巴什托高压低渗油藏完井新技术.doc

巴什托高压低渗油藏完井新技术巴什托高压低渗油藏完井新技术摘 耍：巴什托石炭系巴楚组油藏油层中部压力系数为1・97, 属超高压地层其渗透率分布范围为（0. 01〜1000） X 10-3 n m2,峰 值区间为（1~10） X 10-3U m2,平均值12.89X10-3 u m2,为低渗 油藏在低渗透率条件下，射孔能量释放空间小，射孔压力不能够得 到快速扩散，管柱震动大，封隔器易失封通过对BK9井射孔工艺及 完井管柱进行优化，确保了试油的成功，但是后期由于胶质沥青质、 无机垢堵塞井筒，造成油井停产，无法实施止常作业，于是研究出新 的工艺技术适应当前的生产形势关键词：异常高压低渗油藏；堵塞井筒；完井工艺1巴什托油气田简介巴什托油气田位于塔里木盆地西南坳陷区麦盖提斜坡西北部巴 什托-先巴扎构造带西部的巴什托构造上巴什托石炭系巴楚组属背 斜型、层状裂缝-孔隙型低孔低渗白云岩超高压未饱和边水油藏据麦4井测试资料巴楚组油藏测试成果表明：油层中部4770m地 层压力为92. 05MPa,压力系数1.97,属超高压地层；地层温度 141.9C/4758. 55m,平均地温梯度2. 77C/100m,属正常地温梯度。

与传统的试油工艺不同，塔里木盆地高压低渗深井完井试油普遍具有 〃高深低联〃（高温高压、深井、低渗、联作）的特点射测联作是最 常见的一种联作方式，其一般工序是将联作管柱下到预定井深，坐封 封隔器后射孔，再开井排液测试，这一工艺在常规油气藏中得到了很 好的应用，但在塔里木盆地高压低渗深井试油过程中却面临着挑战, 柯深101井、乌参1井等深井在试油中由于射孔瞬间封隔器损坏导致 了试油失败见表1）从工具角度分析，液压封隔器使用6井次，液压封隔器（FH,MCHR, SHR-HP）全部失封,RH封隔器在BK9井获得了成功，机械封隔器（RTTS3 井次、CYY1井次），全部成功从封隔器与射孔枪距离分析，直井5 口井8井次施工中，距离大于200m的3井次成功，其余失败造成 封隔器失封的主要原因为巴什托巴楚组储层渗透率低，峰值区间为（1~10） X 10-3 n m2,分布频率60%,低渗透率条件下，射孔能量 释放空间小，射孔压力不能够得到有效扩散，管柱震动大1.1根据巴什托地区各井封隔器使用情况，选用哈里伯顿RH液 压封隔器具体参数见表2）1. 2封隔器验封后环空留15MPa背压，一方面防止射孔吋过大上 顶力导致失封，另一方面确保正打压至起爆压力后油管内泄压过程中 封隔器上水力锚锚爪快速回缩。

1. 3由于第一次对该井泥盆系克孜尔塔格组射孔完井时，7〃 RTTS封隔器无法通过7〃套管回接筒本次完井将7〃 RH封隔器 座封位置选择为回接筒之上，将封隔器与射孔枪距离由以前的158m（BK2井失封）增加至391. 48m（200m以上），射孔枪距人工井底49m1.4射孔枪上部增加一组减震器，设计了两组减震器，以减小射 孔震动对封隔器的影响2工艺应用情况BK9井2010年6月24日点火射孔,井口明显震动，射开层位Clb, 井段476& 00m〜4771. 00m射孔后油压处于上升状态8M阳〜14. 6MPa 且保持在14. 6MPa,射孔后套压一直没有发生变化，为前期验封后预 留套压，后因泄压套压从15MPa降至6MPa,开井后油压迅速变为OMPa, 套压基本保持不变3后期治理情况BK7井2011年4月发现沥青质堵塞油嘴，但是生产基本稳定； 2012年3月初出现沥青质堵塞严重影响生产情况，生产压差大幅增 大,BK7井在井底流压高于57MPa吋生产稳定，2个月后流压迅速下 降至35MP左右，且H产能从29t大幅下降至5t,之后停喷关井巴楚组油藏各井平均含蜡量为6. 94%；通过堵塞物组分分析发现, 沥青质含量大于50% ,推算巴楚组沥青质含量为3. 85%O 一旦沥青质 的析出，沉淀，吸附在井筒上，并不断堵塞井筒，测试作业丁具容易 被卡。

通过2013年BK3、BK7井修井作业的情况来看，井筒堵塞成为 制约油田开发的重要影响因素考虑后期储层改造的实施，我们采取 了下光管柱（不带封隔器）工艺技术，既可以保证正常循环洗井解堵， 也能保证酸压施工进行见图1）截止到2014年4月30日BK7井6. 5min油嘴控制生产，油压4. 9Mpa, 套压13. 5MPa,日产液115. 5方，日产油28. 51吨，含水69. 31%BK3 井7.0mm油嘴控制生产,油压8. 5Mpa,套压12. 8MPa,日产液280.8 方,日产油28.68吨,含水87. 24%o相比较2013年重新恢复生产。