礁灰岩油藏微粒过饱和充填技术机理及创新实践

杨 勇，李 锋，张 伟，谢日彬，李小东

中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳 518000

引言

南海东部地区流花油藏为基岩隆起上发育起来的生物礁灰岩油藏，溶孔溶洞发育，并有少量裂缝，储层非均质性和孔隙结构等非常复杂，开发难度非常大。油田虽然储量大，但经过多年开发开采，油藏采出程度也仅达到12.0%，且含水率高达96.0%。油田先后尝试过多种增产措施技术，包括常规的微粒环空充填技术，但各种增产措施均未出现明显效果，部分措施甚至出现增液减油，降液减油的情况。

本文综合裂缝特征、渗流力学、油藏工程、完井工艺、数值模拟等研究，在常规的微粒环空充填技术的基础上，首次创造性提出“微粒过饱和充填”技术及其“控水、堵缝、储层改造”三重作用机理，进行了作用机理的全面论证以及数值模拟表征研究。该技术成功应用在流花油藏的3 口井，取得很好的应用效果。

1 研究背景

1.1 油藏特征及开发特征

1.1.1 油藏简述

南海东部地区流花油藏为基岩隆起上发育起来的生物礁灰岩油藏，储层厚度40～70 m，孔隙度21.3%，渗透率651 mD，原油黏度50～150 mPa·s，储层孔隙类型以次生孔隙为主，包括粒间溶孔、粒内溶孔、井间溶孔、铸模孔等，其次为原生孔隙包括原生粒间孔和生物体腔孔等，另外，局部发育较多溶洞，并有少量裂缝，储层非均质性和孔隙结构等非常复杂[1-3]。

流花油藏已开采20 多年，主要采用水平井在油层顶部B1 层开采，油藏采出程度仅12.0%，调整井及增产措施效果极差，后续挖潜无技术无目标，老设施面临废弃。由于礁灰岩地质特征复杂，缺乏有效开发手段，因此，礁灰岩的开发也成为了亟待解决的世界难题。

1.1.2 历史增产措施及效果说明

2013 年以来，流花油藏开始陆续尝试了酸化、最大油藏接触技术（MRC）、化学堵水及流入控制装置（ICD 筛管）控水等各种增产措施，均未出现明显效果，而且部分措施甚至出现增液减油，降液减油的情况[4-6]。

1.2 微粒环空充填技术及应用效果

1.2.1 技术简介

常规的微粒环空充填技术是利用可渗透的微粒加ICD 筛管、自动流入控制装置（AICD 筛管）、复合自动流入控制装置（C-AICD 筛管）等控流管柱，来实现控水增油的技术[6-13]。

通过在全井段控流管柱外充填微粒，来替代传统的封隔器，限制水轴向窜流，对生产流动单元的划分比封隔器更细，控水效果更好（图1）[14-19]。

图1 微粒+ICD 筛管技术示意图Fig.1 Schematic diagram of particles and ICD screen

1.2.2 应用效果

流花油藏的A44H 井水平段物性差异大，非均质性强，且A44H 井产油量低、含水率高达99.5%，且采液指数远高于邻井，产能无法释放。而且A44H井裸眼完井，措施实施难度低，因此，在A44H 井尝试使用微粒控水。

通过井筒容积和充填的微粒体积，计算得到A44H 井微粒充填率为108%，考虑到扩径，基本上只对井筒内部进行了充填。A44H 井措施前后对比见表1，措施后含水率降低1.2%，日产油增加24 m3，产液量基本没变，采液指数明显降低，由2 294 m3/（d·MPa）降低到599 m3/（d·MPa），压差变为3 倍，说明在轴向方面起到了较好的均衡控水作用，对出水高的井段进行了抑制。

表1 A44H 井2017 年1 月措施前后对比Tab.1 Before and after pack-off comparison of Well A44H in January 2017

2 微粒过饱和充填技术作用机理

2.1 三重作用机理

在流花油藏中，包括基质、溶孔及裂缝三重介质，裂缝不确定性分布，并且有较多孤立溶孔存在。通过实施“微粒过饱和充填技术”，产生控水、堵缝和储层改造三重作用（图2）。其中，以“控水”和“储层改造”为主要作用，“堵缝”根据天然裂缝发育情况起到一定作用。

图2 三重作业机理示意图Fig.2 Schematic diagram of triple mechanisms

（1）控水。充填环空，减少管外窜流，结合流入控制阀限制高渗段出水，起到均衡供液剖面控水作用。

（2）堵缝。颗粒部分进入天然裂缝，起到一定程度的抑制底水作用。

（3）储层改造。近井储层微裂缝被扩张后充填颗粒，产生“树根效应”，沟通更多基质，并将裂缝进行延伸来沟通孤立的溶孔，以达到改造储层、增大波及范围、即开源节流的作用。

2.1.1 均衡控水作用

高分子颗粒充填环空，轴向流受限、径向流无阻，ICD 通过孔径设定流量上限，限制管外蹿流、抑制高渗段，起到均衡供液剖面作用，以达到控水（降低高渗段产水量）增油（提高低渗段产油量）的效果。

A44H 井水平段长度为586 m，井筒实测容积为14.48 m3，充填量15.70 m3，多出1.22 m3。说明对井筒内进行了充分的充填。

通过表1 中的A44H 井措施前后对比，采液指数由2 294 m3/（d·MPa）降低到599 m3/（d·MPa），说明起到了明显的均衡控水作用。

A45H 井和C34H 井（井位见图3）水平段约700 m，都对井筒进行了充分充填。结合ICD 控水阀限制高渗段出水，起到均衡供液剖面控水作用。

图3 井位构造图Fig.3 Structural map

2.1.2 堵缝抑制底水作用

流花油藏礁灰岩储层裂缝形态多样，尺度差异大。通过扫描电镜实验、铸体薄片实验、CT 扫描实验，可观察到不同尺度下的裂缝：微裂缝（宽度小于0.15 mm）、中等裂缝（宽度在0.15～2.00 mm）、大裂缝（宽度大于2.00 mm），如图4 所示。

图4 流花油藏裂缝发育类型Fig.4 Liuhua reservoir fracture types

裂缝级别小、规模不成片，且裂缝内被灰泥充填，裂缝主要在致密层发育，B1、B3、D 层主要发育溶蚀孔和孤立，缝薄片裂缝开度主要为0.04～0.06 mm。通过岩芯观察，发现储层局部发育较多溶洞，并有少量裂缝；储层非均质性和孔隙结构等非常复杂（图5）。

图5 流花油藏各井GVR 分层平均裂缝密度Fig.5 Liuhua reservoir fracture density based on GVR analysis

采用高清GVR 测井对裂缝发育情况进行研究，能识别缝宽超过0.10 mm 的裂缝。最终解释未发现缝宽、缝长特别大、规模成片的裂缝并且钻井过程中井筒几乎无漏失。

利用岩芯描述、铸体薄片分析以及扫描电镜实验等资料，对储层的孔隙类型进行了系统研究，研究区储层中发育大量粒间孔和粒内孔，连通性差，导致产能受限。

通过过饱和充填，将裂缝进行延伸，沟通其中的孤立溶孔，达到提高产能的作用。

采用的微粒颗粒粒径为0.20～0.40 mm 通过高压充填，将颗粒挤入裂缝，可以对中等裂缝和大裂缝进行封堵，堵塞水窜通道，降低裂缝导流能力。

2.1.3 储层改造作用

（1）微压裂扩张裂缝可能性分析

破裂压力一般通过地漏实验获取，压裂施工后也可以获取。

另外，也可以通过公式计算，这需要知道最大水平主应力σH、最小水平主应力σh，岩石拉伸强度St。延伸压力目前一般压裂后通过曲线判断；闭合压力（最小水平主应力）均质地层可以认为等于最小主应力。可以通过压裂施工数据判断，或者利用测井数据计算，需密度、横波和纵波3 条测井曲线。

根据该油藏定向井测井资料，采用StimPlan 和GOHFER 软件计算分层动态杨氏模量、动态泊松比和最小水平主应力（图6）。

图6 StimPlan 和GOHFER 计算得到的储层物性Fig.6 Reservoir physical properties calculated by StimPlan and GOHFER

根据油藏钻井已知岩石抗拉强度为2.2 MPa，结合式（1）计算破裂压力，通过计算得到A45H 井垂深1 236 m，最小水平主应力梯度0.016 MPa/m，破裂压力梯度0.018 MPa/m，破裂压力21.0～23.0 MPa，最小闭合压力19.0～20.8 MPa。

式中：

pf--破裂压力，MPa；

σh--最小水平主应力，MPa；

σH--最大水平主应力，MPa；

α--毕奥特系数，无因次；

pp--延伸压力，MPa；

St--岩石拉伸强度，MPa。

利用压裂施工摩阻计算软件，计算A45H 井钻杆内沿程摩阻为1.5～3.5 MPa，C34H 井钻杆内沿程摩阻为1.9～4.8 MPa，井底压力超过最小水平主应力，但是低于破裂压力，因此，A45H 井主要产生微裂缝扩张作用。根据A45H 井充填前期井底压力高于闭合压力低于破裂压力，充填前期高于闭合压力会开启微裂缝。

模拟实际下入工具串施工时的井底压力，得出井底压力与充填时间关系，如图7 所示。

图7 A45H 井充填井底压力变化图Fig.7 Bottom pressure change during pack-off process of Well A45H

采用MFrac-Suit 软件进行微粒充填注入模拟，注入13 m3砂，514 m3液，排量1 m3/min，砂液比3%～8%，井底压力最高设置在22.2 MPa。液体黏度低，缝高可以有效控制在储层内，设置裂缝高度为10 m，计算13 m3加砂量条件下，A45H 井开启不同数量不同宽度裂缝条数下裂缝半长，裂缝延伸方向为最大水平主应力方向。裂缝延伸方向与水平井方位一致，水平井方位角110°～120°，裂缝延伸方向（最大水平主应力方向）为125°，两者夹角5°～15°。

从现场的清水试验结果可以看出，压力与入地排量之前呈线性关系，随排量持续上涨，在施工中无下降拐点。井底压力大于近井眼裂缝闭合压力时，多级裂缝张开，高分子颗粒进入裂缝中。当井底压力大于多级裂缝的延伸压力时，高分子颗粒进入下一级裂缝，例如从第2 级进入第3 级裂缝（图8）。

图8 多级微裂缝扩张展布图Fig.8 Multi-stage fracture extension

（2）动态分析

①油藏产液能力分析

通过对比不同井的采液指数（图9），A44H 井采用只充填井筒的方式，微粒充填后采液指数约为充填前的30%～50%，降幅明显。A45H 井和C34H 井采用过饱和充填的方法，控水后采液指数与控水前接近。说明进行过饱和充填后，采液指数高于仅充填井筒的方式，也证明了通过过饱和充填，微裂缝扩张，储层得到一定程度的改善，采液指数增加。

图9 微粒充填后产液能力对比图Fig.9 Comparison before and after pack-off

但是，通过对比流花油藏和其他类似油田的产能情况，认为流花油藏的产能较低，沟通底水的大裂缝较少。

因此，微粒对于裂缝的作用，应该还是以扩张微裂缝、扩大基质产能为主。

②含水上升曲线分析

如果以纵向上深度充填裂缝降低导流能力、抑制底水作用为主，纵向上在储层深部形成一个相对均匀低渗体（图10），A45H 井含水率不会从20%快速上升至60%（图11），而是较稳定上升。底水通过高渗带锥进，到达近井地带后，“树根效应”会有一定抑制作用（抑制程度取决于充填颗粒后的渗流能力），还是存在快速上水可能性。

图10 底水锥进示意图Fig.10 Bottom water coning

图11 累产油与测试含水率关系图Fig.11 Test water cut versus cumulative oil

（3）裂缝导流能力计算

采用缝流及渗流原理公式，对充填前后的流量进行计算，充填前为微裂缝适合缝流计算，过饱和充填使裂缝扩张且被微粒充填后适合渗流计算。缝流流速计算公式为

渗流流速计算公式为

式中：Q1--缝流流速，m3/s；Q2--渗流流速，m3/s；l--端口长度，m；b--缝宽，m；L--缝高，m；p--压力，MPa；μ--黏度，mPa·s。

参数设定：端口长度为20 m，缝高为40 m，压差为1 MPa，流体（地层水）黏度为0.47 mPa·s，颗粒渗透率为80 000 mD，基质渗透率为200 mD，缝宽为0.01～1.00 mm，开展流量计算。如表2 所示，天然裂缝宽度为0.05 mm，缝流流量为0.96 m3/d；充填微粒后裂缝扩张，宽度1～5 mm，渗流流量为7.35～36.77 m3/d。裂缝扩张充填后导流能力不但未降低，反而有所增加。

表2 流量计算表格Tab.2 Flow rate calculation table

（4）充填作业曲线特征分析

A45H 及C34H 井均实现了过饱和充填，假如地层发育天然较大裂缝，同等排量时，后期低压充填时，出现压力不变、甚至下降，颗粒可以源源不断进入地层，说明地层吸液能力与注入量持平，但早期注入压力持续上升，地层吸液能力小于注入量（图12）。因此，颗粒进入天然裂缝不是主导因素，可能有一定程度进入天然裂缝，但也并非主导因素。

图12 A45H 井微粒过饱和充填曲线图Fig.12 Over-saturated particles pack-off process of Well A45H

2.2 作用效果拟合及表征

2.2.1 油藏工程法

假定井筒为裸眼水平井生产，参考邻井给定特定液量、油量及生产压差。

在此基础上，先假设3 段含水且采液指数高的优势通道段，优势通道段贡献98%含水和其他段为低含水进行分段配产，计算比采水指数及比采油指数。

结合单根ICD 筛管过流量与压降关系，计算优势通道段和低含水段米采液指数，回算在ICD 筛管作用下、环空微粒作用下及环空微粒组合ICD 筛管共同作用下3 种情况对比裸眼完井方式的采液指数，分析控水强度及产能限制情况（图13）。

图13 环空微粒与ICD 作用产能劈分示意图Fig.13 Production separation of different mechanisms

该方法采用比采油指数与比采水指数作为固定值，采用油藏工程方法模拟不同完井方式对于压差限制作用，还原裸眼、ICD 筛管、微粒及微粒组合ICD筛管的作用机理。采用该比采油指数模拟方法，计算低含水期及中高含水期各完井方式控水强度及采液指数抑制情况。结果显示目标井低含水期中ICD 筛管孔眼作用较小，基本依靠初期过饱和充填微裂缝扩张，高含水期下ICD 筛管控水相对增大，环空微粒作用增大，微裂缝扩张也有一定作用。对比实际生产动态来看，采液指数与实际相较吻合，趋势一致。模拟出C34H 井ICD 筛管孔眼作用较小，ICD 筛管控水降低含水8%，环空微粒降低含水30%，整体降低含水42%。A45H 井ICD 筛管控水降低含水2%，环空微粒降低含水19%，整体降低含水30%（表3、表4）。

表3 “微粒充填+ICD 筛管”不同含水时期作用效果劈分表（C34H 井低含水期）Tab.3 “Particles+ICD screen” production separation of different water cut period(Production of low water cut period of Well C34H)

表4 “微粒充填+ICD 筛管”不同含水时期作用效果劈分表（A45H 井中高含水期）Tab.4 “Particles+ICD screen” production separation of different water cut period(Production of mid-high water cut period of Well A45H)

2.2.2 数值表征法

针对2.1 节提到的三重作用机理，采用数值模拟方法进行研究。

由于数模中并无相应的方法，因此，需要寻求等效拟合方法。

（1）井筒中ICD 筛管+微粒。采用Petrel RE 软件，模拟ICD 筛管，并在每两个ICD 筛管之间加封隔器，来模型微粒的“连续”封隔作用，阻挡轴向窜流（图14）。

图14 ICD 筛管数值模拟Fig.14 ICD screen Numerical Simulation

（2）堵水作用。颗粒充填一定程度进入近井地带天然裂缝，起到一定程度的堵水作用。对模型中近井地带的裂缝渗透率进行适当降低，降低幅度参考实际生产井的拟合情况。

（3）储层改造作用。高压扩张微裂缝，产生“树根效应”，沟通更多基质。模型对近井地带用多条高渗带来等效裂缝扩张，即扩大渗透率，来增大基质贡献。

由于裂缝尺寸远小于网格尺寸，需要对井周围网格进行LGR（局部网格加密）来精细模拟裂缝。

3 矿场应用情况

3.1 实施情况

A45H 井位于流花油藏T 井区，为一口水平井，水平段长度740 m。在微粒充填之前，首先需要进行清水注入实验。

实验显示，当地面注入压力高于8.0 MPa 时，稳定注入流量下存在明显的波动，与地漏实验对比后确定该压力为地层破裂的临界压力，作为颗粒充填的起始压力。

该井水平段平均实测井径0.165 m，控水筛管外径为0.120 m，需要充填的井筒环空体积为9.67 m3，充填压差高于地层破裂压差5.5 MPa。充填初期采用1 200 L/min 的高流量注入，地面注入压力逐渐上升，扩大近井地带优势渗流通道孔径，细粒高分子颗粒（直径0.225～0.450 mm）进入大孔隙和优势渗流通道，有效均衡近井地带的孔隙度和渗透率。充填中后期逐渐降低充填压力，增大加砂比，保证水平井段环空的有效充填，减少水平井段的横向窜流。

根据微粒实际充填量与环空容积计算得到充填到近井地带地层裂缝的微粒体积为12.93 m3，水平段井径为0.165 m，水平段实钻长度为850.000 m，地层孔隙度为24.3%，根据试井资料确定水平段有效动用长度为实钻长度的35.9%，即为305.150 m，假定优势渗流通道占储层总孔隙度的比例为10%，计算得到充填颗粒进入地层深度约0.670 m，形成以水平井为圆心，直径1.500 m 的均质几何体。

几何体共充填22.60 m3，先高压充填微粒进入地层13.00 m3，后充填环空容积9.60 m3，采用8.000 mm 孔径ICD 筛管限液，最终施工曲线说明充填成功，充填率达到233.0%，达到了过饱和充填的效果。

C34H 井位于流花油藏T 井区，该井水平段长度为802.000 m，共充填35.20 m3，先高压充填微粒进入地层25.20 m3，后充填环空容积10.00 m3，采用8.000 mm 和6.000 mm 分段孔径ICD 筛管限液，最终施工曲线说明充填成功，充填率达到352.0%，达到了过饱和充填的效果。

A33H 井位于流花油藏M 井区，该井水平段长度为700.000 m，共充填48.50 m3，先高压充填微粒进入地层20.00 m3，后充填环空容积28.50 m3，采用8.000 mm 和6.000 mm 分段孔径ICD 筛管限液，最终施工曲线说明充填成功，充填率达到285.0%，达到了过饱和充填的效果。

3.2 应用效果

已实施的3 口调整井均采用微粒过饱和充填作业。由累产油与含水率关系（图15）可以看出，这3口井的含水率上升速度明显慢于邻井，说明该完井方式取得了明显的控水增产效果。

图15 开发效果对比图Fig.15 Water cut versus cumulative oil comparison

4 结论

（1）首次创造性提出“微粒过饱和充填”技术及其“控水、堵缝、储层改造”三重作用机理，并进行了作用机理的全面论证，并首次实现“微粒过饱和充填”技术合理数值模拟表征研究。

（2）首次在流花油藏成功实现3 口井“微粒过饱和充填”技术的应用，并取得很好的应用效果。

（3）首次成为流花油藏有显著增产效果的措施技术，为打破了流花裂缝性礁灰岩底水油藏开采瓶颈，对流花油藏后续滚动开发方案起到促进作用，为国内外水平井控堵水的难题提供了理论依据及技术支撑。