(川慶鉆探工程有限公司長慶井下技術(shù)作業(yè)公司，陜西 西 安 710018)

黃44井屬鄂爾多斯盆地伊陜斜坡姬塬隆起構(gòu)造位置，是石油預(yù)探項目組在寧夏鹽池縣大水坑鄉(xiāng)李伏渠村部署的一口預(yù)探井。完鉆井深2 895 m，完鉆層位延長組長9儲層。該區(qū)塊長9儲層致密，巖芯分析該層以暗色泥巖和頁巖夾灰色粉細砂巖為主。在錄井過程中該層位有一定的油氣錄井顯示為油斑-油跡，通過電性分析，該層為油水層或含油水層。該層在本區(qū)塊有一定的勘探開發(fā)潛力。本論文通過對該井長9儲層進行儲層特征分析，加下沉劑實驗及儲層改造后效果分析，得出結(jié)論，為該區(qū)塊長9儲層區(qū)域勘探和轉(zhuǎn)向造縫提供一定的技術(shù)支持。

1 長9儲層四性特征概述

長9儲層主要以暗色泥巖和頁巖夾灰色粉細砂巖為主。油層井段較深，一般在2 600 m至2 900 m左右，該區(qū)電性統(tǒng)計，電阻為12.25-38.61Ω.m，孔隙度較差9.91-11.26%，特別是滲透率很低2.03-6.9310-3μm2，最主要是該儲層泥質(zhì)含量較高。通過儲層改造才能疏導(dǎo)油氣流，才能評估油氣儲量。另外該儲層含有一定的泥質(zhì)頁巖，能夠形成一定的圈閉，有利于油氣運移聚集，對油氣聚集影響較大。

通過對該井儲層孔、滲統(tǒng)計分析，該井儲層孔屬于低孔隙型儲層。還有一部份儲層盡管孔隙度增大，但滲透率則沒有變化，是以發(fā)育弧立、連通性相對較差的砂質(zhì)泥巖儲層為主。另外，從綜合解釋可以看出，自然伽馬不斷顯示高值，說明在該段儲層富含泥質(zhì)。而自然電位值在2 960 m左右時，幅度變化較大，由于水層的幅度值大于油層，在2 960 m以上多為水層。尤其在該段電阻值高達38.61 Ω.m，則該層段主要以油水同層為主。

2 長9儲層改造實驗過程

由于該區(qū)塊對長9儲層勘探不明，在儲層改造過程中不斷實驗，探明儲層各項特征。對該井長9儲層先進行小型測試壓裂，在測試壓裂中，泵注程序中階梯降排量，停泵關(guān)井測壓降24小時，觀察井底壓力恢復(fù)及地溫情況，為下步實驗奠定基礎(chǔ)。該井先進行測試壓裂施工，施工曲線如圖1所示。

圖1 黃44井長9儲層測試壓裂施工曲線

測試壓裂按照設(shè)計于15時35分結(jié)束，瞬時停泵壓力為8.1 MPa，然后關(guān)井24小時，用井下壓力計監(jiān)測井底擴散情況。根據(jù)停泵壓力計算的井底破裂壓力梯度為0.012 9 MPa/m。

2.1 加下沉劑實驗

在實驗中，攜帶下沉劑液體配方為：清水+2.0%KCL+0.3%BY-405，分三階段注入，并在每階段加完后進行限時停泵沉降，使下沉劑沉降并凝固，確保下次轉(zhuǎn)向成功。

下沉劑實驗泵注程序：低替胍膠基液→坐封→胍膠基液→攜帶BY-608下沉劑→頂替胍膠基液→停泵讓下沉劑沉降。

第一段下沉劑施工正常：加下沉劑0.8 m3，停泵沉降30 min，瞬時停泵壓力9.1 MPa，停泵階段井口壓力由9.1 MPa降為4.4 MPa，壓力降達到4.7 MPa。

當?shù)诙雾樌尤胂鲁羷?.5 m3時，油壓不斷升高，則立即停泵。經(jīng)反洗后，施工時油壓升高，無法注入下沉劑，停止施工，加深管柱探得砂面2 972.22 m，后起出井內(nèi)管柱。

再次更換鉆具進行施工時，油壓升高，無法施工。表明下沉劑已將射孔眼全部堵死。對長9儲層進行補孔，用攜帶液加下沉劑2.0 m3，關(guān)井40 min沉降，施工總用液 51.5 m3，其中低替用液 8.0 m3，前置液12.0 m3，攜帶液 22.0 m3，頂替液 9.5 m3，瞬時停泵壓力12.5 MPa。停泵沉降40 min后，井口壓力為4.3 MPa，壓力降達到8.2 MPa，施工順利。壓裂長9層，施工時壓力過高未壓成，起鉆遇阻，正反沖無效，泵壓20 MPa。

2.2 多次下沉劑實驗堵塞的原因分析

（1）第一段施工加完0.8 m3下沉劑時頂替、反沖正常，第二段施工加0.5 m3下沉劑時油壓不斷升高，立即停泵。進入地層的下沉劑開始凝固，將近井地帶堵死，再次施工時壓力變高，施工未成。

（2）在第三次加完2.0 m3下沉劑后頂替反沖都較正常，在關(guān)井沉降時部分下沉劑凝固在鉆具周圍，壓裂座封后，壓力過高施工未成，在起鉆時遇阻。當時情況不明，在拉力50 kN的情況下硬拔，起完鉆才知是由于下沉劑全部將水力錨、封隔器及部分油管全部固死，造成卡鉆、正反沖失敗。

（3）在反沖時，井口返出大量柱狀下沉劑，從而可知，在加下沉劑過程中，井筒內(nèi)處于粘稠狀，當下沉劑通過直咀子時部分以柱狀形式進入地層及環(huán)空內(nèi)。

（4）經(jīng)技術(shù)專家告知，該下沉劑在85度以上處于軟化狀態(tài)，在上返過程中隨著溫度降低而凝固在油管及套管周圍，造成再次卡鉆現(xiàn)象。在90℃下沉式轉(zhuǎn)向劑的固結(jié)溫度為80℃，當溫度達到80℃后20 min即可完全固結(jié)。在70℃下沉式轉(zhuǎn)向劑的固結(jié)溫度為70℃，在70℃下20 min即可完全固結(jié)。

（5）攜帶液的配方中BY-405為0.3%，濃度有點低，沒有保證液體有一定的懸浮能力，造成大量下沉劑在井筒沉積現(xiàn)象。

（6）BY-608下沉劑對不同的液體溶解性不同。在BY-608下沉劑凝固在井筒后，取下沉劑樣分別經(jīng)過多次與有機溶劑溶解實驗。實驗得出結(jié)論，BY-608下沉劑易溶于清蠟劑（CJ-3）。

3 BY-608下沉劑實驗后效果分析

在下沉劑實驗后，對長9儲層2 958.0-2 959.0 m和2 961.0-2 962.0 m進行加砂壓裂，共加陶粒15方，施工中破壓不明顯，工作壓力22.8 MPa，停泵壓力9.8 Mpa，如圖2所示，入地總液量72.4方。壓后進行抽汲排液，抽汲17個班次，抽深750 m~850 m，班產(chǎn)油0，產(chǎn)水16.8方。累計產(chǎn)油0，產(chǎn)水251.2方。

圖2 長9儲層主壓裂施工曲線

根據(jù)長9儲層的四性特征，以及改造后效果來看，該井改造后效果與實際儲層特征嚴重不相符，下沉劑沒有起到所預(yù)料的效果。通過第一段下沉劑施工監(jiān)測的壓力降落表明，本井壓裂目的層壓力下降比較快，地層濾失量比較大，導(dǎo)致第二段注入的液體在地層里沒有形成足夠的裂縫，使得下沉劑在裂縫里沉降；另外，第二段加下沉劑時排量為1.0 m3/min，從而形成的裂縫體積比較小，不能容納第二段的下沉劑，從而引起地層再次砂堵。小排量未能有效攜帶下沉劑運移到裂縫深部，在井筒附近沉砂，引起了超壓。最后一次加下沉劑排量為1.2 m3/min，比前兩次施工排量大。由于前幾次的下沉劑實驗，使儲層不同程度受到傷害，在第三次施工時儲層裂縫繼續(xù)延伸，從而將底水壓串，試油結(jié)果為大水層。另外，由于該井在加下沉劑時出現(xiàn)堵塞，造成部分下沉劑殘留在井筒內(nèi)，導(dǎo)致第二次轉(zhuǎn)向造縫效果不佳。

4 結(jié)束語

（1）在加下沉劑實驗井中，施工排量一般在1.5 m3/min左右，頂替液量比井筒容積多1-2方，停泵沉降控制在40 min以內(nèi)，有利于施工順利進行。

（2）在BY-608下沉劑凝固在井筒后，取樣經(jīng)過多次溶解實驗，最終，BY-608下沉劑易溶于清蠟劑（CJ-3），將井筒下沉劑全部溶解，確保該井施工順利進行。

（3）溫度和井底壓力對下沉劑的性能影響較大，在下沉劑實驗前，應(yīng)該測得井底壓力及溫度情況。

（4）攜帶液的配方中BY-405為0.3%，濃度有點低，沒有保證液體有一定的懸浮能力，造成大量下沉劑在井筒沉積。在加下沉劑實驗中，攜帶液濃度應(yīng)在控制在0.4%~0.5%，確保攜帶性能良好。

（5）通過長9儲層四性分析和該井長9儲層測井解釋綜合來看，該層具有較好的孔滲相關(guān)性，錄井顯示油跡-油斑，從自然電位幅度值和高電阻值可以看出，該層為油水同層。改造結(jié)果與解釋不相符，建議對該層進行再次封堵加砂改造。