BZ34-5油田复杂地层低效井治理工艺技术

魏 然， 刘成杰

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油〈中国〉有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引言

渤中区块位于渤海中部海域，其中渤中34油田区块储量非常丰富，探明石油地质储量达5027.13×104m3。BZ35-5-A井酸化投产后，初期自喷生产达到205 m3/d的产量(最高230 m3/d)，后期递减到50 m3/d左右，后由于井下出现问题，进行了5次检泵和4次酸化作业，效果不佳，产量也逐年走低， 2016年9月酸化后启泵未成功。分析认为该井地层仍有产能，因此，需要对该井进行综合治理恢复产能。

为了完成地质油藏恢复产能的目的，按照“一井一策”治理模式，分析每口井的产能潜力，制订合理的方案，提高低产低效井开发效果[1]。该井实施治理的主要风险是东营组和沙河街组地层稳定性差、易垮塌、易缩径，近井地带地层连通性差，该井储层被污染的可能性大，恢复产能难度较大。为此制定了采用强抑制无固相钻井液钻进，裸眼井段下入打孔管，在打孔管内电缆射孔的技术。在深部地层采用无固相钻井液既要保证井壁稳定性又要兼顾储层保护；在裸眼段不固井下入打孔管和在打孔管内电缆射孔，规避了小井眼固井质量不佳的风险，同时增加了近井地带的导流能力。这些技术在渤海均属首次应用。

1 BZ34-5-A井概况

1.1 基本参数

BZ34-5无人井口平台位于渤海南部海域渤中34构造带的南部，该区块主要含油层段为沙河街组沙一段，目前共有BZ34-5-A井和BZ34-5-B井2口生产井。其中BZ34-5-A井基本数据见表1。

1.2 综合治理背景

2006 年11 月9 日进行了酸化作业，平均日产液量59～82.6m3，11 月27 日启泵开井生产，初期日产油205 m3，含水2%，产量比较稳定。

表1 BZ34-5-A井基本数据Table 1 Well BZ34-5-A basic data

2007 年4 月11 日至2008年3 月21 日期间自喷和起泵生产，日产油量为120 m3左右，产量稳定。

2009 年2 月5 日至2016年9月共进行5次检泵和4次酸化作业，电泵机组检泵周期短，产量逐年走低(见表2)， 2016年9月最后一次酸化后，无法启泵，最终停产。

表2 BZ34-5-A井修井记录Table 2 Well BZ34-5-A workover record

2 作业方案优选

BZ34-5-A井故障前产量比较稳定，产油50 m3/d，说明储层产能充足，出现一系列故障之后，该井产量逐渐下降，虽多次采取常规的检泵和酸化作业，仍没有达到理想效果，必须采用其他治理方式，才有可能恢复产能。因为该平台已经没有剩余槽口可供利用，治理的方式还有大修和侧钻2种方式可以利用(见表3)。

表3 大修和侧钻方案对比Table 3 Comparison of overhaul and sidetracking

该井在前期修井过程中有扁电缆护罩、导流罩落井,大修时打捞难度极高，费用不可控。如果采用大修作业，需要打捞井下“落鱼”。BZ34-5是无人井口平台，场地十分有限，需要就位钻井船，井下“落鱼”打捞困难，打捞工期存在不确定性，按理想情况计算，需要19.75 d。且大修后解堵效果不明确，前期多次作业造成地层污染严重，因此，使用高日费的钻井船进行大修成本会非常高，再生产时是否有理想的产油量不能保证。

如果采用老井侧钻的方式，采用少量打捞部分管柱、优选侧钻点、定向井轨迹优化等措施最大化利用老井眼[2]，同时不增加平台井槽的前提下，优化井网布置，有效利用上层井段，减少施工量[3]。虽然同样采用钻井船就位进行作业，但是工期可控，成本相对大修方案会降低；同时满足油藏要求避开已经污染的地层，同时新钻井眼重新完井可以采取针对性措施做好储层保护，能够在较短时间内恢复并大幅度提高油井产能。因此，采用侧钻方式对该低效井进行综合治理。

3 本区块作业难点分析

井壁失稳是BZ34油田施工最严重的问题，主要发生在东营组和沙河街组。在邻近区块施工的7口井中，BZ34-4-A4、BZ34-4-A5、BZ34-4-A2、BZ34-4-AS1/2/3/4井存在大量的阻卡现象，憋压别钻现象十分频繁，且循环返出伴有大量掉块(片)，其中以BZ34-4-P3S1/2/3/4井尤为严重，发生4次卡钻，多套钻具被埋。

BZ34地区地质条件复杂，次生断层发育；致压力窗口窄，承压能力低，随着井深增加，循环压耗也随之增加，极易发生漏失，统计前期井漏情况见表4。

表4 BZ34油田群井漏失情况统计Table 4 Statistics of lost circulation in BZ34 Oilfield

结合前期开发情况，本区块沙河街组生产井均不防砂；根据对BZ34-5-1井测井数据分析，得到出砂预测结果：

声波时差值Δt<95 μs/ft出砂，出砂可能性较小；

B指数>2×104MPa，出砂可能性较小；

S指数>5.9×107MPa2，出砂可能性较小。

4 关键技术内容

4.1 强抑制无固相钻井液

BZ34-5区块前期钻井表明：(1)使用传统的强抑制KCl体系不能克服井壁坍塌问题，倒划眼憋压、别钻，严重影响时效，甚至发生卡钻埋钻事故；(2)由于沙河街组地层渗透率低，传统套管完井，返排数据不能达到配产要求。常规的做法是提高钻井液封堵性，但常规封堵材料无法进入微裂缝内，钻井液滤液通过微裂缝侵入地层，滤液水化膨胀作用引起岩石内部相互挤压，在井壁的薄弱处引起应力突然释放，产生剥落掉块，造成井壁失稳，在渤中区块以前的探井与开发井作业中均存在沙河街组地层井壁失稳情况，甚至发生井壁严重坍塌和恶性的卡钻事故[4-5]。复杂地层钻进所使用的钻井液固相含量应尽量低，并能在岩心及孔壁表面形成胶质薄膜[6]。

根据BZ34-5区块上述特点，BZ34-5-A井在深部地层侧钻需要钻井液开钻应具有较强抑制性来避免井壁失稳，而且有一定的暂堵性能来预防井漏的发生，同时为加强储层保护，应采用无固相钻井液。因此，通过试验，创新研制了新型强抑制无固相钻井液。该体系在传统无固相钻井液的基础上，针对该区块沙河街组地层的特点采用了50%的甲酸钾作为配浆基础，复配化学封堵剂，采用逐级拟合充填技术，为储层保护和井壁稳定而形成的一种强抑制钻井液体系。

基本配方：混合比例溶液(海水∶甲酸钾=1∶1)+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.15%EZVIS+6%EZCRAB+3%EZFLO+5%PF-JLXC+2%GREENSEAL+3%PF-LUBE， 石灰石加重至1.45 g/cm3。

4.1.1 防塌评价(见表5)

表5 3种体系室内防塌试验评价Table 5 Lab evaluation on collapse prevention of 3 mud systems

采用创新型的强抑制无固相钻井液，该体系在传统无固相钻井液基础上改进，保留裸眼完井对储层保护的优势，有较强的暂堵性能，克服了地层易坍塌的风险。

4.1.2 抗污染评价

渤海油田沙河街组泥岩地层微裂隙非常发育，研究认为，硬脆性泥页岩中普遍发育的微裂缝是井壁失稳的主要原因，地层易坍塌(见图1)，传统的钻井液体系不能满足在保证防塌的同时能有效地保护储层[7-9]。根据沙河街组地层的特点，通过优选配方，形成以甲酸钾和海水1∶1为连续相，降低体系活度，提高抑制性；采用逐级拟合充填技术，复配化学封堵剂、聚合醇为一体的强抑制无固相钻井液体系，抗污染能力强(见表6)。

图1BZ34-5油田深部地层取心样品放大图样
Fig.1Enlarged pattern of cores from deep formation in BZ34-5Oilfield

表6 抗污染评价Table 6 Anti-pollution evaluation

4.1.3 返排试验

(1)以往该井段采用KCl聚合物体系，在短起和起下钻过程中井壁失稳，表现为起下钻遇阻，倒划眼憋压别钻，振动筛返出掉片甚至掉块。该井采用强抑制无固相钻井液体系后，钻进期间，各项钻井参数平稳，监测钻井液性能稳定。振动筛返砂较多，捞砂观察，岩屑颗粒成形、规整，有清晰齿痕，无掉片。

(2)该体系暂堵效果较强，体系封堵剂具有“单向液体开关”的良好性能，针对渤中区块沙河街组地层空隙特性，采用逐级拟合物理充填技术，无需破胶(见表7)。

表7 返排试验Table 7 Flow-back test

4.2 不固井下入打孔管技术

BZ34-5-AS1井一开6 in(1 in=25.4 mm，下同)井眼开窗侧钻至完钻井深3466.42 m，垂深3373.13 m；目的层为沙一段，不防砂；如果采用套管射孔完井，需要进行下尾管和固井作业，由于井段较短，而且井眼小，小井眼下入尾管和尾管悬挂器费用高，而且固井质量很难保证，容易造成无法有效封隔储层。因此，首创在裸眼段下入4in打孔管支撑井壁，采取遇水膨胀封隔器对泥岩夹层进行封隔。遇水膨胀橡胶是基于渗透膜原理研制的高分子材料，主要由橡胶本体和亲水性物质组成，通过吸收溶解度相近液体中的水分子使聚合物膨胀，从而弹性材质也随之膨胀，直到达到平衡。

根据AS1井井身结构设计及完井要求，AS1井完井方式采用6 in裸眼+4in打孔管，打孔管需要携带一个管外封隔器一并下入,管外封隔器可以遇油膨胀，从而封隔环空，但不会影响管柱下入。打孔管下入作业面临着井眼小、摩阻扭矩大、打孔管遇阻风险高等难题[10-12]。通过软件模拟，当裸眼段摩阻系数为0.25、套管内摩阻系数为0.25时，上提悬重为133.88 t，下放悬重为100.22 t。当裸眼段摩阻系数为0.4、套管内摩阻系数为0.3时，上提悬重为138.22 t，下放悬重为97.69 t。考虑大钩悬重为25 t， 4in带孔管与管外封隔器下放时不存在下放不到位的风险。

4.3 打孔管内电缆射孔技术

鉴于BZ34-5-A井储层特点，单单下入打孔管进行生产的话，产能不能保证，因此，本井需要在打孔管内电缆输送射孔，一方面是增加打孔管的过流面积，另一方面为了提高近井地带的导流能力，保证开发效果。

打靶平均穿深为747.78 mm,能够保证射孔弹进入新地层，提高流动通道的渗流面积。

由于本井是下入打孔管，不同于普通的套管井射孔，射孔前裸眼地层就与地层连通，可能存在大量油气瞬间涌入井筒，当井内液柱压力低于井底压力时，油气将窜上井口，引起井喷，电缆射孔时井控问题就非常重要，需要提前安装放喷装置，并实时监测[13-15]，一旦发生井控问题，可以第一时间发现和处理。

BZ34-5-A井是渤海地区首次在打孔管内进行电缆射孔，一方面改善了近井地带地层的导流能力，有助于提高油层采收率；另一方面通过本次在裸眼地层打孔管内进行射孔作业的过程，为今后类似作业提供了宝贵经验。

5 应用效果

针对BZ34-5-A井井况复杂、井下“落鱼”等问题以及修井作业困难的实际情况，通过梳理该区块前期作业难点，总结作业经验，优化作业工艺，研究制定了解决BZ34-5-A井低效问题的最有效工艺，在顺利完成复杂井作业的同时，在生产时效、工期及油气产量等方面均取得了巨大进步。

生产时效方面：该井前期共进行了5次检泵、4次酸化作业，但产业量持续走低，且存在井下“落鱼”问题，修井困难，直接采取创新型综合治理措施，并量身定制强抑制无固相钻井液、不固井打孔管及打孔管内电缆射孔等手段。最终该井钻井工期较设计提前1.31 d，完井工期较设计提前0.08 d；作业过程中，测井仪器故障时间16.75 h，作业时效100%。

与邻井对比，前期4口钻井平均工期30.59 d，本井工期4.69 d，降比达84.7%；本井的复杂情况是测井工具故障导致的，去除这个因素生产时效是100%(见表8、表9)。

表8 工期对比Table 8 Comparison of operation time

表9 与前期井工期对比Table 8 Operation time of the previous wells

产量方面：该井作业中采用无固相钻井液技术，完井使用打孔管配合电缆射孔技术，注重加强储层保护，提高近井地带地层导流能力。故障前该井正常产油50 m3/d，本次配产要求50 m3/d，侧钻后交井产量达到85 m3/d，超配产70%。

6 结论

(1)强抑制无固相钻井液同时兼顾了储层保护和井壁稳定，在渤中地区深部地层低效井侧钻中应用效果良好，可以进行推广应用。

(2)在渤海首次采用的裸眼下入打孔管配合电缆射孔技术，很好地解决了短裸眼段地层封隔问题和近井地带的导流问题。

(3)渤海一些老井、低效井提高产量的方法需要因地制宜，灵活利用现有技术，进行技术创新。