魏 然， 劉成杰

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.中海石油〈中國〉有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引言

渤中區(qū)塊位于渤海中部海域，其中渤中34油田區(qū)塊儲量非常豐富，探明石油地質(zhì)儲量達(dá)5027.13×104m3。BZ35-5-A井酸化投產(chǎn)后，初期自噴生產(chǎn)達(dá)到205 m3/d的產(chǎn)量(最高230 m3/d)，后期遞減到50 m3/d左右，后由于井下出現(xiàn)問題，進(jìn)行了5次檢泵和4次酸化作業(yè)，效果不佳，產(chǎn)量也逐年走低， 2016年9月酸化后啟泵未成功。分析認(rèn)為該井地層仍有產(chǎn)能，因此，需要對該井進(jìn)行綜合治理恢復(fù)產(chǎn)能。

為了完成地質(zhì)油藏恢復(fù)產(chǎn)能的目的，按照“一井一策”治理模式，分析每口井的產(chǎn)能潛力，制訂合理的方案，提高低產(chǎn)低效井開發(fā)效果[1]。該井實(shí)施治理的主要風(fēng)險(xiǎn)是東營組和沙河街組地層穩(wěn)定性差、易垮塌、易縮徑，近井地帶地層連通性差，該井儲層被污染的可能性大，恢復(fù)產(chǎn)能難度較大。為此制定了采用強(qiáng)抑制無固相鉆井液鉆進(jìn)，裸眼井段下入打孔管，在打孔管內(nèi)電纜射孔的技術(shù)。在深部地層采用無固相鉆井液既要保證井壁穩(wěn)定性又要兼顧儲層保護(hù)；在裸眼段不固井下入打孔管和在打孔管內(nèi)電纜射孔，規(guī)避了小井眼固井質(zhì)量不佳的風(fēng)險(xiǎn)，同時增加了近井地帶的導(dǎo)流能力。這些技術(shù)在渤海均屬首次應(yīng)用。

1 BZ34-5-A井概況

1.1 基本參數(shù)

BZ34-5無人井口平臺位于渤海南部海域渤中34構(gòu)造帶的南部，該區(qū)塊主要含油層段為沙河街組沙一段，目前共有BZ34-5-A井和BZ34-5-B井2口生產(chǎn)井。其中BZ34-5-A井基本數(shù)據(jù)見表1。

1.2 綜合治理背景

2006 年11 月9 日進(jìn)行了酸化作業(yè)，平均日產(chǎn)液量59～82.6m3，11 月27 日啟泵開井生產(chǎn)，初期日產(chǎn)油205 m3，含水2%，產(chǎn)量比較穩(wěn)定。

表1 BZ34-5-A井基本數(shù)據(jù)Table 1 Well BZ34-5-A basic data

2007 年4 月11 日至2008年3 月21 日期間自噴和起泵生產(chǎn)，日產(chǎn)油量為120 m3左右，產(chǎn)量穩(wěn)定。

2009 年2 月5 日至2016年9月共進(jìn)行5次檢泵和4次酸化作業(yè)，電泵機(jī)組檢泵周期短，產(chǎn)量逐年走低(見表2)， 2016年9月最后一次酸化后，無法啟泵，最終停產(chǎn)。

表2 BZ34-5-A井修井記錄Table 2 Well BZ34-5-A workover record

2 作業(yè)方案優(yōu)選

BZ34-5-A井故障前產(chǎn)量比較穩(wěn)定，產(chǎn)油50 m3/d，說明儲層產(chǎn)能充足，出現(xiàn)一系列故障之后，該井產(chǎn)量逐漸下降，雖多次采取常規(guī)的檢泵和酸化作業(yè)，仍沒有達(dá)到理想效果，必須采用其他治理方式，才有可能恢復(fù)產(chǎn)能。因?yàn)樵撈脚_已經(jīng)沒有剩余槽口可供利用，治理的方式還有大修和側(cè)鉆2種方式可以利用(見表3)。

表3 大修和側(cè)鉆方案對比Table 3 Comparison of overhaul and sidetracking

該井在前期修井過程中有扁電纜護(hù)罩、導(dǎo)流罩落井,大修時打撈難度極高，費(fèi)用不可控。如果采用大修作業(yè)，需要打撈井下“落魚”。BZ34-5是無人井口平臺，場地十分有限，需要就位鉆井船，井下“落魚”打撈困難，打撈工期存在不確定性，按理想情況計(jì)算，需要19.75 d。且大修后解堵效果不明確，前期多次作業(yè)造成地層污染嚴(yán)重，因此，使用高日費(fèi)的鉆井船進(jìn)行大修成本會非常高，再生產(chǎn)時是否有理想的產(chǎn)油量不能保證。

如果采用老井側(cè)鉆的方式，采用少量打撈部分管柱、優(yōu)選側(cè)鉆點(diǎn)、定向井軌跡優(yōu)化等措施最大化利用老井眼[2]，同時不增加平臺井槽的前提下，優(yōu)化井網(wǎng)布置，有效利用上層井段，減少施工量[3]。雖然同樣采用鉆井船就位進(jìn)行作業(yè)，但是工期可控，成本相對大修方案會降低；同時滿足油藏要求避開已經(jīng)污染的地層，同時新鉆井眼重新完井可以采取針對性措施做好儲層保護(hù)，能夠在較短時間內(nèi)恢復(fù)并大幅度提高油井產(chǎn)能。因此，采用側(cè)鉆方式對該低效井進(jìn)行綜合治理。

3 本區(qū)塊作業(yè)難點(diǎn)分析

井壁失穩(wěn)是BZ34油田施工最嚴(yán)重的問題，主要發(fā)生在東營組和沙河街組。在鄰近區(qū)塊施工的7口井中，BZ34-4-A4、BZ34-4-A5、BZ34-4-A2、BZ34-4-AS1/2/3/4井存在大量的阻卡現(xiàn)象，憋壓別鉆現(xiàn)象十分頻繁，且循環(huán)返出伴有大量掉塊(片)，其中以BZ34-4-P3S1/2/3/4井尤為嚴(yán)重，發(fā)生4次卡鉆，多套鉆具被埋。

BZ34地區(qū)地質(zhì)條件復(fù)雜，次生斷層發(fā)育；致壓力窗口窄，承壓能力低，隨著井深增加，循環(huán)壓耗也隨之增加，極易發(fā)生漏失，統(tǒng)計(jì)前期井漏情況見表4。

表4 BZ34油田群井漏失情況統(tǒng)計(jì)Table 4 Statistics of lost circulation in BZ34 Oilfield

結(jié)合前期開發(fā)情況，本區(qū)塊沙河街組生產(chǎn)井均不防砂；根據(jù)對BZ34-5-1井測井?dāng)?shù)據(jù)分析，得到出砂預(yù)測結(jié)果：

聲波時差值Δt<95 μs/ft出砂，出砂可能性較小；

B指數(shù)>2×104MPa，出砂可能性較??；

S指數(shù)>5.9×107MPa2，出砂可能性較小。

4 關(guān)鍵技術(shù)內(nèi)容

4.1 強(qiáng)抑制無固相鉆井液

BZ34-5區(qū)塊前期鉆井表明：(1)使用傳統(tǒng)的強(qiáng)抑制KCl體系不能克服井壁坍塌問題，倒劃眼憋壓、別鉆，嚴(yán)重影響時效，甚至發(fā)生卡鉆埋鉆事故；(2)由于沙河街組地層滲透率低，傳統(tǒng)套管完井，返排數(shù)據(jù)不能達(dá)到配產(chǎn)要求。常規(guī)的做法是提高鉆井液封堵性，但常規(guī)封堵材料無法進(jìn)入微裂縫內(nèi)，鉆井液濾液通過微裂縫侵入地層，濾液水化膨脹作用引起巖石內(nèi)部相互擠壓，在井壁的薄弱處引起應(yīng)力突然釋放，產(chǎn)生剝落掉塊，造成井壁失穩(wěn)，在渤中區(qū)塊以前的探井與開發(fā)井作業(yè)中均存在沙河街組地層井壁失穩(wěn)情況，甚至發(fā)生井壁嚴(yán)重坍塌和惡性的卡鉆事故[4-5]。復(fù)雜地層鉆進(jìn)所使用的鉆井液固相含量應(yīng)盡量低，并能在巖心及孔壁表面形成膠質(zhì)薄膜[6]。

根據(jù)BZ34-5區(qū)塊上述特點(diǎn)，BZ34-5-A井在深部地層側(cè)鉆需要鉆井液開鉆應(yīng)具有較強(qiáng)抑制性來避免井壁失穩(wěn)，而且有一定的暫堵性能來預(yù)防井漏的發(fā)生，同時為加強(qiáng)儲層保護(hù)，應(yīng)采用無固相鉆井液。因此，通過試驗(yàn)，創(chuàng)新研制了新型強(qiáng)抑制無固相鉆井液。該體系在傳統(tǒng)無固相鉆井液的基礎(chǔ)上，針對該區(qū)塊沙河街組地層的特點(diǎn)采用了50%的甲酸鉀作為配漿基礎(chǔ)，復(fù)配化學(xué)封堵劑，采用逐級擬合充填技術(shù)，為儲層保護(hù)和井壁穩(wěn)定而形成的一種強(qiáng)抑制鉆井液體系。

基本配方：混合比例溶液(海水∶甲酸鉀=1∶1)+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.15%EZVIS+6%EZCRAB+3%EZFLO+5%PF-JLXC+2%GREENSEAL+3%PF-LUBE， 石灰石加重至1.45 g/cm3。

4.1.1 防塌評價(jià)(見表5)

表5 3種體系室內(nèi)防塌試驗(yàn)評價(jià)Table 5 Lab evaluation on collapse prevention of 3 mud systems

采用創(chuàng)新型的強(qiáng)抑制無固相鉆井液，該體系在傳統(tǒng)無固相鉆井液基礎(chǔ)上改進(jìn)，保留裸眼完井對儲層保護(hù)的優(yōu)勢，有較強(qiáng)的暫堵性能，克服了地層易坍塌的風(fēng)險(xiǎn)。

4.1.2 抗污染評價(jià)

渤海油田沙河街組泥巖地層微裂隙非常發(fā)育，研究認(rèn)為，硬脆性泥頁巖中普遍發(fā)育的微裂縫是井壁失穩(wěn)的主要原因，地層易坍塌(見圖1)，傳統(tǒng)的鉆井液體系不能滿足在保證防塌的同時能有效地保護(hù)儲層[7-9]。根據(jù)沙河街組地層的特點(diǎn)，通過優(yōu)選配方，形成以甲酸鉀和海水1∶1為連續(xù)相，降低體系活度，提高抑制性；采用逐級擬合充填技術(shù)，復(fù)配化學(xué)封堵劑、聚合醇為一體的強(qiáng)抑制無固相鉆井液體系，抗污染能力強(qiáng)(見表6)。

圖1BZ34-5油田深部地層取心樣品放大圖樣
Fig.1Enlarged pattern of cores from deep formation in BZ34-5Oilfield

表6 抗污染評價(jià)Table 6 Anti-pollution evaluation

4.1.3 返排試驗(yàn)

(1)以往該井段采用KCl聚合物體系，在短起和起下鉆過程中井壁失穩(wěn)，表現(xiàn)為起下鉆遇阻，倒劃眼憋壓別鉆，振動篩返出掉片甚至掉塊。該井采用強(qiáng)抑制無固相鉆井液體系后，鉆進(jìn)期間，各項(xiàng)鉆井參數(shù)平穩(wěn)，監(jiān)測鉆井液性能穩(wěn)定。振動篩返砂較多，撈砂觀察，巖屑顆粒成形、規(guī)整，有清晰齒痕，無掉片。

(2)該體系暫堵效果較強(qiáng)，體系封堵劑具有“單向液體開關(guān)”的良好性能，針對渤中區(qū)塊沙河街組地層空隙特性，采用逐級擬合物理充填技術(shù)，無需破膠(見表7)。

表7 返排試驗(yàn)Table 7 Flow-back test

4.2 不固井下入打孔管技術(shù)

BZ34-5-AS1井一開6 in(1 in=25.4 mm，下同)井眼開窗側(cè)鉆至完鉆井深3466.42 m，垂深3373.13 m；目的層為沙一段，不防砂；如果采用套管射孔完井，需要進(jìn)行下尾管和固井作業(yè)，由于井段較短，而且井眼小，小井眼下入尾管和尾管懸掛器費(fèi)用高，而且固井質(zhì)量很難保證，容易造成無法有效封隔儲層。因此，首創(chuàng)在裸眼段下入4in打孔管支撐井壁，采取遇水膨脹封隔器對泥巖夾層進(jìn)行封隔。遇水膨脹橡膠是基于滲透膜原理研制的高分子材料，主要由橡膠本體和親水性物質(zhì)組成，通過吸收溶解度相近液體中的水分子使聚合物膨脹，從而彈性材質(zhì)也隨之膨脹，直到達(dá)到平衡。

根據(jù)AS1井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)及完井要求，AS1井完井方式采用6 in裸眼+4in打孔管，打孔管需要攜帶一個管外封隔器一并下入,管外封隔器可以遇油膨脹，從而封隔環(huán)空，但不會影響管柱下入。打孔管下入作業(yè)面臨著井眼小、摩阻扭矩大、打孔管遇阻風(fēng)險(xiǎn)高等難題[10-12]。通過軟件模擬，當(dāng)裸眼段摩阻系數(shù)為0.25、套管內(nèi)摩阻系數(shù)為0.25時，上提懸重為133.88 t，下放懸重為100.22 t。當(dāng)裸眼段摩阻系數(shù)為0.4、套管內(nèi)摩阻系數(shù)為0.3時，上提懸重為138.22 t，下放懸重為97.69 t?？紤]大鉤懸重為25 t， 4in帶孔管與管外封隔器下放時不存在下放不到位的風(fēng)險(xiǎn)。

4.3 打孔管內(nèi)電纜射孔技術(shù)

鑒于BZ34-5-A井儲層特點(diǎn)，單單下入打孔管進(jìn)行生產(chǎn)的話，產(chǎn)能不能保證，因此，本井需要在打孔管內(nèi)電纜輸送射孔，一方面是增加打孔管的過流面積，另一方面為了提高近井地帶的導(dǎo)流能力，保證開發(fā)效果。

打靶平均穿深為747.78 mm,能夠保證射孔彈進(jìn)入新地層，提高流動通道的滲流面積。

由于本井是下入打孔管，不同于普通的套管井射孔，射孔前裸眼地層就與地層連通，可能存在大量油氣瞬間涌入井筒，當(dāng)井內(nèi)液柱壓力低于井底壓力時，油氣將竄上井口，引起井噴，電纜射孔時井控問題就非常重要，需要提前安裝放噴裝置，并實(shí)時監(jiān)測[13-15]，一旦發(fā)生井控問題，可以第一時間發(fā)現(xiàn)和處理。

BZ34-5-A井是渤海地區(qū)首次在打孔管內(nèi)進(jìn)行電纜射孔，一方面改善了近井地帶地層的導(dǎo)流能力，有助于提高油層采收率；另一方面通過本次在裸眼地層打孔管內(nèi)進(jìn)行射孔作業(yè)的過程，為今后類似作業(yè)提供了寶貴經(jīng)驗(yàn)。

5 應(yīng)用效果

針對BZ34-5-A井井況復(fù)雜、井下“落魚”等問題以及修井作業(yè)困難的實(shí)際情況，通過梳理該區(qū)塊前期作業(yè)難點(diǎn)，總結(jié)作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，優(yōu)化作業(yè)工藝，研究制定了解決BZ34-5-A井低效問題的最有效工藝，在順利完成復(fù)雜井作業(yè)的同時，在生產(chǎn)時效、工期及油氣產(chǎn)量等方面均取得了巨大進(jìn)步。

生產(chǎn)時效方面：該井前期共進(jìn)行了5次檢泵、4次酸化作業(yè)，但產(chǎn)業(yè)量持續(xù)走低，且存在井下“落魚”問題，修井困難，直接采取創(chuàng)新型綜合治理措施，并量身定制強(qiáng)抑制無固相鉆井液、不固井打孔管及打孔管內(nèi)電纜射孔等手段。最終該井鉆井工期較設(shè)計(jì)提前1.31 d，完井工期較設(shè)計(jì)提前0.08 d；作業(yè)過程中，測井儀器故障時間16.75 h，作業(yè)時效100%。

與鄰井對比，前期4口鉆井平均工期30.59 d，本井工期4.69 d，降比達(dá)84.7%；本井的復(fù)雜情況是測井工具故障導(dǎo)致的，去除這個因素生產(chǎn)時效是100%(見表8、表9)。

表8 工期對比Table 8 Comparison of operation time

表9 與前期井工期對比Table 8 Operation time of the previous wells

產(chǎn)量方面：該井作業(yè)中采用無固相鉆井液技術(shù)，完井使用打孔管配合電纜射孔技術(shù)，注重加強(qiáng)儲層保護(hù)，提高近井地帶地層導(dǎo)流能力。故障前該井正常產(chǎn)油50 m3/d，本次配產(chǎn)要求50 m3/d，側(cè)鉆后交井產(chǎn)量達(dá)到85 m3/d，超配產(chǎn)70%。

6 結(jié)論

(1)強(qiáng)抑制無固相鉆井液同時兼顧了儲層保護(hù)和井壁穩(wěn)定，在渤中地區(qū)深部地層低效井側(cè)鉆中應(yīng)用效果良好，可以進(jìn)行推廣應(yīng)用。

(2)在渤海首次采用的裸眼下入打孔管配合電纜射孔技術(shù)，很好地解決了短裸眼段地層封隔問題和近井地帶的導(dǎo)流問題。

(3)渤海一些老井、低效井提高產(chǎn)量的方法需要因地制宜，靈活利用現(xiàn)有技術(shù)，進(jìn)行技術(shù)創(chuàng)新。