BY-608下沉剂在黄44井长9储层的应用及思考

2013-02-18

装备制造技术 2013年1期

(川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司，陕西西安 710018)

黄44井属鄂尔多斯盆地伊陕斜坡姬塬隆起构造位置，是石油预探项目组在宁夏盐池县大水坑乡李伏渠村部署的一口预探井。完钻井深2 895 m，完钻层位延长组长9储层。该区块长9储层致密，岩芯分析该层以暗色泥岩和页岩夹灰色粉细砂岩为主。在录井过程中该层位有一定的油气录井显示为油斑-油迹，通过电性分析，该层为油水层或含油水层。该层在本区块有一定的勘探开发潜力。本论文通过对该井长9储层进行储层特征分析，加下沉剂实验及储层改造后效果分析，得出结论，为该区块长9储层区域勘探和转向造缝提供一定的技术支持。

1 长9储层四性特征概述

长9储层主要以暗色泥岩和页岩夹灰色粉细砂岩为主。油层井段较深，一般在2 600 m至2 900 m左右，该区电性统计，电阻为12.25-38.61Ω.m，孔隙度较差9.91-11.26%，特别是渗透率很低2.03-6.9310-3μm2，最主要是该储层泥质含量较高。通过储层改造才能疏导油气流，才能评估油气储量。另外该储层含有一定的泥质页岩，能够形成一定的圈闭，有利于油气运移聚集，对油气聚集影响较大。

通过对该井储层孔、渗统计分析，该井储层孔属于低孔隙型储层。还有一部份储层尽管孔隙度增大，但渗透率则没有变化，是以发育弧立、连通性相对较差的砂质泥岩储层为主。另外，从综合解释可以看出，自然伽马不断显示高值，说明在该段储层富含泥质。而自然电位值在2 960 m左右时，幅度变化较大，由于水层的幅度值大于油层，在2 960 m以上多为水层。尤其在该段电阻值高达38.61 Ω.m，则该层段主要以油水同层为主。

2 长9储层改造实验过程

由于该区块对长9储层勘探不明，在储层改造过程中不断实验，探明储层各项特征。对该井长9储层先进行小型测试压裂，在测试压裂中，泵注程序中阶梯降排量，停泵关井测压降24小时，观察井底压力恢复及地温情况，为下步实验奠定基础。该井先进行测试压裂施工，施工曲线如图1所示。

图1 黄44井长9储层测试压裂施工曲线

测试压裂按照设计于15时35分结束，瞬时停泵压力为8.1 MPa，然后关井24小时，用井下压力计监测井底扩散情况。根据停泵压力计算的井底破裂压力梯度为0.012 9 MPa/m。

2.1 加下沉剂实验

在实验中，携带下沉剂液体配方为：清水+2.0%KCL+0.3%BY-405，分三阶段注入，并在每阶段加完后进行限时停泵沉降，使下沉剂沉降并凝固，确保下次转向成功。

下沉剂实验泵注程序：低替胍胶基液→坐封→胍胶基液→携带BY-608下沉剂→顶替胍胶基液→停泵让下沉剂沉降。

第一段下沉剂施工正常：加下沉剂0.8 m3，停泵沉降30 min，瞬时停泵压力9.1 MPa，停泵阶段井口压力由9.1 MPa降为4.4 MPa，压力降达到4.7 MPa。

当第二段顺利加入下沉剂0.5 m3时，油压不断升高，则立即停泵。经反洗后，施工时油压升高，无法注入下沉剂，停止施工，加深管柱探得砂面2 972.22 m，后起出井内管柱。

再次更换钻具进行施工时，油压升高，无法施工。表明下沉剂已将射孔眼全部堵死。对长9储层进行补孔，用携带液加下沉剂2.0 m3，关井40 min沉降，施工总用液 51.5 m3，其中低替用液 8.0 m3，前置液12.0 m3，携带液 22.0 m3，顶替液 9.5 m3，瞬时停泵压力12.5 MPa。停泵沉降40 min后，井口压力为4.3 MPa，压力降达到8.2 MPa，施工顺利。压裂长9层，施工时压力过高未压成，起钻遇阻，正反冲无效，泵压20 MPa。

2.2 多次下沉剂实验堵塞的原因分析

（1）第一段施工加完0.8 m3下沉剂时顶替、反冲正常，第二段施工加0.5 m3下沉剂时油压不断升高，立即停泵。进入地层的下沉剂开始凝固，将近井地带堵死，再次施工时压力变高，施工未成。

（2）在第三次加完2.0 m3下沉剂后顶替反冲都较正常，在关井沉降时部分下沉剂凝固在钻具周围，压裂座封后，压力过高施工未成，在起钻时遇阻。当时情况不明，在拉力50 kN的情况下硬拔，起完钻才知是由于下沉剂全部将水力锚、封隔器及部分油管全部固死，造成卡钻、正反冲失败。

（3）在反冲时，井口返出大量柱状下沉剂，从而可知，在加下沉剂过程中，井筒内处于粘稠状，当下沉剂通过直咀子时部分以柱状形式进入地层及环空内。

（4）经技术专家告知，该下沉剂在85度以上处于软化状态，在上返过程中随着温度降低而凝固在油管及套管周围，造成再次卡钻现象。在90℃下沉式转向剂的固结温度为80℃，当温度达到80℃后20 min即可完全固结。在70℃下沉式转向剂的固结温度为70℃，在70℃下20 min即可完全固结。

（5）携带液的配方中BY-405为0.3%，浓度有点低，没有保证液体有一定的悬浮能力，造成大量下沉剂在井筒沉积现象。

（6）BY-608下沉剂对不同的液体溶解性不同。在BY-608下沉剂凝固在井筒后，取下沉剂样分别经过多次与有机溶剂溶解实验。实验得出结论，BY-608下沉剂易溶于清蜡剂（CJ-3）。

3 BY-608下沉剂实验后效果分析

在下沉剂实验后，对长9储层2 958.0-2 959.0 m和2 961.0-2 962.0 m进行加砂压裂，共加陶粒15方，施工中破压不明显，工作压力22.8 MPa，停泵压力9.8 Mpa，如图2所示，入地总液量72.4方。压后进行抽汲排液，抽汲17个班次，抽深750 m~850 m，班产油0，产水16.8方。累计产油0，产水251.2方。

图2 长9储层主压裂施工曲线

根据长9储层的四性特征，以及改造后效果来看，该井改造后效果与实际储层特征严重不相符，下沉剂没有起到所预料的效果。通过第一段下沉剂施工监测的压力降落表明，本井压裂目的层压力下降比较快，地层滤失量比较大，导致第二段注入的液体在地层里没有形成足够的裂缝，使得下沉剂在裂缝里沉降；另外，第二段加下沉剂时排量为1.0 m3/min，从而形成的裂缝体积比较小，不能容纳第二段的下沉剂，从而引起地层再次砂堵。小排量未能有效携带下沉剂运移到裂缝深部，在井筒附近沉砂，引起了超压。最后一次加下沉剂排量为1.2 m3/min，比前两次施工排量大。由于前几次的下沉剂实验，使储层不同程度受到伤害，在第三次施工时储层裂缝继续延伸，从而将底水压串，试油结果为大水层。另外，由于该井在加下沉剂时出现堵塞，造成部分下沉剂残留在井筒内，导致第二次转向造缝效果不佳。