低渗透浅层油藏裸眼井复产挖潜技术应用

2020-09-22王红娟洪千里李伟峰杨全枝高明星

非常规油气 2020年4期

王红娟，洪千里，李伟峰，杨全枝，高明星.

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710065)

鄂尔多斯盆地延长油田东部浅层油藏埋深210～1 160 m，生油层和储油层为三叠系上统延长组，主力含油层位为长6油层组，平均渗透率为1.9 mD，平均孔隙度为9.6%，属于典型的低孔低渗岩性油藏，其原油产量占延长油田1 125×104t总产量的27%左右，具有举足轻重的地位[1-3]。

东部浅层油藏的储层岩石性质致密，具备基本的裸眼完井油藏条件，开发早期投产井以裸眼完井为主。根据油田统计数据，东部油区青平川采油厂、甘谷驿采油厂、七里村采油厂、王家川采油厂、青化砭采油厂等6个采油厂的油井总井数是25 355口，其中，裸眼井总井数是9 813口，占油井总数的38.7%[4-7]。在开发早期，裸眼井的生产层位裸露面积大，油气流入裸眼井内的阻力小，有利于实现较高的产能，且初期投入少。裸眼井储层改造压裂均采用清水、低砂比(平均砂比3%)、低砂量(平均砂量4 m3/井次)，人工裂缝长，随着自然能量衰竭式开采，裂缝逐渐闭合，产量逐渐降低。目前裸眼井由于套漏、产量低等原因，基本处于关停状态，已成为制约东部油区整体开发效果的重要因素之一，为避免资源浪费，缓解延长油田稳产千万吨后备资源不足的局面，开展早期裸眼井的复产挖潜技术研究迫在眉睫。

目前，在裸眼井改造方面，国内外各油田主要采取的复产挖潜技术措施包括重复压裂[8-10]、侧钻[11-12]等。延长油田东部浅层油藏裸眼井井深浅、井眼尺寸小，本文通过分析延长油田裸眼井的改造难点，结合各区裸眼井的储层特征和开发特征提出了针对性的治理措施，综合考虑技术可行性和经济可行性，采用小井眼固井技术[13]、小井眼裸眼封隔器改造技术[14]，以及拔套扩孔(侧钻)技术等进行复产挖潜，为同类型油藏裸眼井的治理提供借鉴。

1 裸眼井存在问题

1.1 井身结构不合理

图1 裸眼井井身结构示意图Fig.1 Open hole well section scheme

1.2 套管漏失严重

东部油区地层水水矿化度在(3.0×104～1.2×105) mg/L，pH值在5.5～6.5之间，部分区域套管腐蚀受损情况严重，套管腐蚀速率超过标准4倍以上[15]，达到0.36 mm/a。东部油区的套损井数据统计详见表1，延长油田92.6%的套损井因固井质量差导致套管腐蚀，损坏位置在水泥环，水泥不能对套管进行很好的封固，外部腐蚀介质对套管造成严重腐蚀穿孔破坏，如图2所示。技术套管腐蚀后套漏现象严重，油井开采一段时间后地层水进入井筒，油井含水量上升，导致停产，大部分“水大井”的平均采出程度仅为3%。

表1 延长东部油区套损井检测统计表Table 1 Casing inspection of eastern Yanchang oilfield

图2 技术套管腐蚀图Fig.2 Technical casing corrosion

1.3 井下条件复杂

早期裸眼井开发时间久远，各种施工作业造成井下条件复杂，井底落物多，增加了改造风险，部分作业井打捞情况见表2。在生产期间进行了二次或三次压裂的部分裸眼井油层段井壁不规则，进行注水改造及采取增产措施的难度较大。早期部分裸眼井采用炸药对油层段进行爆炸改造，造成油层部位井壁大范围垮塌，井径严重变大而形成大井径段，有的井径达到近10 m，此类“爆炸井”采收率最高的都不到5%，长期处于报废或待报废状态。

表2 裸眼井井下打捞情况表Table 2 Open hole well fishing

2 裸眼井复产挖潜技术

2.1 小井眼固井技术

小井眼固井技术适用于无天然裂缝或人工裂缝的裸眼井改造。采用小井眼固井时，通井后下小套管至预定深度(根据实际情况可加深原井眼)后，打水泥塞固井，之后进行储层改造提高产能。如果裸眼井段存在裂缝，打水泥塞固井时水泥浆可能窜入裂缝或其他高渗层段，固井成功率低，且容易封堵原有裂缝(图3)。

2.2 小井眼裸眼封隔器改造技术

小井眼裸眼封隔器改造技术是通井后下入封隔器到预定深度(根据实际情况可加深原井眼)后，进行储层改造，如图4所示。采用小井眼裸眼井封隔器改造的关键在于封隔器能否密封。实施时，应先进行测井或通井以掌握裸眼层段的井壁状况，并选择井壁相对规则的层段用封隔器卡封。如果裸眼井开发时间较长或经历多次压裂，井壁存在坍塌造成井壁不规则，封隔器容易坐封不严造成改造失败。

2.3 裸眼井拔套加深(或侧钻)技术

图4 小井眼裸眼封隔器重复压裂示意图Fig.4 Slim-hole open hole packer fracturing scheme

3 现场应用效果分析

3.1 小套管固井技术试验

图5 河324井拔套加深前后井身结构图Fig.5 Well He324 pull casing and deepening well section scheme

表3 4(1/2)无接箍小套管参数表Table 3 4(1/2) flush joint casing parameters

柳119井、柳149井、柳158井三口井完成了小井眼固井作业，有效地封堵了油井出水位置，将裸眼井成功改造为套管井。但测井后发现，柳149井和柳158井的小套管外径与井壁之间的环空过小(4 mm)，且小套管在井内一定有贴井壁现象，对后期压裂施工造成了一定难度，而且相应的配套压裂施工工具较少，费用较高，后期压裂改造费用在20万元以上，所以一直未进行相应的压裂施工。

3.2 小井眼裸眼封隔器改造技术试验

甘谷驿油田是一个低压、低渗、低孔、低饱和度的浅层油田，裸眼井长期开发后，地层能量亏空严重，早期压裂有效缝长大幅减短，大部分裸眼井产量极低[17-19]。小井眼裸眼封隔器改造技术试验选取产液和产油偏低、累产油和采出程度偏低的井。在2009年对3026等8口低产裸眼井实施了小井眼裸眼封隔器压裂试验，难点在于初次压裂时上下封隔器的卡封位置难以确定。上下封隔器卡封位置距离较大时承压段较大，非目的层容易被压开，而目的层未被压开，致使压裂施工失败；卡封位置距离短时，压裂规模不宜过大以避免压裂时地层串槽。部分实施过压裂的裸眼井，重复压裂时建议增大上下封隔器卡封距离，同时加大压裂规模，即达到套管井长6油层压裂规模，又不用担心地层串槽。封隔器安放位置如图6所示，上封隔器位于泥岩段，下封隔器位于待改造层位下方。

图6 小井眼裸眼封隔器卡封示意图Fig.6 Slim-hole open hole packer position scheme

8口低产裸眼井改造后，旧井产能得到了恢复，单井日均产量提高到1.83 t，比压前产量提高2.17倍。小井眼裸眼封隔器改造通过延伸油层原有裂缝的缝高和缝长，有效提高了近井地带地层的导流系数，有效改善了近井地带渗流特性，同时由于裸眼井的井筒渗流面积大，同等压裂规模下，油井产能要高于对应的套管井产能，从而达到大幅增产的目的。小井眼裸眼封隔器压裂改造一口井平均费用在7万元，具有成本相对较低、操作简单等优点。

3.3 裸眼井拔套加深技术试验

南泥湾油田属于典型的低渗、超低渗岩性油气藏，埋藏浅，压力低，单井产量小，综合递减快[20]，目前共有裸眼井820口，基本处于关停状态。为此，南泥湾油田在2013—2014年间，根据储量报告、注水开发方案、油藏评价方案等研究成果，以单井钻、录、测井及试油试采资料，临近开发井试油试采资料为依据，共选取了11口长停裸眼井进行裸眼井拔套加深技术试验。

整个工艺流程为：

(1)起套管，起出井内原140 mm技术套管。

(2)通井、加深，在原裸眼井基础上，用190 mm钻头通井、加深至设计目的井深。

(3)测井，进一步认识油层。

(4)下140 mm技术套管，固井，测三样。

(5)射孔、压裂，打开油气层。

(6)安装，进行试油试采。

11口裸眼井拔套加深完井后，对老油层进行重复压裂或者新油层进行二次压裂，其中10口长停裸眼井成功投产，单井改造费用为27万元，在同等条件下，裸眼井修复单井费用比在原井场新打直井单井费用节约13.14万元，并且该技术减少了固井作业工序和油层二次污染，对保持延长组砂岩低渗、薄油层物性具有重要意义。截至2014年11月，累计増油539.54 t，具体数据见表4。通过改造提高了油层的有效利用及单井的采出程度，使关停裸眼井重新恢复。