壓7.18-11.58MPa，套壓3-10MPa，日配注量45方/天，實際注水23-27方/天，欠注17-22方/天。效果分析：與SN8199井油層連同的SN8200井側鉆前3mm油嘴日產液6.4t，日產油5.9t，含水8%，油壓2.1MPa，套壓16.3MPa，側鉆后3mm油嘴日產液6.7t，日產油5.8t，含水13.5%,油壓2MPa，套壓16.5MPa，看出SN8200注水受效不明顯，側鉆對該井產油情況基本沒什么影響。而側鉆開孔沒有重新選取其他砂體，還是在原生產層位生產，側鉆后井口油壓依然沒有降低說明井底流壓還是比較穩定，與側鉆前井底流壓大小幾乎相同。注水量大時井口油套壓壓差如果較小，說明注水管柱中上部可能存在漏失，必要時提管柱檢查并清洗管柱。欠注問題還是沒有得到解決。
在石西油田老井側鉆的可行性和現場應用中，通過理論研究和現場實踐，得到以下幾方面的結論和認識：
1.開窗側鉆后，可對老井重新選層開發，提高采收率,充分開發油氣資源。
2.對一些大修也無法解決的套損井和落物井，側鉆工藝給老井重新煥發生機提供了技術支持。
3.深井套管開窗側鉆和高壓射流水力側鉆都在石西老井成功應用，為以后石西老井側鉆提供了技術儲備。
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