原层复合射孔解堵工艺在冷湖油田的应用

2012-01-16张含明何文发但和玲

石油化工高等学校学报 2012年4期

张含明，何文发，但和玲

（中国石油青海油田公司冷湖油田管理处，青海海西816300）

青海油田公司冷湖油田管理处所管辖的南八仙油气田及马北一号油田开发初期各种措施作业均能见到较好效果，但随着油田的不断开发，经过长时间生产，地层能量亏空严重，同一单井上多次措施及维护作业，作业过程中的压井液无法及时返排，造成近井地带污染，导致单井无法恢复施工前生产水平，为解决冷湖油田部分井近井地带地层污染现状，本文将原层复合射孔解堵工艺应用于冷湖油田的南八仙油气田仙中59井和马北一号油田马8－1井，此工艺完全适用于冷湖油田由于压井液造成的单井储层污染解堵问题，是冷湖油田行之有效的解堵工艺措施。

1 冷湖油田地质概况

冷湖油田位于北缘断块带冷湖构造带西北端，东邻赛什腾凹陷，西邻昆特依凹陷，主要构造长轴成“S”型。油田断层构造破碎，储油层分别为侏罗系、中新统、渐新统3套地层组成，油层分布具有“薄、多、散、杂”等特点；岩性为细粒砂岩、含砾砂岩，分选差，胶结物含量高。油层具有物性差非均质程度高的特点，孔隙度一般为13.0%～22.7%，绝对渗透率50～300μm2。油田油层埋藏浅，埋深一般为270～1 200m［1］。

南八仙油田构造位于青海省柴达木盆地东北部，为柴达木盆地北缘块断带马海大红沟隆起亚区马海南八仙背斜带上的一个三级构造。东与马海构造相邻，南以陵间断裂与伊克雅乌汝凹陷为界，西北紧邻冷湖七号构造。

南八仙油田于1997年投入原油试采开发，1999年开始大规模原油试采，2001年10月开始天然气试采，除8口井因工程报废、部分老探井和新井未进行试采外，先后投入试采井45口，其中6口井为气井，油井39口。截止2011年12月底，南八仙油气田共有生产油井48口（含报废再利用井），累积产油3.899 75×l05t，综合含水率31.63%。根据岩心样品分析的统计结果表明，孔隙度平均值17.12%～23.10%，渗透率平均值为（133.00～235.97）×10－3μm2，属高－中孔高渗型储层［2－5］。

马北一号圈闭是柴达木盆地北缘块断带马海大红沟隆起亚区马海南八仙背斜带马海构造上的一个局部圈闭，位于马海构造的北翼。其西面与马北四号圈闭相接，北以马仙断裂与马海平滩鼻状潜伏构造和鱼卡凹陷为界，东接马北二号圈闭，南接马海气田，为一以断层控制的断背斜构造。

马北一号油田目前储层岩性主要为粗砂岩、砾状砂岩、细砂岩。储层孔隙度平均25%；渗透率平均0.273 5μm2，属中孔中渗级别；储油层的厚度18～24m。截止2011年12月底，油田内共钻井30口，投入生产井18口（其中直井14口，水平井4口），投转注水井11口。油田累积产油1.311 14× 105t，累注水3.604×105m3，累注采比1.37，综合含水率45.0%，地质储量采出程度4.77%［6－8］。

2 原层复合射孔解堵工艺

2.1 工艺原理

原层复合射孔技术是把聚能射孔和高能气井压裂这两道工序合二为一的一种广义的射孔技术，具有作业周期短、劳动强度低、经济效益高、作业成本低等特点，因而具有广泛的应用前景。

原层复合射孔解堵技术是指采用复合射孔技术对已打开层位进行重新补孔作业，使原本已射开的射孔孔道再一次以裂缝形式向前延伸扩展，从而提高射孔半径，在这个孔道延伸的过程中，射孔弹射流造成的压实带受到破坏，使孔道的渗透性得到相当大程度的恢复，受射孔弹爆炸和火药燃烧所产生的高压作用，射孔器上部的液柱向上运动，运动的结果使射孔井段的压力得到缓冲，由于液柱惯性的作用和火药燃烧的结束，射孔井段套管内压力低于地层压力，于是出现地层中流体（地层中原有的油、气、水及压入的燃烧生成物）的反向流动，使射孔孔道受到反向冲洗，从而提高了射孔孔道的流通性。可见原层复合射孔具有重新造缝、消除压实带、清洗已射开孔道等作用，从而实现对已堵塞地层进行解堵的目的。图1为复合射孔器工作过程。

Fig.1 Working process of the composite perforator图1 复合射孔器工作过程

2.2 工艺技术指标与适用范围

（1）技术指标

耐温：100，150℃；耐压：50，60MPa；复合射孔器外径：60，73，83，89，102，108mm。

（2）适用范围

储层物性较差的井层；储层具有一定的产能，受污染较严重的井层；需水力压裂的井，先进行复合射孔可达到复合压裂的效果，较单纯水力压裂效果要更好。

3 引进原层复合射孔解堵工艺原因

随着南八仙油气田及马北一号油田不断开发，经过长时间生产，单井产层压力下降明显，近井地带存在较大低压亏空区，由于产层能量低，且岩石孔渗性较好，单井上的多次措施作业及维护性作业实施过程中的压井液极易侵入地层，造成近井地层污染带，造成地层部分渗流通道堵塞，致使单井产能无法恢复到施工前生产水平。为寻找适合冷湖油田的解堵方法，技术人员针对此问题结合油藏岩性特点，对作业后污染井单井储层岩性、作业井史和生产数据等认真分析论证，对部分污染井进行了酸化、压裂、解水锁等作业，但作业后，并未见到明显效果（见表1），且酸化、压裂等措施作业工序复杂，劳动强度大，施工周期长，作业成本高，开发效益较差，因此，为能够寻找更经济有效的措施手段，冷湖油田管理处开发，工程技术人员结合冷湖油田现生产井所具备条件，对国内外有效的解堵方法进行了详细论证，最终基于复合射孔具有重新造缝、消除压实带、清洗孔道等优点，决定采用原层复合射孔解堵工艺技术，对存在近井地带地层污染问题的部分井进行解堵实验。

表1 2009－2011年常用措施解堵作业方法效果Table 1 The sheet of blocking operations applied from2009 to 2011

4 应用实例

4.1 南八仙油气田仙中59井

南八仙油气田仙中59井于2008年8月10日正式投入生产，经过3a的开采，该井产层压力下降明显（目前地层流压仅3.5MPa），近井地带存在较大的低压亏空区；2011年3月10日，该井作为南八仙油气田注气项目受益井，进行下入井下永久压力计施工作业，施工过程中使用压井液共计55m3（南八仙油气田原油42m3、地层水13m3），由于产层能量较低，且孔渗性较好，压井液侵入地层，形成近井地层污染带，造成地层局部流体渗流通道堵塞，致使该井产能未恢复到施工前生产水平。基于以上原因，为了解除近井地层污染，恢复该井生产能力，最终讨论决定于2011年6月6日对该井采用102枪127弹高能压裂原层复合射孔作业进行解堵。施工作业后见到了明显效果，恢复了仙中59井下永久压力计前的生产水平，结果如图2所示。

Fig.2 The output trend chart for Xianzhong well 59 through high－energy fracturing composite perforation图2 仙中59井原层高能压裂复合射孔解堵作业前后产量趋势

4.2 马北一号油田马8－1井

马北一号油田马8－1井于2006年4月1日正式投入生产，2011年5月对该井进行层内产液剖面测试，通过对测试结果分析，造成层内纵向出液不均衡甚至部分层段不出液的原因可能是多次的维护及措施作业造成储层污染，又因层内非均质性的差异，使得物性相对较差的层段受到的伤害更大，从而导致渗流通道被完全堵死。基于以上原因，为了解除该井污染，恢复该井生产能力，经讨论决定于2011年9月5日对该井采用102枪127弹高能压裂原层复合射孔进行解堵，恢复该井孔道的渗透性，从而恢复该井正常生产能力。施工作业后同样取得了较明显效果，结果如图3所示。