巴什托高壓低滲油藏完井新技術

劉應濤

摘 要：巴什托石炭系巴楚組油藏油層中部壓力系數為1.97，屬超高壓地層。其滲透率分布范圍為（0.01～1000）×10-3μm2，峰值區間為（1～10）×10-3μm2，平均值12.89×10-3μm2，為低滲油藏。在低滲透率條件下，射孔能量釋放空間小，射孔壓力不能夠得到快速擴散，管柱震動大，封隔器易失封。通過對BK9井射孔工藝及完井管柱進行優化，確保了試油的成功，但是后期由于膠質瀝青質、無機垢堵塞井筒，造成油井停產，無法實施正常作業，于是研究出新的工藝技術適應當前的生產形勢。

關鍵詞：異常高壓低滲油藏；堵塞井筒；完井工藝

1 巴什托油氣田簡介

巴什托油氣田位于塔里木盆地西南坳陷區麥蓋提斜坡西北部巴什托-先巴扎構造帶西部的巴什托構造上。巴什托石炭系巴楚組屬背斜型、層狀裂縫-孔隙型低孔低滲白云巖超高壓未飽和邊水油藏。

據麥4井測試資料巴楚組油藏測試成果表明：油層中部4770m地層壓力為92.05MPa，壓力系數1.97，屬超高壓地層；地層溫度141.9℃/4758.55m，平均地溫梯度2.77℃/100m，屬正常地溫梯度。與傳統的試油工藝不同，塔里木盆地高壓低滲深井完井試油普遍具有"高深低聯"（高溫高壓、深井、低滲、聯作）的特點。射測聯作是最常見的一種聯作方式，其一般工序是將聯作管柱下到預定井深，坐封封隔器后射孔，再開井排液測試，這一工藝在常規油氣藏中得到了很好的應用，但在塔里木盆地高壓低滲深井試油過程中卻面臨著挑戰，柯深101井、烏參1井等深井在試油中由于射孔瞬間封隔器損壞導致了試油失敗。（見表1）

從工具角度分析，液壓封隔器使用6井次，液壓封隔器（FH，MCHR，SHR-HP）全部失封，RH封隔器在BK9井獲得了成功，機械封隔器（RTTS3井次、CYY1井次），全部成功。從封隔器與射孔槍距離分析，直井5口井8井次施工中，距離大于200m的3井次成功，其余失敗。造成封隔器失封的主要原因為巴什托巴楚組儲層滲透率低，峰值區間為（1～10）×10-3μm2，分布頻率60%，低滲透率條件下，射孔能量釋放空間小，射孔壓力不能夠得到有效擴散，管柱震動大。

1.1 根據巴什托地區各井封隔器使用情況，選用哈里伯頓RH液壓封隔器具體參數。（見表2）

1.2 封隔器驗封后環空留15MPa背壓，一方面防止射孔時過大上頂力導致失封，另一方面確保正打壓至起爆壓力后油管內泄壓過程中封隔器上水力錨錨爪快速回縮。

1.3 由于第一次對該井泥盆系克孜爾塔格組射孔完井時，7″RTTS封隔器無法通過7″套管回接筒。本次完井將7″RH封隔器座封位置選擇為回接筒之上，將封隔器與射孔槍距離由以前的158m（BK2井失封）增加至391.48m（200m以上），射孔槍距人工井底49m。

1.4 射孔槍上部增加一組減震器，設計了兩組減震器，以減小射孔震動對封隔器的影響。

2 工藝應用情況

BK9井2010年6月24日點火射孔，井口明顯震動，射開層位C1b，井段4768.00m～4771.00m。射孔后油壓處于上升狀態8MPa～14.6MPa且保持在14.6MPa，射孔后套壓一直沒有發生變化，為前期驗封后預留套壓，后因泄壓套壓從15MPa降至6MPa，開井后油壓迅速變為0MPa，套壓基本保持不變。

3 后期治理情況

BK7井2011年4月發現瀝青質堵塞油嘴，但是生產基本穩定；2012年3月初出現瀝青質堵塞嚴重影響生產情況，生產壓差大幅增大，BK7井在井底流壓高于57MPa時生產穩定，2個月后流壓迅速下降至35MP左右，且日產能從29t大幅下降至5t，之后停噴關井。

巴楚組油藏各井平均含蠟量為6.94%；通過堵塞物組分分析發現，瀝青質含量大于50% ，推算巴楚組瀝青質含量為3.85%。一旦瀝青質的析出，沉淀，吸附在井筒上，并不斷堵塞井筒，測試作業工具容易被卡。通過2013年BK3、BK7井修井作業的情況來看，井筒堵塞成為制約油田開發的重要影響因素?？紤]后期儲層改造的實施，我們采取了下光管柱（不帶封隔器）工藝技術，既可以保證正常循環洗井解堵，也能保證酸壓施工進行。（見圖1）

截止到2014年4月30日BK7井6.5mm油嘴控制生產，油壓4.9Mpa，套壓13.5MPa，日產液115.5方，日產油28.51噸，含水69.31%。BK3井7.0mm油嘴控制生產，油壓8.5Mpa，套壓12.8MPa，日產液280.8方，日產油28.68噸，含水87.24%。相比較2013年重新恢復生產。