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摘 要：老油田在开发、上产过程中会出现一系列问题，为解决这些问题，提出针对性的技术方案进行解决，同时综合地质、开发、钻井、修井等各方面的资料，预计在近几年内鸭儿峡油田的市场开发动向，并从动向入手，加强大修、堵水、找漏、侧钻等方面的技术工作，以便找准市场切入点，为以后的市场开发打下坚实的基础。
关键词：鸭儿峡油田 大修 堵水 找堵漏 侧钻
一、鸭儿峡油藏简介
鸭儿峡油田开采层系向上而下的第三系的L油藏，白垩系的K1X油藏和志留系的S油藏，其中志留系的S油藏为该油田的主力生产油藏。鸭儿峡油田志留系油藏平均埋深2800～3500m，油层压力系数1.20～1.46MPa/100m，目前地层平均压力15.29MPa。
志留系油藏是一套以海相为主的泥页岩和富含泥质和钙质的砂岩，油藏类型是一个基岩潜山断块裂缝性油藏，储层裂缝类型众多，其基质的孔隙度和渗透率极低，孔隙度小于2.5% 渗透率接近于零，不具备储渗能力。储层岩性以坚硬致密的灰绿色、杂色千枚岩为主。
二、各油藏的目前开发现状及存在问题和修井市场潜力分析
1.目前白垩系K1X油藏和L油藏已注水多年，在部分区域地层由于能量得到的补充，对应油井见到了较好的效果；志留系L油藏经过多年自然衰竭式开采、油藏能量已严重不足、油井稳产十分困难。另外随着开采时间的延长，含水率不断上升，原油物性越来越差，大部分油井由于原油结蜡和油水乳化严重，再加上泵效较底，机械举升困难，油井生产管柱质量不断下降导致套管损坏，抽油杆断脱等事故不断加剧，长时间的大修作业频繁，导致外部流体进入地层，对近井地带的地层造成严重的污染，致使开采难度增大，酸化、解堵、压裂等措施上升。注水井由于多年加聚合物注水，管柱和套管腐蚀严重，再加之固井质量等各方面的原因，导致井漏和窜层，造成注水困难，致使找漏、封漏及封窜等措施上升，因此在侧钻、找漏、封漏、封窜等技术及应用上有较大的潜力。
2.鸭儿峡油田已投入开发了S、K1X、L等油藏，动用地质储量2710万吨，可采储量626万吨，平均采收率23.1%，累计采油477.1439万吨，剩余可采储量148.3561万吨，储采比18：16。目前油井开井121口，日产液726.65吨，日产油221.15吨，综合含水69%。 水井开井25口，日均注水474方。油井平均动液面1798m，平均泵挂深度1930m。从开发阶段来看油田处于后期低产开采阶段，从综合含水来看处于高含水开发阶段初期。因此對高压堵水、找水、封水、堵水等方面有较大的潜力。
3.油、水井井下技术状况差，严重影响了油田挖潜增产措施的实施和开展，措施选井难度大，风险大。
2003年鸭儿峡油田油、水井井下技术状况统计资料表明，鸭儿峡油田油水井套损已达90口，占油田总井数的60%，给油田调整治理，挖潜增产带来了极大的难度和风险。近两年套损井明显增加，已发现了Y121、Y508 Y104、Y605等井套管损坏。这些井的井下状况严重影响了该油田储量的动用，增产，挖潜措施的事实施，要加大上产力度，必须对有潜力的井进行大修，然后进行措施改造，提高原油产量。
4.油管、油杆的使用年限长，发生的油管杆断脱事故严重，油管的丝扣渗漏程度大，造成的损失也较大。
多年来由于油田产量低，成本低，大部分中、低产井使用的是腐化、磨损、老化较严重的油管杆。到目前有20%的井使用的油管杆超过了使用年限，油管破断事故，油杆断脱事故时有发生。2004-2005年管断、漏失、磨损，丝扣磨平漏失严重等现象尤为严重，其中有18口井发生过油管断、破事故，24口井发生过油杆等的断脱事故。因此，在侧钻和打捞方面有较大的潜力。
5.停产报废井的潜力
全油田现有210多口停产报废未下套管的井，其中的绝大部分井都有钻井，录井，测井甚至试油生产的资料，只是限于当时的认识作为报废井处理，下一步将开展大规模的老井复查工作，综合运用地质钻井，测井，录井，试油，试采，零井生产动态等有关资料全面细致的开展资料收集，整理汇总以及分析研究工作，优选潜力大的井，通过侧钻，大修，射孔，压裂，酸化等手段实现老井复活，挖掘老井潜力。
三、几项修井技术在玉门油田的应用
1.深井找堵、漏技术的应用
深井油层在出水时，根据产能的需求，要进行找堵、漏的工艺措施。深井由于误射层或地层情况不明出现高压水层、造成窜层或油井水淹时，对高压水层进行封堵。玉门青西油田西探1井根据井温曲线和产液剖面，并采用封隔器找漏在井深4200-4300m出水，出水量为1.14m3/小时，采用1.24g/cm3的低伤害无固相压井液压井后，采用低位循环，高压挤注的方式进行水层封堵，一次性成功。在Q2-15井井深4450-4480m出水，采用低位循环，高压挤注的方式封堵漏失取得了成功。
2.修套技术的应用
对于老井容易出现套管断脱等事故，一般采用空心木塞扶正后，用适当的水泥浆挤注封固后，钻塞进行修套，对于固井质量不高，地层容易出砂、出水、压力高、井壁易塌的井，造成套管缩径，采用套管补贴等工艺，但难度较大，对于在修井或其他作业过程中（如压裂、酸化等），由于工艺不当，造成套管损坏等情况修套难度大，可用多种工艺结合的方法。取套、换套、衬补等方法在工艺技术及施工上难度大。
3.长套铣筒套铣，套铣打捞技术的应用
在修井过程中若出现水泥封固油管，冲砂卡钻，小件落物卡钻或油层出砂掩埋井下管柱时，采用其它手段无法解卡或无法正常作业时，可采用2-6根套铣筒对油套环空，进行套铣作业，以解除卡钻或水泥封固，也可以在套铣同内加上打捞工具。 套铣打捞同时完成，即可尽快解除井下事故，又能节省费用，缩短施工周期。
4.小井眼的打捞技术
Y115-X井为二级套管结构，上部为Φ244mm套管，下部为Φ118mm衬管完井，落物在小井眼内打捞难度大，自制的小直径打捞筒，打捞出了井内落物。
Y114井为51/2”内加厚钻杆完井，最大内径为Φ104mm，最小内径为Φ89mm.套管为“糖葫芦”形式，打捞难度相当大，又无现成的合适工具，在充分考虑了该井的开采结构和井内落物（2″油管）的具体情况（油管以墩成麻花状，自制了一批高强度的，小公锥、小母锥、小捞筒、小捞矛和磨鞋，取得了较好的效果。
5.斜井的打捞技术
在井斜度较大的情况下，打捞落物时难度大，在工具选择和加工上比井斜度小的井，选择外径要小.工具强度要高，尽量避免使用长而大的工具；Y115-X井在二级套管结构的小套筒内采用短、强、小的打捞工具打捞成功。
6.修井工具的改造技术
常规的打捞工具进行一定的实用性改造，对打捞落物有很大的帮助。常规工具在改造时，尽量改造成万能性、实用性工具。对特殊井打捞工具的选择与改造要特殊对待，尽量做到大众化、实用化；对小井眼的工具改造及加工要充分考虑落物与工具及下井管柱的强度等各方面的因素；对小件落物、绳类落物、杆类落物的工具改造思维要宽广，在充分考虑局限性的同时充分创新，效果较好。 针对一些特殊井，对其修井用具、工具进行实用性改造。
四、结束语
玉门油田各油藏地质构造复杂多样，通过几年的摸索研究在今后一段时期内该油田的主要任务是扩边钻井、老井恢复、增大措施力度以保证原油的生产任务，因此，在侧钻、大修、酸化压裂等方面都有很好的市场前景。在2006年对老井要加大维护力度，所以修套、补套方面也有很大的市场。
参考文献
[1]玉门油田2005年勘探开发技术研讨会材料
[2]玉门鸭儿峡油田地质
作者简介：林有庆（1976-）男，土族，青海互助人，本科学历，助理工程师，1995年参加工作，主要从事井下作业工作。
关键词：鸭儿峡油田 大修 堵水 找堵漏 侧钻
一、鸭儿峡油藏简介
鸭儿峡油田开采层系向上而下的第三系的L油藏，白垩系的K1X油藏和志留系的S油藏，其中志留系的S油藏为该油田的主力生产油藏。鸭儿峡油田志留系油藏平均埋深2800～3500m，油层压力系数1.20～1.46MPa/100m，目前地层平均压力15.29MPa。
志留系油藏是一套以海相为主的泥页岩和富含泥质和钙质的砂岩，油藏类型是一个基岩潜山断块裂缝性油藏，储层裂缝类型众多，其基质的孔隙度和渗透率极低，孔隙度小于2.5% 渗透率接近于零，不具备储渗能力。储层岩性以坚硬致密的灰绿色、杂色千枚岩为主。
二、各油藏的目前开发现状及存在问题和修井市场潜力分析
1.目前白垩系K1X油藏和L油藏已注水多年，在部分区域地层由于能量得到的补充，对应油井见到了较好的效果；志留系L油藏经过多年自然衰竭式开采、油藏能量已严重不足、油井稳产十分困难。另外随着开采时间的延长，含水率不断上升，原油物性越来越差，大部分油井由于原油结蜡和油水乳化严重，再加上泵效较底，机械举升困难，油井生产管柱质量不断下降导致套管损坏，抽油杆断脱等事故不断加剧，长时间的大修作业频繁，导致外部流体进入地层，对近井地带的地层造成严重的污染，致使开采难度增大，酸化、解堵、压裂等措施上升。注水井由于多年加聚合物注水，管柱和套管腐蚀严重，再加之固井质量等各方面的原因，导致井漏和窜层，造成注水困难，致使找漏、封漏及封窜等措施上升，因此在侧钻、找漏、封漏、封窜等技术及应用上有较大的潜力。
2.鸭儿峡油田已投入开发了S、K1X、L等油藏，动用地质储量2710万吨，可采储量626万吨，平均采收率23.1%，累计采油477.1439万吨，剩余可采储量148.3561万吨，储采比18：16。目前油井开井121口，日产液726.65吨，日产油221.15吨，综合含水69%。 水井开井25口，日均注水474方。油井平均动液面1798m，平均泵挂深度1930m。从开发阶段来看油田处于后期低产开采阶段，从综合含水来看处于高含水开发阶段初期。因此對高压堵水、找水、封水、堵水等方面有较大的潜力。
3.油、水井井下技术状况差，严重影响了油田挖潜增产措施的实施和开展，措施选井难度大，风险大。
2003年鸭儿峡油田油、水井井下技术状况统计资料表明，鸭儿峡油田油水井套损已达90口，占油田总井数的60%，给油田调整治理，挖潜增产带来了极大的难度和风险。近两年套损井明显增加，已发现了Y121、Y508 Y104、Y605等井套管损坏。这些井的井下状况严重影响了该油田储量的动用，增产，挖潜措施的事实施，要加大上产力度，必须对有潜力的井进行大修，然后进行措施改造，提高原油产量。
4.油管、油杆的使用年限长，发生的油管杆断脱事故严重，油管的丝扣渗漏程度大，造成的损失也较大。
多年来由于油田产量低，成本低，大部分中、低产井使用的是腐化、磨损、老化较严重的油管杆。到目前有20%的井使用的油管杆超过了使用年限，油管破断事故，油杆断脱事故时有发生。2004-2005年管断、漏失、磨损，丝扣磨平漏失严重等现象尤为严重，其中有18口井发生过油管断、破事故，24口井发生过油杆等的断脱事故。因此，在侧钻和打捞方面有较大的潜力。
5.停产报废井的潜力
全油田现有210多口停产报废未下套管的井，其中的绝大部分井都有钻井，录井，测井甚至试油生产的资料，只是限于当时的认识作为报废井处理，下一步将开展大规模的老井复查工作，综合运用地质钻井，测井，录井，试油，试采，零井生产动态等有关资料全面细致的开展资料收集，整理汇总以及分析研究工作，优选潜力大的井，通过侧钻，大修，射孔，压裂，酸化等手段实现老井复活，挖掘老井潜力。
三、几项修井技术在玉门油田的应用
1.深井找堵、漏技术的应用
深井油层在出水时，根据产能的需求，要进行找堵、漏的工艺措施。深井由于误射层或地层情况不明出现高压水层、造成窜层或油井水淹时，对高压水层进行封堵。玉门青西油田西探1井根据井温曲线和产液剖面，并采用封隔器找漏在井深4200-4300m出水，出水量为1.14m3/小时，采用1.24g/cm3的低伤害无固相压井液压井后，采用低位循环，高压挤注的方式进行水层封堵，一次性成功。在Q2-15井井深4450-4480m出水，采用低位循环，高压挤注的方式封堵漏失取得了成功。
2.修套技术的应用
对于老井容易出现套管断脱等事故，一般采用空心木塞扶正后，用适当的水泥浆挤注封固后，钻塞进行修套，对于固井质量不高，地层容易出砂、出水、压力高、井壁易塌的井，造成套管缩径，采用套管补贴等工艺，但难度较大，对于在修井或其他作业过程中（如压裂、酸化等），由于工艺不当，造成套管损坏等情况修套难度大，可用多种工艺结合的方法。取套、换套、衬补等方法在工艺技术及施工上难度大。
3.长套铣筒套铣，套铣打捞技术的应用
在修井过程中若出现水泥封固油管，冲砂卡钻，小件落物卡钻或油层出砂掩埋井下管柱时，采用其它手段无法解卡或无法正常作业时，可采用2-6根套铣筒对油套环空，进行套铣作业，以解除卡钻或水泥封固，也可以在套铣同内加上打捞工具。 套铣打捞同时完成，即可尽快解除井下事故，又能节省费用，缩短施工周期。
4.小井眼的打捞技术
Y115-X井为二级套管结构，上部为Φ244mm套管，下部为Φ118mm衬管完井，落物在小井眼内打捞难度大，自制的小直径打捞筒，打捞出了井内落物。
Y114井为51/2”内加厚钻杆完井，最大内径为Φ104mm，最小内径为Φ89mm.套管为“糖葫芦”形式，打捞难度相当大，又无现成的合适工具，在充分考虑了该井的开采结构和井内落物（2″油管）的具体情况（油管以墩成麻花状，自制了一批高强度的，小公锥、小母锥、小捞筒、小捞矛和磨鞋，取得了较好的效果。
5.斜井的打捞技术
在井斜度较大的情况下，打捞落物时难度大，在工具选择和加工上比井斜度小的井，选择外径要小.工具强度要高，尽量避免使用长而大的工具；Y115-X井在二级套管结构的小套筒内采用短、强、小的打捞工具打捞成功。
6.修井工具的改造技术
常规的打捞工具进行一定的实用性改造，对打捞落物有很大的帮助。常规工具在改造时，尽量改造成万能性、实用性工具。对特殊井打捞工具的选择与改造要特殊对待，尽量做到大众化、实用化；对小井眼的工具改造及加工要充分考虑落物与工具及下井管柱的强度等各方面的因素；对小件落物、绳类落物、杆类落物的工具改造思维要宽广，在充分考虑局限性的同时充分创新，效果较好。 针对一些特殊井，对其修井用具、工具进行实用性改造。
四、结束语
玉门油田各油藏地质构造复杂多样，通过几年的摸索研究在今后一段时期内该油田的主要任务是扩边钻井、老井恢复、增大措施力度以保证原油的生产任务，因此，在侧钻、大修、酸化压裂等方面都有很好的市场前景。在2006年对老井要加大维护力度，所以修套、补套方面也有很大的市场。
参考文献
[1]玉门油田2005年勘探开发技术研讨会材料
[2]玉门鸭儿峡油田地质
作者简介：林有庆（1976-）男，土族，青海互助人，本科学历，助理工程师，1995年参加工作，主要从事井下作业工作。