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[摘 要]随着技术成熟与经验积累，与蒸汽吞吐、水力喷射联作，在高3-6-021井、于68井成功应用，发挥了两者的协同作用，进一步扩展了该技术的应用范围。水力喷射钻孔技术作为一种新的剩余油挖潜技术，在辽河油田以及国内其他油田将会有广阔的应用前景。
[关键词]水力喷射钻孔、蒸汽吞吐、水力压裂、联作
中图分类号：TG333.7 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）20-0516-01
1 水力喷射钻孔技术介绍
1.1 原理
首先用陀螺仪测定钻孔方位，然后用开窗工具结合导向器实现套管开窗，再下入喷射管柱进行水力喷射钻孔，岩石在冲击力作用下被剥蚀破损，在油层中钻出直径25～50mm、长度可达100m的水平孔道，增加泄油面积、改善渗流条件。
1.2 系统组成及技术指标
水力喷射钻孔系统由高压水射流动力系统、连续管起下系统、套管开窗工具组合、油层喷孔工具组合等四大主要部分组成。
2、参数优化设计研究
为了实现目的层内的最大钻进以及得到获得经济最优化产能，我们研究推导得出了钻孔长度理论计算模型、各施工参数对产能的影响规律，用以指导现场施工。
2.1 钻孔长度理论计算模型
考虑地层倾角、油井方位、孔眼方向与地层倾向关系等因素，推导得到了钻孔长度理论计算模型，为长度设计提供了理论依据。
2.2 各施工参数对产能的影响
为直观对比措施增产效果，引入产率比。产率比是指在相同供油面积和相同生产压力条件下，实际井的产能与完善裸眼井产能之比。
2.2.1 孔长对产能的影响
根据产能比公式计算孔长为10m，20m，……，100m时PRI的值。
随着钻孔长度增长，钻孔数增多的情况下，产率比增长幅度增大。当孔数一定时，孔长变大，产率比增长幅度变小。综合考虑PRI值、产率增长幅度及经济效益，推荐钻孔长度在40～80m。
2.2.2 孔数对产能的影响
保持其他参数不变，改变孔数和渗透率垂平比值，计算PRI值。
随着钻孔数的增加，产率比逐渐增大，但增大的幅度逐渐变缓；随着渗透率比值的增大，产率比随钻孔数增加的幅度变小。
2.2.3 孔径对产能的影响
保持其他参数不变，改变孔径和钻孔长度，计算PRI值。
孔径对产能的影响很小，随着孔径的增大，产率比略有增大。
2.2.4 渗透率垂平比对产能的影响
保持其他参数不变，改变垂平比和钻孔长度，计算PRI值。
随着渗透率比值的增大，产率比呈下降趋势；垂平比数越小，不同钻孔长度间曲线间隔越大；随着垂平比的增大，曲线间隔逐渐减小。要想获得大的产率比，综合考虑油井产能等因素，该技术在垂平比<0.7的油藏条件效果更好。
2.2.5 地层厚度对产能的影响
保持其他参数不变，改变地层厚度和钻孔孔数，计算PRI值。
在相同孔数和孔长情况下，随着地层厚度的增加，产率比呈下降趋势。
3、水力喷射钻孔技术的应用
水力喷射钻孔技术于2010年10月份在碳酸岩首次成功应用并取得突破，之后大规模应用在砂岩、碳酸岩油藏。随着技术的成熟及经验积累，该技术不断拓展应用。
3.1 水力喷射钻孔技术在碳酸岩油藏的成功应用
3.1.1 A21-29井基本情况
A21-29井在辽河油田静北潜山区块，为安87井的更新井，2000年9月投产，初期日产液32.6m3，日产油12.2t，含水62.6%，产量下降快，之后一直断续生产，中间有压裂措施，但效果不理想，平均日产油在2t以下。
3.1.2 水力喷射钻孔设计
经初步分析，认定A21-29井断层交角处存在剩余油，为此，决定实施水力喷射钻孔施工。
經电测解释曲线筛选及邻井生产数据对比，同时为避射水淹严重低部位油层，选择54、55、59三个小层实施水力喷射钻孔；断层交角处为井网控制较差位置，剩余油丰富，为此决定向150 、3300 、550三个方向布孔；根据油层厚度分组，在54小层布1孔、55小层布3孔、59小层布2孔；由于首次在碳酸岩油藏实施钻孔，设计钻孔深部为50～60m。
3.1.3 施工效果
2010年9月7日到2010-9月29日对该试验井进行水力喷射钻孔施工，压力控制在40～50MPa，流量控制在16～18L/min，实际完成6分支，总计320米，现场试验取得成功。
3.2 水力喷射钻孔技术在蒸汽吞吐井的成功应用
3.2.1 高3-6-021井概况
高3-6-021井储层岩性以厚层块状砂砾岩为主，夹薄层泥岩，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，截止施工前累产油0.2047万吨，累产水0.1737万方。
3.2.2 水力喷射钻孔设计
根据邻井生产情况进行对比与测井曲线，确定对L5+6层位的2#、3#两个层实施钻孔；根据小层厚度，确定2#小层布孔密度为1孔/7.07m，3#小层布孔密度为1孔/13.4m，共计对2个小层完成9个钻孔，自下而上逐孔实施；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；钻孔长度定位100m。 3.2.3 施工效果
高3-6-021从1988年到水力喷射钻孔之前，进行过7次注蒸汽试验，压裂、酸化等措施均没有收到好的效果。联作措施后，累积注入蒸汽2501m3，油层吸气能力得到提高。
该井措施前，日产液2.1m3，日产油1.1t，含水48%；措施后日产液21.5m3，日产油9t，含水45%，增油7.9t；目前日产油仍稳定在7.7t，油井增产效果明显
3.3 水力喷射钻孔技术与水力压裂技术成功结合
3.3.1 于68井概況
于68井部署在东部凹陷南段于楼地区驾601井南部，钻探目的层主要为Es3中下段火山岩，层段为3315.5～3351.2m，解释结果为差油层，钻探目的为预测Es3中下段火山岩产能兼探驾26井辉绿岩与Es3中段砂体。
3.3.2 水力喷射钻孔设计
由于该块解释结果为差油层、同时试油显示结果差，为此决定实施压裂投产；同时，为了降低起裂压力、拓展裂缝延伸范围、起裂更多裂缝，先实施水力喷射钻孔，然后进行水力压裂。
套管3328、3331、3336、3341、3346m处各开窗Φ30mm，钻孔范围为45°、225°、310°，其中，45°、310°方向各钻2孔，为平行最大最应力方向，目的为降低起裂压力，扩展裂缝延伸方位；310°方向钻1孔，为垂直最大主应力方向，目的为起裂更多裂缝。
3.3.3 施工效果
于68井压后用4mm油嘴自喷求产，油压5.7～5.8MPa，日产油60.48m3，原油含水2.0～4.0%，日产气6418m3。目前正在试采，日产油20.7t，日产气2305m3。累计产油405t，累计产气44002m3。于68探井是水力喷射定向钻孔技术与压裂复合施工技术在探井上的首次应用，也使东部凹陷辉绿岩储层勘探获得的巨大成功，将开创该块勘探开发新局面。
4、经济效益评价
截止目前，水力喷射钻孔技术在碳酸岩、花岗岩、砂岩油藏单独实施以及与水力压裂、蒸汽吞吐结合应用累计40井次，最大施工深度3346m，最大施工斜度25°，最大钻孔长度130m，取得了良好的增产增油效果。
平均单井日增液3.1m3/d，平均单井日增油1.09t，增液幅度80%，增油幅度71.23～104%，累计增油28608.5t，创造直接经济效益8582.55万元。
5、结论
（1）水力喷射钻孔技术的研究及成功应用，为油藏剩余油挖潜提供了技术支持，为延长枯竭油井生产时间提供了一种新的技术方法；水力喷射钻孔与水力压裂、蒸汽吞吐的联作，进一步扩展了应用范围、提高了开发效果，为难采储量的有效开发提供了一条新的有效途径。
（2）水力喷射钻孔技术在辽河油田累计应用40井次，创造了明显的社会经济效益，具有良好的应用前景。
[关键词]水力喷射钻孔、蒸汽吞吐、水力压裂、联作
中图分类号：TG333.7 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）20-0516-01
1 水力喷射钻孔技术介绍
1.1 原理
首先用陀螺仪测定钻孔方位，然后用开窗工具结合导向器实现套管开窗，再下入喷射管柱进行水力喷射钻孔，岩石在冲击力作用下被剥蚀破损，在油层中钻出直径25～50mm、长度可达100m的水平孔道，增加泄油面积、改善渗流条件。
1.2 系统组成及技术指标
水力喷射钻孔系统由高压水射流动力系统、连续管起下系统、套管开窗工具组合、油层喷孔工具组合等四大主要部分组成。
2、参数优化设计研究
为了实现目的层内的最大钻进以及得到获得经济最优化产能，我们研究推导得出了钻孔长度理论计算模型、各施工参数对产能的影响规律，用以指导现场施工。
2.1 钻孔长度理论计算模型
考虑地层倾角、油井方位、孔眼方向与地层倾向关系等因素，推导得到了钻孔长度理论计算模型，为长度设计提供了理论依据。
2.2 各施工参数对产能的影响
为直观对比措施增产效果，引入产率比。产率比是指在相同供油面积和相同生产压力条件下，实际井的产能与完善裸眼井产能之比。
2.2.1 孔长对产能的影响
根据产能比公式计算孔长为10m，20m，……，100m时PRI的值。
随着钻孔长度增长，钻孔数增多的情况下，产率比增长幅度增大。当孔数一定时，孔长变大，产率比增长幅度变小。综合考虑PRI值、产率增长幅度及经济效益，推荐钻孔长度在40～80m。
2.2.2 孔数对产能的影响
保持其他参数不变，改变孔数和渗透率垂平比值，计算PRI值。
随着钻孔数的增加，产率比逐渐增大，但增大的幅度逐渐变缓；随着渗透率比值的增大，产率比随钻孔数增加的幅度变小。
2.2.3 孔径对产能的影响
保持其他参数不变，改变孔径和钻孔长度，计算PRI值。
孔径对产能的影响很小，随着孔径的增大，产率比略有增大。
2.2.4 渗透率垂平比对产能的影响
保持其他参数不变，改变垂平比和钻孔长度，计算PRI值。
随着渗透率比值的增大，产率比呈下降趋势；垂平比数越小，不同钻孔长度间曲线间隔越大；随着垂平比的增大，曲线间隔逐渐减小。要想获得大的产率比，综合考虑油井产能等因素，该技术在垂平比<0.7的油藏条件效果更好。
2.2.5 地层厚度对产能的影响
保持其他参数不变，改变地层厚度和钻孔孔数，计算PRI值。
在相同孔数和孔长情况下，随着地层厚度的增加，产率比呈下降趋势。
3、水力喷射钻孔技术的应用
水力喷射钻孔技术于2010年10月份在碳酸岩首次成功应用并取得突破，之后大规模应用在砂岩、碳酸岩油藏。随着技术的成熟及经验积累，该技术不断拓展应用。
3.1 水力喷射钻孔技术在碳酸岩油藏的成功应用
3.1.1 A21-29井基本情况
A21-29井在辽河油田静北潜山区块，为安87井的更新井，2000年9月投产，初期日产液32.6m3，日产油12.2t，含水62.6%，产量下降快，之后一直断续生产，中间有压裂措施，但效果不理想，平均日产油在2t以下。
3.1.2 水力喷射钻孔设计
经初步分析，认定A21-29井断层交角处存在剩余油，为此，决定实施水力喷射钻孔施工。
經电测解释曲线筛选及邻井生产数据对比，同时为避射水淹严重低部位油层，选择54、55、59三个小层实施水力喷射钻孔；断层交角处为井网控制较差位置，剩余油丰富，为此决定向150 、3300 、550三个方向布孔；根据油层厚度分组，在54小层布1孔、55小层布3孔、59小层布2孔；由于首次在碳酸岩油藏实施钻孔，设计钻孔深部为50～60m。
3.1.3 施工效果
2010年9月7日到2010-9月29日对该试验井进行水力喷射钻孔施工，压力控制在40～50MPa，流量控制在16～18L/min，实际完成6分支，总计320米，现场试验取得成功。
3.2 水力喷射钻孔技术在蒸汽吞吐井的成功应用
3.2.1 高3-6-021井概况
高3-6-021井储层岩性以厚层块状砂砾岩为主，夹薄层泥岩，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，截止施工前累产油0.2047万吨，累产水0.1737万方。
3.2.2 水力喷射钻孔设计
根据邻井生产情况进行对比与测井曲线，确定对L5+6层位的2#、3#两个层实施钻孔；根据小层厚度，确定2#小层布孔密度为1孔/7.07m，3#小层布孔密度为1孔/13.4m，共计对2个小层完成9个钻孔，自下而上逐孔实施；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；钻孔长度定位100m。 3.2.3 施工效果
高3-6-021从1988年到水力喷射钻孔之前，进行过7次注蒸汽试验，压裂、酸化等措施均没有收到好的效果。联作措施后，累积注入蒸汽2501m3，油层吸气能力得到提高。
该井措施前，日产液2.1m3，日产油1.1t，含水48%；措施后日产液21.5m3，日产油9t，含水45%，增油7.9t；目前日产油仍稳定在7.7t，油井增产效果明显
3.3 水力喷射钻孔技术与水力压裂技术成功结合
3.3.1 于68井概況
于68井部署在东部凹陷南段于楼地区驾601井南部，钻探目的层主要为Es3中下段火山岩，层段为3315.5～3351.2m，解释结果为差油层，钻探目的为预测Es3中下段火山岩产能兼探驾26井辉绿岩与Es3中段砂体。
3.3.2 水力喷射钻孔设计
由于该块解释结果为差油层、同时试油显示结果差，为此决定实施压裂投产；同时，为了降低起裂压力、拓展裂缝延伸范围、起裂更多裂缝，先实施水力喷射钻孔，然后进行水力压裂。
套管3328、3331、3336、3341、3346m处各开窗Φ30mm，钻孔范围为45°、225°、310°，其中，45°、310°方向各钻2孔，为平行最大最应力方向，目的为降低起裂压力，扩展裂缝延伸方位；310°方向钻1孔，为垂直最大主应力方向，目的为起裂更多裂缝。
3.3.3 施工效果
于68井压后用4mm油嘴自喷求产，油压5.7～5.8MPa，日产油60.48m3，原油含水2.0～4.0%，日产气6418m3。目前正在试采，日产油20.7t，日产气2305m3。累计产油405t，累计产气44002m3。于68探井是水力喷射定向钻孔技术与压裂复合施工技术在探井上的首次应用，也使东部凹陷辉绿岩储层勘探获得的巨大成功，将开创该块勘探开发新局面。
4、经济效益评价
截止目前，水力喷射钻孔技术在碳酸岩、花岗岩、砂岩油藏单独实施以及与水力压裂、蒸汽吞吐结合应用累计40井次，最大施工深度3346m，最大施工斜度25°，最大钻孔长度130m，取得了良好的增产增油效果。
平均单井日增液3.1m3/d，平均单井日增油1.09t，增液幅度80%，增油幅度71.23～104%，累计增油28608.5t，创造直接经济效益8582.55万元。
5、结论
（1）水力喷射钻孔技术的研究及成功应用，为油藏剩余油挖潜提供了技术支持，为延长枯竭油井生产时间提供了一种新的技术方法；水力喷射钻孔与水力压裂、蒸汽吞吐的联作，进一步扩展了应用范围、提高了开发效果，为难采储量的有效开发提供了一条新的有效途径。
（2）水力喷射钻孔技术在辽河油田累计应用40井次，创造了明显的社会经济效益，具有良好的应用前景。