巴什托高压低渗油藏完井新技术

巴什托高压低渗油藏完井新技术
巴什托石炭系巴楚组油藏油层中部压力系数为1.97，属超高压地层。

其渗透率分布范围为（0.01～1000）×10-3μm2，峰值区间为（1～10）×10-3μm2，平均值12.89×10-3μm2，为低渗油藏。

在低渗透率条件下，射孔能量释放空间小，射孔压力不能够得到快速扩散，管柱震动大，封隔器易失封。

通过对BK9井射孔工艺及完井管柱进行优化，确保了试油的成功，但是后期由于胶质沥青质、无机垢堵塞井筒，造成油井停产，无法实施正常作业，于是研究出新的工艺技术适应当前的生产形势。

标签：异常高压低渗油藏；堵塞井筒；完井工艺
1 巴什托油气田简介
巴什托油气田位于塔里木盆地西南坳陷区麦盖提斜坡西北部巴什托-先巴扎构造带西部的巴什托构造上。

巴什托石炭系巴楚组属背斜型、层状裂缝-孔隙型低孔低渗白云岩超高压未饱和边水油藏。

据麦4井测试资料巴楚组油藏测试成果表明：油层中部4770m地层压力为92.05MPa，压力系数1.97，属超高压地层；地层温度141.9℃/4758.55m，平均地温梯度2.77℃/100m，属正常地温梯度。

与传统的试油工艺不同，塔里木盆地高压低渗深井完井试油普遍具有”高深低联”（高温高压、深井、低渗、联作）的特点。

射测联作是最常见的一种联作方式，其一般工序是将联作管柱下到预定井深，坐封封隔器后射孔，再开井排液测试，这一工艺在常规油气藏中得到了很好的应用，但在塔里木盆地高压低渗深井试油过程中却面临着挑战，柯深101井、乌参1井等深井在试油中由于射孔瞬间封隔器损坏导致了试油失败。

（见表1）
从工具角度分析，液压封隔器使用6井次，液压封隔器（FH，MCHR，SHR-HP）全部失封，RH封隔器在BK9井获得了成功，机械封隔器（RTTS3井次、CYY1井次），全部成功。

从封隔器与射孔枪距离分析，直井5口井8井次施工中，距离大于200m的3井次成功，其余失败。

造成封隔器失封的主要原因为巴什托巴楚组储层渗透率低，峰值区间为（1～10）×10-3μm2，分布频率60%，低渗透率条件下，射孔能量释放空间小，射孔压力不能够得到有效扩散，管柱震动大。

1.1 根据巴什托地区各井封隔器使用情况，选用哈里伯顿RH液压封隔器具体参数。

（见表2）
1.2 封隔器验封后环空留15MPa背压，一方面防止射孔时过大上顶力导致失封，另一方面确保正打压至起爆压力后油管内泄压过程中封隔器上水力锚锚爪快速回缩。

1.3 由于第一次对该井泥盆系克孜尔塔格组射孔完井时，7″RTTS封隔器无法通过7″套管回接筒。

本次完井将7″RH封隔器座封位置选择为回接筒之上，将
封隔器与射孔枪距离由以前的158m（BK2井失封）增加至391.48m（200m以上），射孔枪距人工井底49m。

1.4 射孔枪上部增加一组减震器，设计了两组减震器，以减小射孔震动对封隔器的影响。

2 工艺应用情况
BK9井2010年6月24日点火射孔，井口明显震动，射开层位C1b，井段4768.00m～4771.00m。

射孔后油压处于上升状态8MPa～14.6MPa且保持在14.6MPa，射孔后套压一直没有发生变化，为前期验封后预留套压，后因泄压套压从15MPa降至6MPa，开井后油压迅速变为0MPa，套压基本保持不变。

3 后期治理情况
BK7井2011年4月发现沥青质堵塞油嘴，但是生产基本稳定；2012年3月初出现沥青质堵塞严重影响生产情况，生产压差大幅增大，BK7井在井底流压高于57MPa时生产稳定，2个月后流压迅速下降至35MP左右，且日产能从29t 大幅下降至5t，之后停喷关井。

巴楚组油藏各井平均含蜡量为6.94%；通过堵塞物组分分析发现，沥青质含量大于50% ，推算巴楚组沥青质含量为3.85%。

一旦沥青质的析出，沉淀，吸附在井筒上，并不断堵塞井筒，测试作业工具容易被卡。

通过2013年BK3、BK7井修井作业的情况来看，井筒堵塞成为制约油田开发的重要影响因素。

考虑后期储层改造的实施，我们采取了下光管柱（不带封隔器）工艺技术，既可以保证正常循环洗井解堵，也能保证酸压施工进行。

（见图1）
截止到2014年4月30日BK7井6.5mm油嘴控制生产，油压4.9Mpa，套压13.5MPa，日产液115.5方，日产油28.51吨，含水69.31%。

BK3井7.0mm油嘴控制生产，油压8.5Mpa，套压12.8MPa，日产液280.8方，日产油28.68吨，含水87.24%。

相比较2013年重新恢复生产。