龚 宁 ，和鹏飞 ，袁则名 ，徐 涛 ，董平华

1.中海石油（中国）有限公司天津分公司海洋石油高效开发国家重点实验室 （天津 300459）

2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 （天津 300452）

渤海油田修井储层损害评价方法研究

龚 宁1，和鹏飞2，袁则名2，徐 涛1，董平华1

1.中海石油（中国）有限公司天津分公司海洋石油高效开发国家重点实验室 （天津 300459）

2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 （天津 300452）

渤海油田的开采已进入中后期，修井作业频繁，作业过程中修井液不可避免地会侵入地层，对储层造成不同程度的伤害，影响油井正常生产。修井过程中的储层损害长期以来没有得到足够重视，其对油井产能的影响也缺乏客观的评价认识。所以针对渤海油田修井现状，建立一套全面合理的储层损害评价体系很有必要。以渤海油田143井次修井作业前后生产数据为基础，从产油量、产液量、含水率、恢复期等多方面入手，计算等效减产指数，建立储层损害评价指标，划分储层损害类型，客观全面地评价修井作业的储层损害程度。同时为了更好地锁定易损害油井的类型特点，从施工工艺、生产情况、油藏条件3方面分析修井伤害影响因素，总结易损害油井规律。

修井；储层损害；产油；产液；含水率

修井作业是维护油井正常生产的重要措施，作业过程中由于修井液侵入地层，会对储层产生不同程度的损害[1]。渤海油田处于开发中后期，S36和N35等各大主力油田经过多年开采，地层压力亏空现象显现，储层胶结程度降低，更容易受到外来流体侵入危害[2-4]。同时由于投产时间较早，油井设备和管柱故障率升高，进入了修井作业高峰期，修井作业中的储层损害问题日趋重要[5-6]。渤海油田修井过程中的储层损害问题长期以来没有得到足够重视，急需对修井过程中的储层损害程度进行全面客观的评价和认识。

1 产量评价

统计了渤海油田143井次修井作业前后油井产油量、产液量的变化情况。为了排除更换大泵小泵、转注、酸化等措施对修井前后产量变化的影响，针对性地只统计常规检泵作业，可以更加客观地反应修井过程所造成的储层损害程度[7-8]。由于每口井日产量差别较大，累积生产时间不同，累计减产量相差较大，不利于井间对比，因此研究中提出了等效减产率RI的概念。

修井前90天总产量=（修井前3月累积产量/累积生产天数）×90。

修井后90天总产量=（修井后3月累积产量/累积生产天数）×90。

等效减产率RI=[（修井后90天总产量-修井前90天总产量）/修井前90天总产量]×100%。

等效减产率RI为无因次指数，如果修井后油井产油量或产液量降低，则-1

以S36油田为例，计算89井次常规检泵作业后产油减产指数、产液减产指数以及相应的减产量，部分结果见表1。

由表1可知，损害情况主要为3种：产油产液均受损、产油受损产液未受损、产油产液均未受损。产油损害程度普遍高于产液损害程度，最高可达-56.2%，下一步对3种情况的具体比例和损害程度进行研究。

由表2可知，修井后有74.8%的油井出现减产损害现象，说明减产损害现象比较普遍，同时单井平均产油减产率为-24.6%，平均产液减产率为-17.3%,说明损害程度较深。3种损害类型中，产油产液同时损害的比例最高，达到43.36%；产油损害产液未损害的比例次之，达到31.47%；而产液损害产油未损害的比例微乎其微，只有2.10%。这说明修井作业对储层的损害主要集中于损害绝对渗透率，同时有一定比例只损害了油相渗透率，绝对渗透率未受影响。所以在储层保护过程中要更倾向于优先保护储层绝对渗透率。

表1 绥中36油田修井前后产油产液减产情况表

表2 修井后产油产液伤害类型情况表

2 含水率评价

含水率是影响产油效率的重要指标，含水率上升会造成减产，严重时会导致油井关闭[9-10]。对S36油田89井次常规检泵作业前后油井产出含水率变化进行计算，分析修井伤害现状。由于各井情况不同，修井前后含水率有较大差异，为了更好地进行井间对照，提出等效含水率增长率概念。

等效含水率增长率=[（修井后3个月平均含水率-修井前3个月平均含水率）/修井前3个月平均含水率]×100%。

修井后有82%的油井存在含水率上升现象，含水率为正增长趋势，普遍升高，平均含水率增长率为24.7%，反应出油井储层的油相渗透率受到损害，这与修井过程中造成的水锁损害有很大关系。

修井作业后油井含水率上升可能只是暂时的，也可能是长期性的。部分油井的含水率会在一定恢复期内恢复到修井作业前的水平，造成的减产损失较小，而含水率永久性升高会造成长期减产损失，直至作业方采取增产措施。

由表3可知，89井次中含水率在3个月内恢复的比例为38.2%，未恢复的比例为61.8%，占多数。对3个月内含水率未恢复的井况进行分析发现，有8.48%的井在4个月内恢复，4.85%的井在5个月内恢复，11.76%的井在6～10个月内恢复，另有41.21%的井产生了永久性伤害，含水率长期未能恢复。这说明修井作业造成的含水率上升会对油井生产造成长期影响。

表3 修井后油井含水率恢复情况

3 易受损害油井特点

上文已经充分证明修井作业对储层造成了严重的伤害，引发减产、含水率上升等多方面损失。为了更具针对性地采取保护措施，需要得知哪些井在修井作业中更容易出现储层损害，从作业工艺、生产情况、油藏条件三方面影响因素进行了分析评价。

3.1 修井过程中压井作业对减产影响

修井过程中通常会进行洗压井作业，压井频率在95%以上，十分普遍。压井作业过程中由于修井液当量密度远大于地层流体当量密度，修井液会侵入储层，造成进井地带污染。分别对8井次修井作业压井和修井作业未压井前后减产指数进行计算，结果见表4。

表4 压井对修井减产损害影响表

由表4可知，存在压井情况的修井作业，减产指数多数大于零，减产现象明显。未压井的修井作业后，有减产现象的油井比例明显下降，低于压井作业，说明压井作业对储层造成了较为严重的伤害。可以考虑引进修井专业压力控制设备，实现无压井作业修井，从工艺上改进，减轻储层伤害。

3.2 前期生产含水率对减产影响

油井本身的采出含水率能够侧面反映储层岩石当前的亲水亲油性，与修井液对储层的水锁损害难易程度有一定相关性，对S36油田92井次修井前采出含水率及修井前后产油量变化进行统计。

前期生产含水率在0～20%区间内的井，修井后出现减产伤害的比例为79%；含水率在20%～40%区间内的井，修井后出现减产伤害的比例为77%；当含水率超过40%～60%时，修井作业后伤害的比例为67%；当含水率超过60%～80%时，修井作业后伤害的比例为69%；当含水率超过80%后，油井修井作业后出现减产现象的比例为100%。

综合比较，前期生产采出液含水率在40%～80%区间的油井，修井后出现减产伤害的比例相对较低；而含水率低于40%或高于80%的井出现减产伤害的比例相对较高，这主要是因为采出含水率较低的井多属于投产时间不长或储层性质较好的井，对于水锁或固相堵塞等损害承受力较低，一旦受到修井液污染，含水率会很快上升，造成减产幅度较大。而含水率大于80%的井经过长年开采或本身储层条件不佳，地层岩石胶结物大量流失，储层孔隙扩大，质地疏松，受修井侵害深度更深，减产比例更高。处于中间区域的油井受修井液影响较稳定，减产伤害比例较小。

3.3 油藏渗透率对减产影响

不同渗透率的油层，其修井伤害程度存在一定差异，分析了S36 C、D、F、E 4个平台19井次修井作业的产油产液变化与储层渗透率之间的关系。

由表5可知，随着渗透率的增高，产油减产比例和产液减产比例都有升高趋势，储层渗透率较高的油井在修井过程中产液和产油受损害的比例均要高于渗透率较低的油井，更加容易受到储层损害。这主要是由于储层渗透率越高，岩石的孔隙吼道越粗，更加有利于修井液侵入，造成固相堵塞、沉淀的概率更大，侵入深度也更深，损害程度更加严重。在现场作业过程中应对渗透率较高的油井加强储层保护，减轻油井生产损害程度。

实际生产作业过程中，存在压井作业、前期采出液含水率较高、油藏渗透率较高的井出现储层损害的几率更大，对于这部分井要针对性地制定储层保护方案，提高重视程度，提前筛选，重点攻关。

表5 S36油田储层渗透率与减产损害情况关系表

4 结论

1）渤海地区修井储层损害问题突出，油井在修井作业后减产现象普遍，修井作业后产油伤害比例70%以上，产液伤害比例40%以上，单井平均产油减产率-24.6%，平均产油减产率-17.3%，损害程度较深。

2）修井作业后含水率方面出现上升趋势，含水率受损现象普遍，单井平均含水率增长率为-24.7%,含水率受损程度较深。38.2%的油井含水率在修井后3个月恢复期内恢复，20.6%的油井在4～10个月之内得到恢复，41.2%的油井长期无法恢复，证明修井作业造成的含水率上升会对油井产能造成长期影响。

3）实际修井作业过程中，存在压井作业、前期采出液含水率较高、油藏渗透率较高等特点的油井出现储层损害的几率更大，对于该部分油井要针对性地制定储层保护方案，提高重视程度，提前筛选，重点攻关。

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Bohai oilfield has been in the middle and late stage of exploitation,and the workover operation is frequent.During the operation,the workover fluid intruded into the formation and caused different damage to the reservoir,thus it affects the normal production of oil wells.For a long time,the reservoir damage of workover operation has not been paid enough attention to,and the influence of reservoir damage on oil well productivity has not been evaluated objectively.For this reason,a workover operation reservoir damage evaluation system is established for Bohai Oilfield.Based on the production data of 143 oil wells in Bohai oilfield before and after workover operation,including oil production,liquid production,water cut and recovery stage,etc.,their equivalent yield decline index were calculated,the reservoir damage evaluation indexes were established,the types of reservoir damage were divided,and a comprehensive and objective evaluation of the damage degree of the oil wells caused by workover operations was made.At the same time,in order to identify the types of oil wells which are easy to damage,the influence factors of workover damage are analyzed from 3 aspects of construction technology,production conditions and reservoir conditions,and the types of damage wells are summarized.

workover;reservoir damage;oil production;fluid production;water content

“十三五”国家重大科技专项“渤海油田高效开发示范工程”（编号：2016ZX05058）。

龚 宁（1983-），男，工程师，主要从事海上油气井完井射孔、防砂工艺技术研究与设计工作。

尉立岗

2017-05-13