王紅娟，洪千里，李偉峰，楊全枝，高明星.

(陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710065)

鄂爾多斯盆地延長油田東部淺層油藏埋深210～1 160 m，生油層和儲油層為三疊系上統(tǒng)延長組，主力含油層位為長6油層組，平均滲透率為1.9 mD，平均孔隙度為9.6%，屬于典型的低孔低滲巖性油藏，其原油產(chǎn)量占延長油田1 125×104t總產(chǎn)量的27%左右，具有舉足輕重的地位[1-3]。

東部淺層油藏的儲層巖石性質(zhì)致密，具備基本的裸眼完井油藏條件，開發(fā)早期投產(chǎn)井以裸眼完井為主。根據(jù)油田統(tǒng)計數(shù)據(jù)，東部油區(qū)青平川采油廠、甘谷驛采油廠、七里村采油廠、王家川采油廠、青化砭采油廠等6個采油廠的油井總井?dāng)?shù)是25 355口，其中，裸眼井總井?dāng)?shù)是9 813口，占油井總數(shù)的38.7%[4-7]。在開發(fā)早期，裸眼井的生產(chǎn)層位裸露面積大，油氣流入裸眼井內(nèi)的阻力小，有利于實(shí)現(xiàn)較高的產(chǎn)能，且初期投入少。裸眼井儲層改造壓裂均采用清水、低砂比(平均砂比3%)、低砂量(平均砂量4 m3/井次)，人工裂縫長，隨著自然能量衰竭式開采，裂縫逐漸閉合，產(chǎn)量逐漸降低。目前裸眼井由于套漏、產(chǎn)量低等原因，基本處于關(guān)停狀態(tài)，已成為制約東部油區(qū)整體開發(fā)效果的重要因素之一，為避免資源浪費(fèi)，緩解延長油田穩(wěn)產(chǎn)千萬噸后備資源不足的局面，開展早期裸眼井的復(fù)產(chǎn)挖潛技術(shù)研究迫在眉睫。

目前，在裸眼井改造方面，國內(nèi)外各油田主要采取的復(fù)產(chǎn)挖潛技術(shù)措施包括重復(fù)壓裂[8-10]、側(cè)鉆[11-12]等。延長油田東部淺層油藏裸眼井井深淺、井眼尺寸小，本文通過分析延長油田裸眼井的改造難點(diǎn)，結(jié)合各區(qū)裸眼井的儲層特征和開發(fā)特征提出了針對性的治理措施，綜合考慮技術(shù)可行性和經(jīng)濟(jì)可行性，采用小井眼固井技術(shù)[13]、小井眼裸眼封隔器改造技術(shù)[14]，以及拔套擴(kuò)孔(側(cè)鉆)技術(shù)等進(jìn)行復(fù)產(chǎn)挖潛，為同類型油藏裸眼井的治理提供借鑒。

1 裸眼井存在問題

1.1 井身結(jié)構(gòu)不合理

圖1 裸眼井井身結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Open hole well section scheme

1.2 套管漏失嚴(yán)重

東部油區(qū)地層水水礦化度在(3.0×104～1.2×105) mg/L，pH值在5.5～6.5之間，部分區(qū)域套管腐蝕受損情況嚴(yán)重，套管腐蝕速率超過標(biāo)準(zhǔn)4倍以上[15]，達(dá)到0.36 mm/a。東部油區(qū)的套損井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計詳見表1，延長油田92.6%的套損井因固井質(zhì)量差導(dǎo)致套管腐蝕，損壞位置在水泥環(huán)，水泥不能對套管進(jìn)行很好的封固，外部腐蝕介質(zhì)對套管造成嚴(yán)重腐蝕穿孔破壞，如圖2所示。技術(shù)套管腐蝕后套漏現(xiàn)象嚴(yán)重，油井開采一段時間后地層水進(jìn)入井筒，油井含水量上升，導(dǎo)致停產(chǎn)，大部分“水大井”的平均采出程度僅為3%。

表1 延長東部油區(qū)套損井檢測統(tǒng)計表Table 1 Casing inspection of eastern Yanchang oilfield

圖2 技術(shù)套管腐蝕圖Fig.2 Technical casing corrosion

1.3 井下條件復(fù)雜

早期裸眼井開發(fā)時間久遠(yuǎn)，各種施工作業(yè)造成井下條件復(fù)雜，井底落物多，增加了改造風(fēng)險，部分作業(yè)井打撈情況見表2。在生產(chǎn)期間進(jìn)行了二次或三次壓裂的部分裸眼井油層段井壁不規(guī)則，進(jìn)行注水改造及采取增產(chǎn)措施的難度較大。早期部分裸眼井采用炸藥對油層段進(jìn)行爆炸改造，造成油層部位井壁大范圍垮塌，井徑嚴(yán)重變大而形成大井徑段，有的井徑達(dá)到近10 m，此類“爆炸井”采收率最高的都不到5%，長期處于報廢或待報廢狀態(tài)。

表2 裸眼井井下打撈情況表Table 2 Open hole well fishing

2 裸眼井復(fù)產(chǎn)挖潛技術(shù)

2.1 小井眼固井技術(shù)

小井眼固井技術(shù)適用于無天然裂縫或人工裂縫的裸眼井改造。采用小井眼固井時，通井后下小套管至預(yù)定深度(根據(jù)實(shí)際情況可加深原井眼)后，打水泥塞固井，之后進(jìn)行儲層改造提高產(chǎn)能。如果裸眼井段存在裂縫，打水泥塞固井時水泥漿可能竄入裂縫或其他高滲層段，固井成功率低，且容易封堵原有裂縫(圖3)。

2.2 小井眼裸眼封隔器改造技術(shù)

小井眼裸眼封隔器改造技術(shù)是通井后下入封隔器到預(yù)定深度(根據(jù)實(shí)際情況可加深原井眼)后，進(jìn)行儲層改造，如圖4所示。采用小井眼裸眼井封隔器改造的關(guān)鍵在于封隔器能否密封。實(shí)施時，應(yīng)先進(jìn)行測井或通井以掌握裸眼層段的井壁狀況，并選擇井壁相對規(guī)則的層段用封隔器卡封。如果裸眼井開發(fā)時間較長或經(jīng)歷多次壓裂，井壁存在坍塌造成井壁不規(guī)則，封隔器容易坐封不嚴(yán)造成改造失敗。

2.3 裸眼井拔套加深(或側(cè)鉆)技術(shù)

圖4 小井眼裸眼封隔器重復(fù)壓裂示意圖Fig.4 Slim-hole open hole packer fracturing scheme

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果分析

3.1 小套管固井技術(shù)試驗

圖5 河324井拔套加深前后井身結(jié)構(gòu)圖Fig.5 Well He324 pull casing and deepening well section scheme

表3 4(1/2)無接箍小套管參數(shù)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業(yè)，有效地封堵了油井出水位置，將裸眼井成功改造為套管井。但測井后發(fā)現(xiàn)，柳149井和柳158井的小套管外徑與井壁之間的環(huán)空過小(4 mm)，且小套管在井內(nèi)一定有貼井壁現(xiàn)象，對后期壓裂施工造成了一定難度，而且相應(yīng)的配套壓裂施工工具較少，費(fèi)用較高，后期壓裂改造費(fèi)用在20萬元以上，所以一直未進(jìn)行相應(yīng)的壓裂施工。

3.2 小井眼裸眼封隔器改造技術(shù)試驗

甘谷驛油田是一個低壓、低滲、低孔、低飽和度的淺層油田，裸眼井長期開發(fā)后，地層能量虧空嚴(yán)重，早期壓裂有效縫長大幅減短，大部分裸眼井產(chǎn)量極低[17-19]。小井眼裸眼封隔器改造技術(shù)試驗選取產(chǎn)液和產(chǎn)油偏低、累產(chǎn)油和采出程度偏低的井。在2009年對3026等8口低產(chǎn)裸眼井實(shí)施了小井眼裸眼封隔器壓裂試驗，難點(diǎn)在于初次壓裂時上下封隔器的卡封位置難以確定。上下封隔器卡封位置距離較大時承壓段較大，非目的層容易被壓開，而目的層未被壓開，致使壓裂施工失?。豢ǚ馕恢镁嚯x短時，壓裂規(guī)模不宜過大以避免壓裂時地層串槽。部分實(shí)施過壓裂的裸眼井，重復(fù)壓裂時建議增大上下封隔器卡封距離，同時加大壓裂規(guī)模，即達(dá)到套管井長6油層壓裂規(guī)模，又不用擔(dān)心地層串槽。封隔器安放位置如圖6所示，上封隔器位于泥巖段，下封隔器位于待改造層位下方。

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

8口低產(chǎn)裸眼井改造后，舊井產(chǎn)能得到了恢復(fù)，單井日均產(chǎn)量提高到1.83 t，比壓前產(chǎn)量提高2.17倍。小井眼裸眼封隔器改造通過延伸油層原有裂縫的縫高和縫長，有效提高了近井地帶地層的導(dǎo)流系數(shù)，有效改善了近井地帶滲流特性，同時由于裸眼井的井筒滲流面積大，同等壓裂規(guī)模下，油井產(chǎn)能要高于對應(yīng)的套管井產(chǎn)能，從而達(dá)到大幅增產(chǎn)的目的。小井眼裸眼封隔器壓裂改造一口井平均費(fèi)用在7萬元，具有成本相對較低、操作簡單等優(yōu)點(diǎn)。

3.3 裸眼井拔套加深技術(shù)試驗

南泥灣油田屬于典型的低滲、超低滲巖性油氣藏，埋藏淺，壓力低，單井產(chǎn)量小，綜合遞減快[20]，目前共有裸眼井820口，基本處于關(guān)停狀態(tài)。為此，南泥灣油田在2013—2014年間，根據(jù)儲量報告、注水開發(fā)方案、油藏評價方案等研究成果，以單井鉆、錄、測井及試油試采資料，臨近開發(fā)井試油試采資料為依據(jù)，共選取了11口長停裸眼井進(jìn)行裸眼井拔套加深技術(shù)試驗。

整個工藝流程為：

(1)起套管，起出井內(nèi)原140 mm技術(shù)套管。

(2)通井、加深，在原裸眼井基礎(chǔ)上，用190 mm鉆頭通井、加深至設(shè)計目的井深。

(3)測井，進(jìn)一步認(rèn)識油層。

(4)下140 mm技術(shù)套管，固井，測三樣。

(5)射孔、壓裂，打開油氣層。

(6)安裝，進(jìn)行試油試采。

11口裸眼井拔套加深完井后，對老油層進(jìn)行重復(fù)壓裂或者新油層進(jìn)行二次壓裂，其中10口長停裸眼井成功投產(chǎn)，單井改造費(fèi)用為27萬元，在同等條件下，裸眼井修復(fù)單井費(fèi)用比在原井場新打直井單井費(fèi)用節(jié)約13.14萬元，并且該技術(shù)減少了固井作業(yè)工序和油層二次污染，對保持延長組砂巖低滲、薄油層物性具有重要意義。截至2014年11月，累計増油539.54 t，具體數(shù)據(jù)見表4。通過改造提高了油層的有效利用及單井的采出程度，使關(guān)停裸眼井重新恢復(fù)。

表4 南泥灣油田裸眼井拔套加深改造后累計產(chǎn)油表Table 4 Cumulative production of pull casing and deepening well in Nanniwan oilfield

4 結(jié)論

(1)延長油田淺層油藏裸眼井復(fù)產(chǎn)挖潛存在問題主要有井身結(jié)構(gòu)不合理、套管漏失嚴(yán)重以及井下條件復(fù)雜三個方面。

(2)小井眼固井技術(shù)容易造成管串貼壁，固井質(zhì)量難以保證，小套管內(nèi)配套壓裂改造費(fèi)用較高，現(xiàn)有技術(shù)條件下不建議推廣使用。

(3)小井眼裸眼封隔器改造技術(shù)施工工藝簡單，費(fèi)用較低，增產(chǎn)效果好，滿足條件情況下可以大面積推廣。

(4)裸眼井拔套加深技術(shù)施工工藝成熟，但拔套管作業(yè)的難度和成本不確定性較高，對于開發(fā)下部儲層具有一定的優(yōu)勢。