蓬萊油田壓裂充填井產(chǎn)液量遞減成因及控制因素分析

張 浩，劉洪杰，王佩文，孟憲偉，顧偉民，劉 軍.

(中海石油(中國)有限公司蓬勃作業(yè)公司，天津 300457)

蓬萊油田壓裂充填井產(chǎn)液量遞減成因及控制因素分析

張 浩，劉洪杰，王佩文，孟憲偉，顧偉民，劉 軍.*

(中海石油(中國)有限公司蓬勃作業(yè)公司，天津 300457)

目前蓬萊油田85%的油井采用壓裂充填完井，近年來42%的壓裂充填井出現(xiàn)產(chǎn)液量遞減現(xiàn)象，研究遞減成因及控制因素對于改善油田開發(fā)效果十分必要。通過巖心試驗、動靜態(tài)數(shù)據(jù)對比分析的方法，總結(jié)歸納出造成壓裂充填井產(chǎn)液量遞減的原因：速敏、應(yīng)力敏感、近井地帶產(chǎn)出液乳化等；控制因素為：固井和充填質(zhì)量、生產(chǎn)壓差、注采運行情況。研究結(jié)果表明，良好的固井、壓裂充填質(zhì)量是穩(wěn)液、提液的前提，合理生產(chǎn)壓差、油水井平穩(wěn)運行和優(yōu)化注水工作是避免產(chǎn)液量遞減的保證，通過油井解堵和相應(yīng)加強能量支持可有效解決液量遞減問題。研究成果在渤海蓬萊油田開發(fā)中取得了較好效果，對同類油田的開發(fā)有一定借鑒意義。

壓裂充填；遞減；生產(chǎn)壓差；蓬萊油田

蓬萊油田是中國海域目前發(fā)現(xiàn)的最大的一個油田，位于渤海海域的中南部，是一個石油地質(zhì)儲量達數(shù)億噸級別的大油田[1]。油田投產(chǎn)初期油井完井方式為裸眼完井，但隨著開發(fā)進行裸眼井易出現(xiàn)產(chǎn)液量下降、出砂等問題，研究得出壓裂充填完井更具優(yōu)勢，完井方式遂逐步轉(zhuǎn)變?yōu)閴毫殉涮钔昃甗2]。目前油田有油井200余口，剩余裸眼井僅剩30余口。近年70余口壓裂充填井的生產(chǎn)表現(xiàn)出類似裸眼井產(chǎn)液量遞減的現(xiàn)象，產(chǎn)液量下降的同時產(chǎn)油量下降。針對壓裂充填井產(chǎn)液量遞減進行研究，對于油田穩(wěn)產(chǎn)和開發(fā)效果十分必要和急迫。目前對于油井產(chǎn)液量遞減、儲層傷害的研究多從單一角度出發(fā)：鉆完井作業(yè)過程中的污染[3]、室內(nèi)巖心試驗進行敏感性分析[4]、合理生產(chǎn)壓差研究[5]等。本文以室內(nèi)巖心試驗數(shù)據(jù)分析為基礎(chǔ)，創(chuàng)造性地將鉆完井階段固井質(zhì)量、充填質(zhì)量統(tǒng)計、分析，以及生產(chǎn)過程中油水井動態(tài)情況結(jié)合起來綜合分析，提出產(chǎn)液量遞減問題的微觀機理、潛在誘因和開發(fā)生產(chǎn)過程中的控制因素。形成的一整套分析方法及對策，對于蓬萊油田開發(fā)有指導意義，并為相似油田提供借鑒。

1 蓬萊油田概況

蓬萊油田位于渤海中南部海域，為發(fā)育在渤南低凸起帶基底隆起上的大型復(fù)雜斷塊油田。該構(gòu)造斷層發(fā)育主要受兩組近南北向走滑斷層控制，主控走滑斷裂帶以及北東南西向派生斷層將蓬萊構(gòu)造由北至南分割為十多個壘、塹相間的斷塊。油田主力含油層系為新近系明化鎮(zhèn)組下段和館陶組，儲層為中、高孔滲，于2002年12月投入開發(fā)，采用不規(guī)則及反九點面積井網(wǎng)相結(jié)合的方案注水開發(fā)。

油田儲層膠結(jié)程度差，填隙物以泥質(zhì)為主，儲層黏土礦物平均在6%～8%。而黏土礦物除遇水具有可塑性外，多數(shù)還具有較強的吸附性和離子交換性，在注水開發(fā)過程中對儲層敏感性、物性影響極大。表1為油田主力油組巖心黏土礦物含量情況。高嶺石、伊利石含量占黏土礦物總量的50%左右，而高嶺石對儲層的潛在危害主要表現(xiàn)在速敏方面，其集合體很容易從碎屑顆粒上脫落下來并被打成碎片，這些碎片隨流體在孔隙內(nèi)遷移，在孔隙的狹窄處(如喉道等)容易出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象，從而使烴類的連通性變差，流動性受阻，地層的生產(chǎn)能力降低。伊利石以橋塞式絮狀充填于砂巖孔隙中，易在高速流體作用下被打碎，并隨流體遷移，在喉道處會發(fā)生堵塞現(xiàn)象[6-7]。儲層的黏土礦物特征是開發(fā)生產(chǎn)中油井產(chǎn)液量遞減的潛在因素之一。

表1 儲層黏土礦物相對含量Table 1 Relative content of clay minerals in reservoir

壓裂充填完井為礫石充填完井的一種，在射孔后通過小型壓裂并充入陶粒至端部脫砂和充填裂縫，形成短而寬的裂縫跨越侵入帶。該完井方式解決了疏松地層生產(chǎn)出砂和降低鉆完井過程中近井筒帶的侵入污染問題[8-9]；并且具有良好的防砂效果，可減少近井地帶微粒的運移。在壓裂充填完井作業(yè)過程中提高泵入砂量、提高充填系數(shù)(該系數(shù)表征單位厚度充砂量)，可增強防砂效果[2]。

2 遞減現(xiàn)象微觀機理分析

利用本油田巖心，依據(jù)SY/T 5358—2002《儲層敏感性流動實驗評價方法》進行了速敏、水敏及應(yīng)力敏感性試驗[10]。速敏是指因流體速度變化引起儲層巖石中微粒運移，堵塞喉道，造成滲透率下降的現(xiàn)象，速敏引起的油層損害程度由滲透率損害率Dk評價，見式(1)。試驗中用不同流速模擬地層水驅(qū)替巖心，測定每個流量下滲透率并進行流出物粒度分析，逐步增大流速測定后反向注入巖心，記錄壓力和流量。試驗結(jié)果見表2，油田主力儲層存在弱—中等偏弱的速敏。試驗過程中微粒運移現(xiàn)象大量存在：樣品1、2、6未測得臨界流速(滲透率出現(xiàn)明顯拐點的前一個流速值為臨界流速)，是由于在正向驅(qū)替時微粒被沖出巖心，滲透率逐步增大，而反向驅(qū)替時滲透率大幅下降，證明了微粒運移的存在。圖1展示了樣品3在驅(qū)替過程中一旦大于臨界流速(1 mL/min)，運移出的顆粒數(shù)量大幅增加，對滲透率造成損害。由于巖心尺度小的局限性，實際生產(chǎn)過程中微粒運移逐步向井點方向運移堆積，速敏造成的滲透率損失將更為嚴重。

Dk=(Kmax-Kmin)/Kmax×100%

(1)

式中Dk——速敏性導致的滲透率損害率；

Kmax——臨界流速前巖樣滲透率的最大值，mD；

Kmin——臨界流速后巖樣滲透率的最小值，mD。

水敏試驗顯示儲層水敏損害強，但本油田注入水使用海水和處理后的生產(chǎn)污水混注，礦化度高，因此認為水敏非污染主要因素，不做考慮。應(yīng)力敏感性即巖石受凈應(yīng)力改變時，孔喉通道變形、裂縫閉合或張開，導致巖石滲流能力變化的現(xiàn)象，使用滲透率損害率Dk評價。應(yīng)力敏感性試驗結(jié)果顯示主力儲層B、D為中等應(yīng)力敏感。

表2 速敏試驗結(jié)果Table 2 Rate sensitivity test results

圖1 樣品3在速敏試驗正向驅(qū)替時顆粒含量及滲透率變化趨勢Fig.1 The trend of particle content and permeability of sample-3 in forward displacement of rate sensitivity test

表3 應(yīng)力敏感性試驗結(jié)果Table 3 Stress sensitivity test results

參考相似油田經(jīng)驗，近井地帶產(chǎn)出液乳化也可造成儲層傷害[11]。隨著油藏生產(chǎn)，滲流由初期單相流變成了兩相流。油和水由于界面張力以及與巖石潤濕性之間的差異可能形成乳化水滴，增加油流黏度，降低油氣的有效流動能力。當乳化水滴的尺寸大于孔喉大小時，就會堵塞孔隙，降低油和水的儲、滲空間，從而傷害油層，降低油相滲透率。試驗證實，隨著生產(chǎn)壓差的增大，近井地帶乳化現(xiàn)象就更易出現(xiàn)。本油田生產(chǎn)實踐中通過電潛泵運行曲線及井口取樣化驗資料，發(fā)現(xiàn)乳化現(xiàn)象在特定含水區(qū)間大量存在，側(cè)面驗證了近井地帶乳化造成產(chǎn)液量遞減的可能性。

綜合以上試驗分析，造成蓬萊油田油井產(chǎn)液量下降的主要微觀機理主要包括速敏損害、應(yīng)力敏感損害、產(chǎn)出液乳化在近井地帶造成的堵塞。

3 遞減現(xiàn)象控制因素分析

結(jié)合油田動態(tài)情況及造成液量遞減的微觀機理，分析油田生產(chǎn)管理中造成液量遞減現(xiàn)象的潛在誘因和控制因素。其中，由于注水量不夠、能量支持不夠造成的產(chǎn)液量遞減和作業(yè)過程中泥漿、鹽水污染引起的產(chǎn)液量遞減，不作為本研究重點。

3.1 固井質(zhì)量及充填系數(shù)

圖2 固井質(zhì)量差異導致產(chǎn)液量表現(xiàn)不同F(xiàn)ig.2 The different liquid rate trends caused by cementing quality difference

日常動態(tài)分析中發(fā)現(xiàn)，固井質(zhì)量及壓裂充填系數(shù)與產(chǎn)液量的穩(wěn)定性相關(guān)。固井的主要目的是保護和支撐油氣井內(nèi)的套管，封隔油、氣和水等地層[12]，避免流體竄漏，穩(wěn)定產(chǎn)量[13]。而壓裂充填系數(shù)是完井過程中陶粒充填程度的表征[14]。同等條件下，固井質(zhì)量較差的井更容易出現(xiàn)類似裸眼井遞減特征，即固井質(zhì)量差，砂泥巖不能實現(xiàn)較好分隔，泥巖、黏土礦物見水后膨脹堵塞篩管，液量下降；充填質(zhì)量不好，運移出的微粒更易堵塞近井筒方向，導致滲流阻力增大，造成產(chǎn)液量下降。根據(jù)實際生產(chǎn)現(xiàn)象統(tǒng)計(圖2)，固井質(zhì)量好的井液量更易穩(wěn)定不遞減；同時產(chǎn)液量平穩(wěn)油井平均充填系數(shù)在920 lb/ft，產(chǎn)液量下降井平均充填系數(shù)為600 lb/ft。以同一井組內(nèi)兩口相鄰井X1、X2為例，兩口井儲層、物性相似(X2井油層略厚)，受同一口注水井支持，各層壓力一致。兩口井充填質(zhì)量相當，而X1井固井質(zhì)量明顯好于X2井(圖3中固井質(zhì)量列充填寬度代表固井質(zhì)量，越寬代表固井質(zhì)量越好)。投產(chǎn)后表現(xiàn)：X1井隨含水率上升產(chǎn)液量平穩(wěn)，而X2井隨含水率上升產(chǎn)液量迅速下降。

圖3 X1與X2井主產(chǎn)層固井質(zhì)量對比Fig.3 The comparison of main layer cementing quality between X1 and X2

3.2 生產(chǎn)壓差控制

通過上文可知，速敏損害、近井地帶產(chǎn)出液乳化均能造成油井產(chǎn)液量下降的現(xiàn)象，而生產(chǎn)壓差的大小與之密切相關(guān)。對于出現(xiàn)液量遞減現(xiàn)象的油井，統(tǒng)計開始出現(xiàn)遞減時油井生產(chǎn)壓差大小，將不同壓差下出現(xiàn)遞減井數(shù)的比例進行對比，如圖4所示，77.5%的產(chǎn)液量遞減現(xiàn)象出現(xiàn)在生產(chǎn)壓差大于5 MPa之后。不同油井的生產(chǎn)層位有所差異，而不同層位的黏土礦物含量略有不同，導致造成速敏損害的臨界壓差不同。不同油井的含水率不同，出現(xiàn)乳化的程度存在差異。并且油井充填系數(shù)的差異也導致油井抵御微粒運移傷害的能力不同，逐井分析，可發(fā)現(xiàn)充填系數(shù)高的井出現(xiàn)遞減的臨界壓差高于充填系數(shù)低的井。從避免產(chǎn)液量遞減的角度分析，蓬萊油田的生產(chǎn)壓差根據(jù)油井不同的充填情況，控制在4～5 MPa內(nèi)較為可靠。該統(tǒng)計規(guī)律也與前人其他研究角度的理論研究結(jié)論吻合[15]。

圖4 油井出現(xiàn)產(chǎn)液量遞減趨勢時生產(chǎn)壓差分布范圍Fig.4 The producing pressure drawdown range when liquid rate starting to decline

3.3 注采運行控制

在生產(chǎn)過程中，應(yīng)盡量保持注水和產(chǎn)出的平衡、穩(wěn)定，以保證地層內(nèi)壓力不發(fā)生突變[16]。巖心試驗顯示，本油田主力產(chǎn)層呈現(xiàn)中等程度的應(yīng)力敏感性損害。在實際開發(fā)生產(chǎn)過程中，經(jīng)原因分析也發(fā)現(xiàn)部分油井出現(xiàn)液量遞減現(xiàn)象的主要原因來自于應(yīng)力敏感性損害。以兩例說明：①X3、X4、X5均為油井，同屬一個井組，X4、X5井分別于2014年12月、2015年2月進行酸化解堵，實施措施后產(chǎn)液量大幅增加，而注水未能及時補充；X3井出現(xiàn)液量下降現(xiàn)象。而當井組內(nèi)一口油井于2015年10月轉(zhuǎn)注后，注水滿足需求，X3井產(chǎn)液量仍未能恢復(fù)，分析認為發(fā)生應(yīng)力敏感性損害，如圖5所示。②注水井X6主要支持油井X7，為控制某一主力層含水突進，2014年10月實施了分層調(diào)配，調(diào)配后該主力層注入量下降400 m3/d(未滿足配注量)，導致受效油井X7產(chǎn)液量下降。2015年2月針對該層水井上水嘴全開恢復(fù)注水，并且在10月對注水井該層進行分酸增注。但油井X7均未能有增液反應(yīng)，分析認為注水量突降導致應(yīng)力敏感性損害，如圖6所示。

4 治理與效果

對于壓裂充填井產(chǎn)液量遞減現(xiàn)象，從預(yù)防和治理兩個角度進行改善。

圖5 井組內(nèi)不同油井產(chǎn)液量對比Fig.5 The comparison of liquid-producing capacity trends in the pattern

圖6 注水井X6與油井X7注采情況Fig.6 The performance of injector X6 and producer X7

(1)預(yù)防：①在鉆完井作業(yè)過程中，保證固井、壓裂充填的高質(zhì)量，并做好儲層保護；②控制合理的生產(chǎn)壓差，建議結(jié)合不同油井的固井、充填情況，逐井分析，一井一策，在保證油井平穩(wěn)運行的基礎(chǔ)上保證產(chǎn)量，生產(chǎn)壓差維持在4～5 MPa；③做好注水工作，注夠、注好，避免主力層注水量突變，在油井產(chǎn)液量突變前后做好注水井及時響應(yīng)，做好增注或降注預(yù)案和對策。

隨著研究和認識逐步加深，蓬萊油田自2015年底開始著重預(yù)防措施的實施和落實，鉆完井部門工藝優(yōu)化固井質(zhì)量和充填系數(shù)得以提升，油井投產(chǎn)后生產(chǎn)壓差控制在合理范圍內(nèi)，注水井管理優(yōu)化。對比2015年和2016年實施調(diào)整井產(chǎn)量運行情況，產(chǎn)液量遞減現(xiàn)象明顯改善，2016年實施調(diào)整井近80%保持了平穩(wěn)的產(chǎn)液量，見表4。

表4 近兩年調(diào)整井運行情況對比Table 4 The performance of adjusting well in recent two years

(2)治理：①針對產(chǎn)液量遞減井，進行油井酸化措施；②原因細分后，油水井實施措施雙管齊下綜合治理，在油井實施措施后見效，注水井根據(jù)油井產(chǎn)液量恢復(fù)程度，通過整井提高配注量、分層針對性酸化增注、油井轉(zhuǎn)注、新增注水井點等措施及時保證能量支持。

針對產(chǎn)液量遞減現(xiàn)象，優(yōu)選目標井，2015年至2016年10月已實施油井酸化措施23井次，平均日增液211 m3/d，日增油22 m3/d，油井產(chǎn)液量遞減現(xiàn)象得到緩解。在解堵的同時保證能量補充，固井質(zhì)量和充填系數(shù)較好的井解堵后產(chǎn)液量能維持平穩(wěn)，而較差井依然會出現(xiàn)遞減趨勢。

5 結(jié)論

(1)蓬萊油田的儲層特征和高粘黏度礦物含量、速敏損害、應(yīng)力敏感損害以及大生產(chǎn)壓差造成近井地帶產(chǎn)出液乳化，是油井出現(xiàn)產(chǎn)液量遞減的根本原因。

(2)良好的固井質(zhì)量和壓裂充填系數(shù)是油井產(chǎn)液量穩(wěn)定的基本保障，生產(chǎn)過程中合理的壓差控制和油水井產(chǎn)注量的平衡，避免注水、產(chǎn)液激動，可以有效緩解產(chǎn)液量遞減現(xiàn)象的出現(xiàn)。

(3)單井產(chǎn)液量遞減有可能是多因素導致，在原因細分基礎(chǔ)上，遞減油井酸化解堵和水井能量及時補充(新增注水井點、油井轉(zhuǎn)注、水井分酸等)配合，綜合治理，可以有效解決產(chǎn)液量遞減問題。

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AnalysisontheDecliningCausesandControllingFactorsofPenglaiOilfieldFrac-packingWells’Liquid-ProducingCapacity

Zhang Hao, Liu Hongjie, Wang Peiwen, Meng Xianwei, Gu Weimin, Liu Jun

(CNOOCChinaLimited-PengboOperatingCompany,Tianjin300457,China)

Now 85% producers in Penglai oilfield are frac-packing wells. And in recent years, the liquid-producing capacity of 42% frac-packing wells have been decreasing. The study on declining causes and controlling factors is essential. Based on core experiment and dynamic data analysis, summarized the declining causes: rate sensitivity, stress sensitivity, the emulsification of produced liquid of immediate vicinity of wellbore etc. The controlling factors of liquid-producing capacity were: cementing and frac-packing quality, producing pressure drawdown and dynamic condition. The research showed that good cementing and frac-packing quality were the foundation of stable liquid rate. Reasonable producing pressure drawdown, smoothly operation of producer and injector and injection optimization were the guarantee of liquid keeping stable and increasing. Implement producer stimulation and keep suitable injection rate which can be a solution of this problem. Based on the research results, we have achieved good results in Bohai Penglai oilfield. And it provides a reference for other oilfields.

frac-packing; decline; producing pressure drawdown; Penglai oilfield

張浩(1985—)，男，碩士，工程師，主要從事油氣田開發(fā)研究工作。郵箱：zhanghao4@cnooc.com.cn.

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