碳酸盐岩缝洞型油藏试油完井技术研究与应用

４６　西部探矿工程　２０１１年第５期　碳酸盐岩缝洞型油藏试油完井技术研究与应用　朱　华　（西北油田分公司开发处，新疆乌鲁木齐８３００１１）　

摘要：塔河油田奥陶系缝洞型油藏储集体非均质性强，大部分油井原油密度高、粘度大，部分井钻遏　放空漏失后直接完井，未钻遏漏失井以酸压为主要改造手段，奥陶系完井方式以裸眼为主，油井均为　超深井，同时高温、高压、高矿化度卤水及二氧化碳与硫化氢复杂腐蚀环境，与东部油田相差较大，经　过ｌＯ多年的勘探开发，逐渐形成了具有塔河特色储层完井试油工艺技术。　关键词：塔河油田；碳酸盐岩；完井试油　中图分类号：ＴＥ２５７文献标识码：Ｂ文章编号：１ｏｏ４—５７１６（２Ｏ１１）Ｏ５一ｏ０４６　５　

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏属于缝洞型油藏，埋　深５４００￣６６００ｍ，储集空间以裂缝、溶蚀孔隙和溶蚀孔　洞及大型洞穴为主，底水发育。地层温度１２０℃～　１４０℃，原油性质相差大，从凝析油到沥青质原油均广泛　分布；属常压油藏，压力梯度１．１ＭＰａ／ｌＯＯｍ；腐蚀因素　复杂，地层水矿化度（１８～２４）×１０　ｍｇ／Ｌ，普遍高含硫　化氢，在ｌＯ￣ｌＯ０００ｐｐｍ之间，ＣＯ２平均含量４．６３　。　１超稠油试油技术　塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏稠油区块分布较广，　具有“超深、超稠、高温、高压、高粘、高矿化度、高含硫化　氢”特点。１２区原油属于超稠油，平均原油密度　１．０１１３ｇ／ｃｍ３，原油动力粘度很大，如ＡＤ４井在９Ｏ℃测　试为９６７７ｍＰａ・ｓ，凝固点平均在４２℃。由于油藏埋藏　深，井筒热损失大，为稠油试油工作带来极大困难。　１．１确定适合座封井段、优选封隔工具保证分层评价　由于井深、温度、压力、复杂井身结构等给试油工作　带来新问题。如：２００８年１月，进行ＡＤｌｌ和ＴＰ１６井　白云岩井段的裸眼座封分段酸压时，发生了多次座封失　败。　（１）封隔器损伤原因分析：ＡＤｌｌ井座封时，封隔器　未能胀开而没有损伤这一情况可以初步判断，前二次封　隔器损伤的原因并不是下入过程中刮伤，是打压与井壁　接触后损伤。　（２）座封井段的测井曲线特征：座封井段有部分泥　岩掺杂，井径扩大率较高，座封深度较前几次的深度浅　３３０ｍ，温度不会有大幅度的降低。认为座封井段的井　壁和岩性状况是座封能否成功的主要因素。　（３）失封原因分析结论：通过以上分析认为：封隔器　的耐温性并不是几次座封失败的主要原因，初步可以认　为井眼状况和地层特性是造成失败的主要原因。　（４）下步采取措施：　①结合测井资料，正确选择座封井段。　②根据井况选型，优化封隔器座封操作压力，同时　严格控制入井工具性能。　③引进能满足超高温井下座封工作条件的裸眼封　隔器。　④下５”套管封固上部井段，下套管封隔器座封于　套管内进行分层酸压。　１．２录取资料工艺　掺稀生产方式具有地面泵压波动、混油密度不均等　特点，工艺上需要克服测压仪器串如何在密度不均的井　筒中下入，资料解释方面还要考虑如何消除掺稀泵压对　所测压力带来的影响。通过大量的现场试验与攻关工　作，地层压力测试与地层流体取样等方面取得了一定进　步。　（１）静压测试：建立工具串在下放和上提过程中受　力数学模型并针对试油井的实际产量进行测压时的上　提、下放速度分析，在设备施工能力的限制下通过优化　施工操作参数、调整掺稀比例等来保证施工安全（图　１）；通过“一井一策”的测试优化，已在多口探井取得了　地层温度、压力资料，确保了三级储量要求的资料保证。　同时针对１２区奥陶系储层特点，确定了最优测压　时机，确保压力资料的准确性。关井时机分析如表１所　示。　

＊收稿日期：２０１１－０２—１５修回日期：２０１１—０２—２１　作者简介：朱华（１９７７－），女（汉族），江西瑞金人，工程师，现从事油田开发研究工作，西南石油大学在读硕士研究生，研究方向：油气田开发。　２０１１年第５期　西部探矿工程４７　圆柱　图１垂直油管中圆柱体受力分析图　静压的准确性与关井时机密切相关，对发生漏失的　井，漏失的压井液造成地层压力偏高；对酸压完井，地层　流体的产出地层压力下降。因此对碳酸盐岩油藏，过早　或过晚关井测静压均可能造成地层压力不准确，尽可能　把漏失量或酸压注入量排尽后立即进行静压测试，可获　得准确的地层压力资料。　（２）取样工艺：地层原油在井筒３５００ｍ左右失去流　动能力，掺稀试油过程中取不到原始地层油样，更取不　到ＰＶＴ样。通过改进稠油井下取样技术，解决了１２区　原油取样难问题。　原理：取样器底部为单流阀，上部有流通孔，仪器在　人井时底部单流阀在液体压力作用下打开，流体流人取　样筒，从上部流通孔流出，取完样品后提出取样器，在上　部液体压力的作用下单流阀关闭，关闭流通通道得到稠　油样，上部流通孔可能使管柱内液体与取样筒内稠油混　合，只要采集样品时利用重力分异原理排除上部样品，　确保样品纯度（图２）。　该工艺的成功实施为试油井提供了可靠的原油分　析样品，同时也可配比ＰＶＴ样品，对了解此类稠油在　地层条件下的赋存状态提供了参考。　Ｉ．３利用掺稀条件下连续井底流压解释地层参数　在做好稠油在井筒内的上升高度预测与相应解堵　措施后，对于１２区掺稀工艺下的稠油测压和长期井底　压力监测是完全可行的。对ＴＫ１２０５井实测流压资料　

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图２低压取样器取样示意图（下入、上提）　利用Ｂｌａｓｉｎｇａｍｅ产能预测方法，采用“均质＋圆形不渗　透边界”模型进行处理解释，求得了地层压力和渗透率　等地层参数（图３）。　１．４利用流压和动态资料评价缝洞单元能量　塔河缝洞型碳酸盐岩油藏的特点是储集体分布复　杂，油藏埋藏深，难以确定地质模型，流体流动规律复　杂，油藏数值模拟方法、试井解释方法、油藏工程方法需　要重新建立，目前还没有形成有理论基础完备的实用方　法。物质平衡方法不涉及流体流动规律的计算，利用物　质平衡方法可对缝洞单元能量进行评价。　ＴＫ１２０５井组进行了井底压力监测，监测期间，油　井产量较高，产水很少，静压计算结果如图４、图５所　示。　２塔河油田奥陶系完井工艺技术　２．１完井井身结构变迁　在勘探开发初期，塔河油ｌｉｔ奥陶系碳酸盐岩油藏的　完井方式全部为裸眼，尤其是钻遇缝洞发育段出现放空　或严重漏失，钻井液密度窗口小，漏失和喷涌矛盾十分　突出的井况，下尾管固井的作业难度大，这类井就直接　采用裸眼方式完井。　随着对储层特征认识的不断深入和裸眼封隔工具　及配套工艺技术的引进，裸眼井段有针对性的改造和测　试通过裸眼封隔工艺基本能够实现，而且施工周期明显　缩短、成本明显降低，所以后期完钻井的完井方式仍以　裸眼方式完井为主　西部探矿工程　２０１１年第５期　５９　５８　邑　

鐾５７　

５６　

２００７—９—２５　２００７．１０　５　２（１０７．１０．１　５　２００７一１０　２５　Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ　ｈｉｓｔｏｒｙ　ｐｌｏｔ（水油比，Ｐｒｅｓｓｕｒｅ［ＭＰａＪ　ＶＳ　Ｔｉｍｅ　ｌｈｒ］）　

图３　ＴＫ１２０５井产能预测井底连续流压和产量拟合曲线　

２００７－９—２４　２００７．９．２９　２００７一ｔ０．４　２００７－１０—９　２００７一ｌ０一Ｉ４　２Ｏ０７－１０一Ｉ９　时间　

图４　ＴＫ１２０５单元的静压计算结果　

累计产量【ｍ　）　图５　ＴＫ１２０５单元累积产量与静压的关系　

２．２非标套管不（８－１／８　）完井工艺技术　为加快盐区的开发，优化盐区井井身结构，在钻探　塔河南缘盐下区块时，采用了非标准的８～１／８”套管专封　膏盐层技术，形成了１３—３／８”×９－５／８　×８—１／８”特殊套管　井身结构（图６）。　这种井身结构的完井，最初的完井方案有如下两　

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图６非标套管（８—１／８　）井身结构　种：　（１）采用下５　尾管将非标套管全部覆盖（如Ｓ１Ｏ５—　１、Ｓ１Ｏ８—１、Ｓｌ１５—３等井）、然后下５　尾管封隔器对裸　眼段进行酸压改造的工艺。但这种工艺对以后井筒作　业、上返（或侧钻）都将造成很多困难与风险。　（２）采用下裸眼封隔器分段酸压的工艺，该种方法　优点是作业周期短，缺点是奥陶系上统砂、灰岩裸眼段　长达近７００ｍ，地层可能存在垮塌，也存在极大风险。　２０１１年第５期　西部探矿工程　４９　以上两种完井方式都存在较大风险，后经调研、改　进，适用于８—１／８”套管的封隔器在塔河油田应用成功并　取得了不错的效果，解决了８—１／８＂￣管对封隔器的特殊　需求。该封隔器可采用于高温、高压、酸性环境。有一　系列密封筒配件可用于不同井况。　２．３奥陶系完井管柱　针对塔河油田奥陶系油井基本为裸眼完井特点，经　过多年实践摸索，形成了两套主要完井管柱：　（１）带封隔器管柱：主要用于酸压作业，管柱结构：　油管挂＋油管＋水力锚＋套管封隔器＋油管＋喇叭口，　方便酸压作业过程中保护套管及套管头（图７）。　

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图７带封隔器酸压管柱　（２）光管柱：管柱结构：喇叭Ｅｌ＋油管＋双公短节＋　油管挂。该管柱结构简单，施工操作方便，利于稠油掺　稀井完井（图８）。　２．４奥陶系完井配套技术　根据塔河油田奥陶系的油藏产能、压力及流体特　征，井口装置压力等级确定如下：　（１）常规自喷井采油井口装备选用压力等级为　ｌＯ０００ｐｓｉ（７ＯＭＰａ）采油井口及配套装置；　（２）需要进行酸压时井口装备选用压力等级为　１　５０００ｐｓｉ（１０５ＭＰａ）采油井口及配套装置；　（３）电泵采油井ＩｚＩ可采用５０００ｐｓｉ（３５ＭＰａ）带电缆　

３—１／２　ｌ　ｊ｛　．　１Ｉ９７．’６　ｑｑｑ．５ｌｌｌ，ＩＬ　ｌ２００．Ｏ０ｍ　—　

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图８光管柱　穿越的采油井口及配套装置，有杆泵、螺杆泵井口采用　２５ＭＰａ通用井口装置。　３塔河油田奥陶系酸压技术　塔河油田奥陶系油藏储集空间以裂缝、溶洞为主，　基质基本不含油，７Ｏ％左右的井需要通过酸压改造沟通　缝洞体方能获得产能。针对缝洞储集体的发育特点，展　开超深层碳酸盐岩酸压储层改造技术攻关，通过酸压有　效沟通更多的缝洞体，提高产能，并在酸液和酸压工艺　等方面进行了攻关试验和推广应用，取得了较好的效　果。　３．１酸压发展历程　自１９９８年在￥２３井首次成功酸压试验以来，塔河　油田酸压工艺技术逐步走向成熟，形成了具有碳酸盐岩　缝洞型油藏特色的酸压改造技术系列，成为缝洞型油田　主要建产、增产的手段之一，其技术发展历程大致可划　分为３个阶段：　（１）早期的酸液单一、笼统酸压阶段。初期基本为　整段笼统酸压，酸压段最长达３１４ｍ（ＴＫ４０５井），造成　部分井酸压效果较差。本阶段共进行６６井次酸压改　造，平均单井日产油４７ｔ，开发井酸压建产率达５７．６％。　（２）以分段酸压为主的配套工艺。本阶段共进行　１８９井次酸压改造，平均单井日产油５７ｔ，较前阶段提高