措施挖潜技术在伏龙泉区块的应用

摘 要：伏龙泉气田2011-2012年投产新井35口，有26口井低产低效，经过措施挖潜，已复活8口井（全部为登娄库层），增加日产能力32万方，如何总结经验做法，剖析深层原因，为地质部井提供指导是今后研究方向的重中之重。

关键词：措施挖潜 动静不符 储层保护

一、新投气井生产情况及面临的问题

针对伏龙泉气田2011年投产的部分井，存在曲线含气特征好，实际产出差的问题。分析原因主要是由于钻井、作业过程中入井流体使储层受到污染，导致气井供气能力不足，无法连续生产，影响气井产能正常发挥。结合钻、测、录显示结果及区块目的层识别标准，综合评价气藏潜力，并根据气井生产状况制定针对性挖潜措施，成功恢复10口动静不符井产能，日增气29万方以上。

二、技术对策

先“易”后“难”：静态资料显示好；生产后有过间歇出气的“历史”；长时间关井压力有一定恢复。

先评价后开发：优先治理对地质部井有指导意义的井。在评价区域内集中治理。

先登娄库后其它层系：1、伏龙泉登娄库气藏产量高、压力高、稳产期长；2、早期双坨子气田登娄库气井有高产历史；3、寻找“大登娄库”前期室内理论研究成果与试气、生产资料充分结合，将所有待治理井分为三类。在共性中查找特殊性，分类治理。

A类：关井压力恢复较快（2天恢复至4Mpa以上），开井压力迅速降至0。钢丝作业遇阻、热洗不通，套管无液面，开井油套压下降不同步。

原因分析：投产排液过程中返吐泥浆或其他外来流体，井筒内形成泥浆与天然气水合物的混合物，堵塞井筒造成开井后无法连续生产。

技术对策：采取大制度放喷，关井恢复，反复激动的降压解堵技术，解除近井地带及井筒堵塞。

B类：关井压力恢复较快（2天恢复至4Mpa以上），开井压力迅速降至0。钢丝作业未遇阻，套管无液面，油套压同步下降。

原因分析：投产排液过程中泥浆或其他外来流体堵塞炮眼或近井地带，造成开井后无法连续生产。

C类：关井压力恢复较慢或无压力恢复，有压力井开井后迅速降至0，钢丝作业未遇阻，套管无液面，油套压同步下降。

原因分析：前期投产施工的入井流体，相互之间反应引起地层敏感性伤害，或反应物堵塞地层。

三、储层保护

通过措施挖潜工作，实现了的是“无气变有气”的解堵过程，外来入井流体之间的配伍性，混合之后对储层的影响需深入评价。

室内实验结果：伏龙泉登娄库储层蒙脱石等粘土矿物含量较高，水敏性强，外来液体进入储层易产生水锁，抑制产能发挥。

伏龙泉气田粘土矿物相对含量分析数据表

水敏中等偏强：水敏指数0.75；

酸敏中等偏强：酸敏指数0.69；

碱敏中等偏弱：临界碱度PH值8.95；

临界盐度4447mg/l：盐敏指数0.44；

速敏为中等偏弱：临界流量0.5ml/min；

四、几点认识

2013年新投井1口，F231井钻井应用理想填充+隔离膜气藏储层保护技术，射后直接投产成功，反应出储层保护工作的进步。但在产能测试中5、7、9、11mm的不同油嘴，压力变化明显，产能无明显变化，反应出近井地带的储层连通性较差，是地质原因还是储层污染？需做进一步探讨。

认识一：基于地层具有较强的敏感性的认识，开展全生命周期的储层保护工作至关重要。避免流体入层、提高压后返排率，成为重要工作。

认识二：部分井完井后点火有气显示，后期长时间关井引起地层敏感性伤害，造成“有气变无气，大气变小气” ，需研究应用关井前注CO2或甲醇等保护措施。

1.F12-7作业完井后成功点火，关井等待连接地面管线，后开井无气。

2.F12-11井作业完井后点火火焰接近5米高，关井等待连接地面管线，后开井不能连续生产。

虽然上述2口井已经通过挖潜复活，但留给我们的警示值得深思。

认识三：伏龙泉登娄库气井11口，最大日产能力54万方，占总日产能力54%。登娄库的低产低效井，从电性指标及构造上都具有明显的含气特征，通过措施挖潜陆续复活，验证了登娄库气藏地下资源的巨大潜力，展现出开发的广阔空间。

d气层电性标准为：声波时差（T）大于等于235 us/m，密度（DEN）小于等于2.45g/cm3、深侧向电阻率（RLLD）大于等于18Ω·m。

钻井过程全烃显示值在2.4-38.9万ppm；深侧向电阻率全部大于18Ω·m；d气层声波时差分别大于240us/m；d气层密度小于2.4g/cm3。

认识四：需要进一步扩大挖潜井选井范围，突破“动静不符”井的限制，静态显示好很大程度是依据钻进过程的气测峰值判断，钻进过程的气测显示受泥浆比重影响极大，为了追求井控安全避免气侵，是否存在因泥浆比重过大而造成气测显示较差的现象存在？使我们对井的判断出现偏差？F12-1气测显示仅为0.2-1.3万，解堵成功后稳定日产5万方。