蓬莱油田压裂充填井产液量递减成因及控制因素分析

张 浩，刘洪杰，王佩文，孟宪伟，顾伟民，刘 军.

(中海石油(中国)有限公司蓬勃作业公司，天津 300457)

蓬莱油田压裂充填井产液量递减成因及控制因素分析

张 浩，刘洪杰，王佩文，孟宪伟，顾伟民，刘 军.*

(中海石油(中国)有限公司蓬勃作业公司，天津 300457)

目前蓬莱油田85%的油井采用压裂充填完井，近年来42%的压裂充填井出现产液量递减现象，研究递减成因及控制因素对于改善油田开发效果十分必要。通过岩心试验、动静态数据对比分析的方法，总结归纳出造成压裂充填井产液量递减的原因：速敏、应力敏感、近井地带产出液乳化等；控制因素为：固井和充填质量、生产压差、注采运行情况。研究结果表明，良好的固井、压裂充填质量是稳液、提液的前提，合理生产压差、油水井平稳运行和优化注水工作是避免产液量递减的保证，通过油井解堵和相应加强能量支持可有效解决液量递减问题。研究成果在渤海蓬莱油田开发中取得了较好效果，对同类油田的开发有一定借鉴意义。

压裂充填；递减；生产压差；蓬莱油田

蓬莱油田是中国海域目前发现的最大的一个油田，位于渤海海域的中南部，是一个石油地质储量达数亿吨级别的大油田[1]。油田投产初期油井完井方式为裸眼完井，但随着开发进行裸眼井易出现产液量下降、出砂等问题，研究得出压裂充填完井更具优势，完井方式遂逐步转变为压裂充填完井[2]。目前油田有油井200余口，剩余裸眼井仅剩30余口。近年70余口压裂充填井的生产表现出类似裸眼井产液量递减的现象，产液量下降的同时产油量下降。针对压裂充填井产液量递减进行研究，对于油田稳产和开发效果十分必要和急迫。目前对于油井产液量递减、储层伤害的研究多从单一角度出发：钻完井作业过程中的污染[3]、室内岩心试验进行敏感性分析[4]、合理生产压差研究[5]等。本文以室内岩心试验数据分析为基础，创造性地将钻完井阶段固井质量、充填质量统计、分析，以及生产过程中油水井动态情况结合起来综合分析，提出产液量递减问题的微观机理、潜在诱因和开发生产过程中的控制因素。形成的一整套分析方法及对策，对于蓬莱油田开发有指导意义，并为相似油田提供借鉴。

1 蓬莱油田概况

蓬莱油田位于渤海中南部海域，为发育在渤南低凸起带基底隆起上的大型复杂断块油田。该构造断层发育主要受两组近南北向走滑断层控制，主控走滑断裂带以及北东南西向派生断层将蓬莱构造由北至南分割为十多个垒、堑相间的断块。油田主力含油层系为新近系明化镇组下段和馆陶组，储层为中、高孔渗，于2002年12月投入开发，采用不规则及反九点面积井网相结合的方案注水开发。

油田储层胶结程度差，填隙物以泥质为主，储层黏土矿物平均在6%～8%。而黏土矿物除遇水具有可塑性外，多数还具有较强的吸附性和离子交换性，在注水开发过程中对储层敏感性、物性影响极大。表1为油田主力油组岩心黏土矿物含量情况。高岭石、伊利石含量占黏土矿物总量的50%左右，而高岭石对储层的潜在危害主要表现在速敏方面，其集合体很容易从碎屑颗粒上脱落下来并被打成碎片，这些碎片随流体在孔隙内迁移，在孔隙的狭窄处(如喉道等)容易出现堵塞现象，从而使烃类的连通性变差，流动性受阻，地层的生产能力降低。伊利石以桥塞式絮状充填于砂岩孔隙中，易在高速流体作用下被打碎，并随流体迁移，在喉道处会发生堵塞现象[6-7]。储层的黏土矿物特征是开发生产中油井产液量递减的潜在因素之一。

表1 储层黏土矿物相对含量Table 1 Relative content of clay minerals in reservoir

压裂充填完井为砾石充填完井的一种，在射孔后通过小型压裂并充入陶粒至端部脱砂和充填裂缝，形成短而宽的裂缝跨越侵入带。该完井方式解决了疏松地层生产出砂和降低钻完井过程中近井筒带的侵入污染问题[8-9]；并且具有良好的防砂效果，可减少近井地带微粒的运移。在压裂充填完井作业过程中提高泵入砂量、提高充填系数(该系数表征单位厚度充砂量)，可增强防砂效果[2]。

2 递减现象微观机理分析

利用本油田岩心，依据SY/T 5358—2002《储层敏感性流动实验评价方法》进行了速敏、水敏及应力敏感性试验[10]。速敏是指因流体速度变化引起储层岩石中微粒运移，堵塞喉道，造成渗透率下降的现象，速敏引起的油层损害程度由渗透率损害率Dk评价，见式(1)。试验中用不同流速模拟地层水驱替岩心，测定每个流量下渗透率并进行流出物粒度分析，逐步增大流速测定后反向注入岩心，记录压力和流量。试验结果见表2，油田主力储层存在弱—中等偏弱的速敏。试验过程中微粒运移现象大量存在：样品1、2、6未测得临界流速(渗透率出现明显拐点的前一个流速值为临界流速)，是由于在正向驱替时微粒被冲出岩心，渗透率逐步增大，而反向驱替时渗透率大幅下降，证明了微粒运移的存在。图1展示了样品3在驱替过程中一旦大于临界流速(1 mL/min)，运移出的颗粒数量大幅增加，对渗透率造成损害。由于岩心尺度小的局限性，实际生产过程中微粒运移逐步向井点方向运移堆积，速敏造成的渗透率损失将更为严重。

Dk=(Kmax-Kmin)/Kmax×100%

(1)

式中Dk——速敏性导致的渗透率损害率；

Kmax——临界流速前岩样渗透率的最大值，mD；

Kmin——临界流速后岩样渗透率的最小值，mD。

水敏试验显示储层水敏损害强，但本油田注入水使用海水和处理后的生产污水混注，矿化度高，因此认为水敏非污染主要因素，不做考虑。应力敏感性即岩石受净应力改变时，孔喉通道变形、裂缝闭合或张开，导致岩石渗流能力变化的现象，使用渗透率损害率Dk评价。应力敏感性试验结果显示主力储层B、D为中等应力敏感。

表2 速敏试验结果Table 2 Rate sensitivity test results

图1 样品3在速敏试验正向驱替时颗粒含量及渗透率变化趋势Fig.1 The trend of particle content and permeability of sample-3 in forward displacement of rate sensitivity test

表3 应力敏感性试验结果Table 3 Stress sensitivity test results

参考相似油田经验，近井地带产出液乳化也可造成储层伤害[11]。随着油藏生产，渗流由初期单相流变成了两相流。油和水由于界面张力以及与岩石润湿性之间的差异可能形成乳化水滴，增加油流黏度，降低油气的有效流动能力。当乳化水滴的尺寸大于孔喉大小时，就会堵塞孔隙，降低油和水的储、渗空间，从而伤害油层，降低油相渗透率。试验证实，随着生产压差的增大，近井地带乳化现象就更易出现。本油田生产实践中通过电潜泵运行曲线及井口取样化验资料，发现乳化现象在特定含水区间大量存在，侧面验证了近井地带乳化造成产液量递减的可能性。

综合以上试验分析，造成蓬莱油田油井产液量下降的主要微观机理主要包括速敏损害、应力敏感损害、产出液乳化在近井地带造成的堵塞。

3 递减现象控制因素分析

结合油田动态情况及造成液量递减的微观机理，分析油田生产管理中造成液量递减现象的潜在诱因和控制因素。其中，由于注水量不够、能量支持不够造成的产液量递减和作业过程中泥浆、盐水污染引起的产液量递减，不作为本研究重点。

3.1 固井质量及充填系数

图2 固井质量差异导致产液量表现不同Fig.2 The different liquid rate trends caused by cementing quality difference

日常动态分析中发现，固井质量及压裂充填系数与产液量的稳定性相关。固井的主要目的是保护和支撑油气井内的套管，封隔油、气和水等地层[12]，避免流体窜漏，稳定产量[13]。而压裂充填系数是完井过程中陶粒充填程度的表征[14]。同等条件下，固井质量较差的井更容易出现类似裸眼井递减特征，即固井质量差，砂泥岩不能实现较好分隔，泥岩、黏土矿物见水后膨胀堵塞筛管，液量下降；充填质量不好，运移出的微粒更易堵塞近井筒方向，导致渗流阻力增大，造成产液量下降。根据实际生产现象统计(图2)，固井质量好的井液量更易稳定不递减；同时产液量平稳油井平均充填系数在920 lb/ft，产液量下降井平均充填系数为600 lb/ft。以同一井组内两口相邻井X1、X2为例，两口井储层、物性相似(X2井油层略厚)，受同一口注水井支持，各层压力一致。两口井充填质量相当，而X1井固井质量明显好于X2井(图3中固井质量列充填宽度代表固井质量，越宽代表固井质量越好)。投产后表现：X1井随含水率上升产液量平稳，而X2井随含水率上升产液量迅速下降。

图3 X1与X2井主产层固井质量对比Fig.3 The comparison of main layer cementing quality between X1 and X2

3.2 生产压差控制

通过上文可知，速敏损害、近井地带产出液乳化均能造成油井产液量下降的现象，而生产压差的大小与之密切相关。对于出现液量递减现象的油井，统计开始出现递减时油井生产压差大小，将不同压差下出现递减井数的比例进行对比，如图4所示，77.5%的产液量递减现象出现在生产压差大于5 MPa之后。不同油井的生产层位有所差异，而不同层位的黏土矿物含量略有不同，导致造成速敏损害的临界压差不同。不同油井的含水率不同，出现乳化的程度存在差异。并且油井充填系数的差异也导致油井抵御微粒运移伤害的能力不同，逐井分析，可发现充填系数高的井出现递减的临界压差高于充填系数低的井。从避免产液量递减的角度分析，蓬莱油田的生产压差根据油井不同的充填情况，控制在4～5 MPa内较为可靠。该统计规律也与前人其他研究角度的理论研究结论吻合[15]。

图4 油井出现产液量递减趋势时生产压差分布范围Fig.4 The producing pressure drawdown range when liquid rate starting to decline

3.3 注采运行控制

在生产过程中，应尽量保持注水和产出的平衡、稳定，以保证地层内压力不发生突变[16]。岩心试验显示，本油田主力产层呈现中等程度的应力敏感性损害。在实际开发生产过程中，经原因分析也发现部分油井出现液量递减现象的主要原因来自于应力敏感性损害。以两例说明：①X3、X4、X5均为油井，同属一个井组，X4、X5井分别于2014年12月、2015年2月进行酸化解堵，实施措施后产液量大幅增加，而注水未能及时补充；X3井出现液量下降现象。而当井组内一口油井于2015年10月转注后，注水满足需求，X3井产液量仍未能恢复，分析认为发生应力敏感性损害，如图5所示。②注水井X6主要支持油井X7，为控制某一主力层含水突进，2014年10月实施了分层调配，调配后该主力层注入量下降400 m3/d(未满足配注量)，导致受效油井X7产液量下降。2015年2月针对该层水井上水嘴全开恢复注水，并且在10月对注水井该层进行分酸增注。但油井X7均未能有增液反应，分析认为注水量突降导致应力敏感性损害，如图6所示。

4 治理与效果

对于压裂充填井产液量递减现象，从预防和治理两个角度进行改善。

图5 井组内不同油井产液量对比Fig.5 The comparison of liquid-producing capacity trends in the pattern

图6 注水井X6与油井X7注采情况Fig.6 The performance of injector X6 and producer X7

(1)预防：①在钻完井作业过程中，保证固井、压裂充填的高质量，并做好储层保护；②控制合理的生产压差，建议结合不同油井的固井、充填情况，逐井分析，一井一策，在保证油井平稳运行的基础上保证产量，生产压差维持在4～5 MPa；③做好注水工作，注够、注好，避免主力层注水量突变，在油井产液量突变前后做好注水井及时响应，做好增注或降注预案和对策。

随着研究和认识逐步加深，蓬莱油田自2015年底开始着重预防措施的实施和落实，钻完井部门工艺优化固井质量和充填系数得以提升，油井投产后生产压差控制在合理范围内，注水井管理优化。对比2015年和2016年实施调整井产量运行情况，产液量递减现象明显改善，2016年实施调整井近80%保持了平稳的产液量，见表4。

表4 近两年调整井运行情况对比Table 4 The performance of adjusting well in recent two years

(2)治理：①针对产液量递减井，进行油井酸化措施；②原因细分后，油水井实施措施双管齐下综合治理，在油井实施措施后见效，注水井根据油井产液量恢复程度，通过整井提高配注量、分层针对性酸化增注、油井转注、新增注水井点等措施及时保证能量支持。

针对产液量递减现象，优选目标井，2015年至2016年10月已实施油井酸化措施23井次，平均日增液211 m3/d，日增油22 m3/d，油井产液量递减现象得到缓解。在解堵的同时保证能量补充，固井质量和充填系数较好的井解堵后产液量能维持平稳，而较差井依然会出现递减趋势。

5 结论

(1)蓬莱油田的储层特征和高粘黏度矿物含量、速敏损害、应力敏感损害以及大生产压差造成近井地带产出液乳化，是油井出现产液量递减的根本原因。

(2)良好的固井质量和压裂充填系数是油井产液量稳定的基本保障，生产过程中合理的压差控制和油水井产注量的平衡，避免注水、产液激动，可以有效缓解产液量递减现象的出现。

(3)单井产液量递减有可能是多因素导致，在原因细分基础上，递减油井酸化解堵和水井能量及时补充(新增注水井点、油井转注、水井分酸等)配合，综合治理，可以有效解决产液量递减问题。

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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

张浩(1985—)，男，硕士，工程师，主要从事油气田开发研究工作。邮箱：zhanghao4@cnooc.com.cn.

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