跃灰平1 井水平段封堵先导性试验

浦仕杰

(青海油田采油一厂采油工艺研究所 青海 817500 )

随着钻井技术的发展以及油气田开发的需要，水平井具有可提高产量，又可增加可采储量的优点，水平井技术现已经成为各油气田开发的重要技术，但其易受层间水和底水锥进的影响，见水后由于水平段井斜角较大，填砂封堵风险高，容易在A 靶点处形成砂桥，或砂埋管柱，打水泥塞封堵容易在反洗时带出水泥浆，导致封堵失败。跃灰平1 井桥塞封堵失败后，尝试打水泥塞封堵成功，是青海油田第一次在井斜角89 度成功封堵油层，保证后续压裂作业的成功开展，为后期水平井封堵提供了宝贵的经验。

一、油藏概况

尕斯库勒E32 油藏属于半深湖-深湖相环境，储层岩性以碳酸盐岩为主，储层储集空间主要为基质孔隙和溶蚀孔洞，其次为以裂缝为主要渗滤通道的裂缝－孔隙型储层。储层平均孔隙度7.81%，灰岩一般占1.1～22.7%，渗透率主要分布范围0.005 ～5×10-3μm2 之间，平均渗透率1.9×10-3μm2 之间，属于低孔低渗储层。该油藏为一自生自储的构造-岩性油藏，岩性及构造条件是油藏的主控因素，断裂在油气富集方面起到了一定作用。尕斯E32 油藏跃灰1 井区相对油气富集，跃灰1 井累计产油3.1 万吨，跃2-3 井累计产油4.3 万吨，为提高该井网未动用储量，2014 年新钻跃灰平1 井，A 靶点：3435.0m，B 靶点：3950.0m，水平段长度：524.59m。

图1 、跃灰1 井区区域井网图

二、工艺参数优化

跃灰平1 井2014 年5 月对水平段Ⅳ-6（3730.4-3763.1m）、Ⅳ-6（3903.7-3915.0m）射孔后日产液7.5方，含水99%，生产效果差，分析该井上部油层Ⅳ-6（3450-3510m）、第二段：Ⅳ-6（3630-3666m）具有压裂改造增产潜力，故需对已射孔层位进行封堵作业。

跃灰平1 井第一次采用桥塞进行封堵时中途异常座封丢手（3460m），分析原因A 靶点附近井斜角在89-91 度之间来回变动，作业时容易顿钻导致桥塞座封，该井后钻碎桥塞，并增加刮削工序一趟，分析封堵层井斜角88.5 度左右，经计算直径121.36mm 的套管井斜角为89 度时，楔形水泥塞要求最少塞长7.9m，才能保证成功封堵油层，为保证后期压裂作业正常进行，塞面顶界至少为3717m，第一次在3745-3685m 打60m 塞，探塞塞面3740m 不合格，打塞失败，现场表现为水泥浆基本被洗出。总结第一次是被原因，优化参数如下：

1.打塞前彻底反洗井至进出口水质一致，防止油管及油套环空液体存密度差，造成水泥浆返吐；

2.加大水泥浆密度1.75g/cm3 增至1.85g/cm3，降低其流动性；

3.加入1%分散剂和1%降失水剂，控制水泥浆的降水量及析水量，防止因析水造成实际水泥塞面下降；

4.严控起钻速度，要求5m/min，防止因快速起钻抽吸形成负压带出井筒水泥浆；

5.上提管柱离开塞面20m 后反洗井，防止洗井带出水泥浆；

6.上提一根立柱后（约19.8m）后拆管线，防止拆卸管线时油管内外压差不平衡导致水泥浆返出。

7.严格计算反洗时水泥浆返出情况，反洗结束后要求缓慢上提油管至造斜点之上，憋压5MPa 候凝。

跃灰平1 井优化施工工艺后，配置1.85g/cm3 水泥浆0.7m3 在3740m 打塞，上提油管至3675m 反洗出水泥浆0.3m3，预计塞面3710m，实际探塞3714m，试压40MPa 合格，满足后续压裂施工要求。

三、结论及建议

1.跃灰平1 井桥塞封堵失败后，尝试在井斜角89度时打水泥塞封堵，施工难度较大，水泥塞封堵成功后，满足后续压裂要求，为青海油田水平井封堵技术提供了技术储备。

2.打塞前应彻底反洗井，保证油管及油套环空之间液柱无压差；

3.打塞作业时应严控起钻速度，反洗后从安全角度考虑，应把油管提至造斜点之上憋压候凝。

表一、跃灰平1 井封堵段MWD 井斜成果表

[ 1 ]田志宏,皮晓龙,李旭宏,李泌,龚卫军.超深水平井挤注、封堵管柱技术.石油机械.2010（11）.

[ 2 ]曹燕林.水平井打水泥塞、钻水泥塞技术探讨.中国西部科技.2012（08）.

[ 3 ]杨雄,叶文杰,李世海.水泥封堵新技术研究与应用.中国石油化工标准与质量.2012（02）.

[ 4 ] 张成江.挤水泥作业“插旗杆”事故原因分析及预防措施.内江科技.2010（01）.