大数据分析顺北油田SHB-X井试采产液量骤降原因

2019-09-25黄知娟潘丽娟路辉郑力会李冬梅海小祥

石油钻采工艺 2019年3期

黄知娟潘丽娟路辉郑力会李冬梅海小祥

1.中国石化西北石油局石油工程技术研究院；2.中油国际(伊拉克)公司哈法亚项目生产部；3.中国石油大学(北京)石油工程学院

顺北油田地处新疆沙雅县境内，是2016年建成的平均储层深度7 300 m以上的碳酸盐岩油田。SHB-X井2015年12月开钻，2016年 7月完钻，完钻井深8 049.50 m，垂深7 561.96 m，人工井底8 049.5 m，裸眼段长590.5 m，先期裸眼完井，完钻层位奥陶系一间房组。

SHB-X井于2016年7月11日开始排液试采，希望通过小规模、短时间生产，了解油井生产动态和压力递减，为区块后续开发提供基础信息。先采用无油嘴开井排液，油压迅速从13.1 MPa下降至0，累计排液109.5 m3后只出气不出液，产液骤降；后分别采用Ø13.2 mm和Ø12.0 mm油嘴开井排液降低生产压差，油压仍迅速降为0，油嘴和油气分离器堵塞。随后关井整改，放喷流程时岩屑堵塞油管，被迫二次完井作业。

SHB-X井没有储层改造。井筒产量损失除了储层内部敏感性因素可能造成产量下降外，外部因素只有钻完井过程和生产过程2类因素。目前，大多数学者通过室内储层敏感性实验研究产量下降的原因或机理，获得的结论是应力敏感［1-2］，也有学者认为水相圈闭、固相侵入、储层水锁等也会造成产量下降［3-5］。但是，都没有现场数据支撑这些结论，也没有综合考虑内外因素的共同作用，单一因素所获得的结果很难为现场开发制度提供适合的技术支撑。现场有人报道了轮古构造带5 700 m油井试采过程中堵塞，推测可能是完井液在高温下易固化、交联，加重剂沉淀，导致下管柱遇阻或开泵困难，或者是产水导致产量降低利用油管气举作业得以解决［6-8］。尽管这些现场经验没有利用仪器、数学方法分析机理，但为研究顺北SHB-X井产量骤降的原因以及提供对策提供了经验。因此，研究顺北SHBX井产量骤降的原因不仅解决此井、此油田的问题，而且丰富超深井碳酸盐岩开发技术，对世界碳酸盐岩油田开发具有科学价值和实际意义。

但是，碳酸盐岩裂缝非均质性使得室内测试结果的可重复性差。即使是模拟外部因素也只能模拟温度和有限的压力，无法解释现场更多因素。而数学方法在寻找诸多因素作用的结果时，有其考虑因素多、连续性好等优势。因此，考虑利用数学方法结合现场实际数据来分析SHB-X井产量骤减的主控因素。

1 现场试采产能测试过程

2016年7月29日，电缆通井探底发现，油管6 807.9 m以下岩屑、蜡堵塞，提甩管柱解堵不成功。后SHB-X井焐井后提甩管柱，解堵成功。2016年8月6日SHB-X井二次试采，选用Ø6 mm小直径油嘴开井，油压快速降至1 MPa，产液含有黏稠物与砂粒，除砂器频繁堵塞。随后更换Ø8 mm油嘴加快排液，油压缓慢恢复至15.2 MPa，产液量逐渐增加。后采用Ø8 mm、Ø7 mm、Ø6 mm、Ø5 mm油嘴控制产液速度，液性稳定，生产正常。

2 室内储层伤害内外因素测试

猜测SHB-X井试采过程中出现的现象，是储层流速敏感、盐敏和钻井流体不配伍所致。因此，室内利用渗透率仪开展SHB-X井产层一间房组速敏、盐敏等储层伤害内部因素评价；利用渗透率仪、浊度仪等评价钻完井流体与储层配伍性等外部因素。

2.1 室内储层伤害内部因素测试

为测试储层自身潜在的伤害类型和程度，依据储层敏感性评价实验方法，按照标准中的岩心准备和实验方法、数据处理方法，用10 500 mg/L地层水分别用3枚一间房组天然岩心柱塞测试了临界流速和伤害程度、盐敏感性临界矿化度和伤害程度。

2.2 室内储层伤害外部因素测试

为了测试外来钻完井流体对储层的伤害程度，参照钻井液完井液损害油层室内评价方法，评价了钻完井流体伤害地层的储层伤害程度、与原油的配伍性以及地层水的配伍性。钻井流体对储层有一定伤害，但没有达到伤害到几乎不产液程度。

(1)钻完井流体储层伤害评价。选取直径同为Ø25 mm的无裂缝、缝宽0.5 mm天然裂缝和缝宽1.0 mm人工裂缝的3种岩心柱塞，先用8%KCl溶液模拟地层水测试岩样渗透率，再用钻井液反向驱替岩心柱塞2 h，最后用模拟地层水再次正向测量污染后渗透率，渗透率恢复值分别为74.69%、74.58%和66.84%。

(2)钻井流体滤液与原油配伍性评价。按8∶2、7∶3、5∶5、3∶7、2∶8 混合钻井液与原油，利用六速旋转黏度计测量静置20 min、搅拌20 min、静置12 h、加温90 ℃条件下的600 r/min的读数。最大黏度为32 mPa · s。

(3)钻井流体与地层水配伍性评价。按8∶2、7∶3、5∶5、3∶7、2∶8 混合钻井液与地层水，搅拌 20 min，用浊度仪测试室温条件下混合液的浊度分别为90、70、40、29、15 NTU。

3 现场测试/室内实验结果综合分析

室内实验表明，SHB-X井一间房组中等偏强速敏、强盐敏，钻井液与原油易发生乳化而伤害储层渗透率。但现场钻完井过程、开发过程都控制在临界速度以内。室内实验结果无法提供足够的证据，说明造成油井产量下降的主要原因。

3.1 速敏和水敏测试

碳酸盐岩渗流通道非均质性使得单个柱塞伤害程度测试结果可重复性差，无法判定整个储层的伤害因素。以流速为横坐标，渗透率与原始渗透率比值为纵坐标，将3枚岩心柱塞的速敏实验数据绘制成折线图，并对3枚岩心柱塞的11个速度下的渗透率比值拟合，如图1所示。

图1 SHB-X井速敏测试结果Fig.1 Flow sensitivity test rusults of Well SHB-X

根据标准，渗透率下降20%为临界流速值。从图1中可以看出，1#、2#和8#岩心的临界流速分别为28.00 m/d、87.24 m/d和32.27 m/d，临界流速最大和最小相差67.8%，难以确定一间房组临界流速。为了寻找接近地层的敏感程度，拟合3枚岩心柱塞实验结果，得到SHB-X井流速敏感性拟合方程为y=0.005 1x2-1.238 9x+115.63，相关系数R2=0.597 2，置信度较低。利用产层厚度、孔隙度等数据，对28.00 m/d换算成实际产量后，临界产量为198.86 t/d，高于SHB-X井实际产量161.00 t/d。说明工作制度没有造成速敏伤害。

进一步分析7#、11#和15#共3枚岩心柱塞的盐水敏感的矿化度降低实验数据。以矿化度为横坐标，渗透率与原始渗透率比值为纵坐标绘制成折线图，然后拟合水敏实验数据，如图2所示。

图2 SHB-X井水敏测试结果Fig.2 Water sensitivity test curve and its fitting curve of SHB-X well

从图2可以得出，7#、11#和15#共3枚岩心柱塞的水敏损害率分别为41.47%、59.86%和52.00%，损害程度为中等偏弱、中等偏强和中等偏强，显然不一致，得不到地层的同一敏感性。为了得到SHB-X井储层整体水敏感损害程度，拟合3枚岩心柱塞实验数据，得到水敏感性评价拟合方程为y=0.000 9x+52.826，相关系数R2=0.870 6。水敏感性伤害率为47.66%。水敏伤害程度中等偏弱。SHB-X井钻井液矿化度为19 852 mg/L，尽管有所伤害，但也不能解释地层产液骤停的原因。

再结合将7#、9#和10#3枚岩心柱塞的盐水敏感矿化度升高实验数据分析。以矿化度为横坐标，渗透率比值为纵坐标绘制成折线图，同样对盐敏实验数据做拟合处理，如图3所示。

从图看出，按照20%渗透率损害率计算7#、9#和10#岩心柱塞的临界矿化度为29 772 mg/L、60 333 mg/L和42 582 mg/L，不同岩心柱塞的临界矿化度相差最大50.65%。不能做为钻井液伤害评价结果。为了评价SHB-X井储层整体的盐敏感性，拟合盐敏实验数据，得到拟合方程为y=-10-8x2+0.002 1x+12.918，拟合相关系数为R2=0.838 4。储层盐敏临界矿化度为39 297 mg/L，强盐敏。SHB-X井钻井液矿化度为19 852 mg/L，低于临界矿化度，不会发生盐敏损害。因此，也不能解释该井产量大幅度下降的原因。虽然有人从力学的角度认为是二次作业改变了地层状态，但无法解释产液停止这个特殊现象［9］。

图3 SHB-X井盐敏测试结果Fig.3 Salt sensitivity test curve and its fitting curve of SHB-X well

3.2 钻井液影响

钻完井液伤害碳酸盐岩储层程度不高，外来流体与地下流体配伍性良好，不是储层伤害的主控因素。利用渗透率仪测定的钻井液对储层伤害程度实验数据，以岩心类型为横坐标，渗透率比值为纵坐标绘制成柱状图，计算出渗透率比值分别为74.69%、74.58%和66.84%，如图4所示。

图4 钻井液注入前后不同岩心柱塞水相渗透率Fig.4 Permeability of different cores before and after the injection of drilling fluid

从图4可以看出，钻井液伤害岩心柱塞后，岩心柱塞水相渗透率恢复值为66.84%～74.69%，且岩心柱塞裂缝越大，渗透率损害越严重，最大值为33.16%。现场钻井过程中钻井液失返性漏失，说明裂缝存有的钻井液越多，对储层产能影响越大。但是没有达到骤停的程度。说明钻井液漏失量和漏失性能是影响油井产量的因素，但不是主导因素。

考虑到钻井液中的一些表面活性材料，可能会造成乳化现象，所以将不同比例钻井流体滤液与原油混合，混合液的黏度大小如图5所示。

图5 钻井液与原油不同体积比时混合液的黏度Fig.5 Mixture viscosity of drilling fluid and crude oil with different volume ratio

从图5可看出，钻井液滤液与原油混合后，静置、搅拌、再静置，混合液黏度逐渐增大，最大增加幅度达到45%；加温90 ℃后，不同比例混合液黏度一致下降，表明钻井液滤液可能乳化，但在温度作用下黏度下降。随混合液原油比例增大，混合液黏度先增加后减小，在混合比例为3∶7时，黏度达最大值32 mPa · s。现场钻井液漏失地层后，在储层渗流通道中与原油发生乳化，一方面乳状液滴堵塞孔喉，降低了绝对渗透率；另一方面黏度增大，增加流动阻力，降低储层相对渗透率。但地温条件或者地下流动条件下，黏度为4 mPa · s对采油影响不大。

进一步考察钻井流体滤液与地层水是否发生沉淀造成储层伤害。利用浊度仪测量不同比例钻井液滤液和地层水的混合液。以混合比例为横坐标，浊度为纵坐标绘制柱状图，显示不同混合比例下混合液的浊度分布，如图6所示。从图6可以看出，随着钻井液滤液与地层水混合比例增加，混合液浊度逐渐下降，最大降幅为88.89%，浊度平均分布在15 NTU至90 NTU之间，根据浊度测定标准，属于中浊度。说明钻井液滤液与地层水配伍性良好。

综上所述，钻井液漏失可能会造成原油乳化损害储层渗流能力，但温度会使乳化增黏作用大大降低。现场焐井后油井解堵，产量恢复，也说明钻井液伤害并不是SHB-X井试采产液骤降的主要因素，需要进一步研究试采参数对产量变化的影响。

图6 不同体积比钻井液滤液与地层水混合液浊度Fig.6 Turbidity of drilling fluid filtrate and formation water with different volume ratio

3.3 数学分析方法

用数学方法分析现场数据发现地层流体自身的变化是储层伤害的主要因素。室内测试只能测量单一因素和有限地层条件下产生的结果，无法对油井产能所有的影响因素做出整体评价。因此，寻找油井储层产量下降的原因，转移到用现场数据解决的思路上来。

此前，有人利用现场数据研究过应力敏感，也有人利用测井数据研究过碳酸盐岩的地层参数，但都没有利用现场数据研究油井产量主控因素［10-12］。因此，对SHB-X井现场测井、试井、采油等生产数据做无量纲化、相关合并、无数据寻找相似地层、残缺数据补充及剔除等处理，消除人为干扰因素，依据最小二乘法使原始数据尽可能贴近真实函数，并对每个独立参数实施权重分析，构建多重参数与求解因变量关系，分析试采工程参数影响试采产量程度。具体做法分4步。

(1)数据采集。搜集整理顺北油田1井区7口生产井较为完整的地质参数、流体参数、试采参数等数据。区内7口井都生产了100 d以上，因此以100 d为基础拟合。

(2)数据预处理。对采集到的数据无量纲化、相关合并，无数据的寻找相似地层处理、残缺数据补充及剔除等，利用处理后的数据建立顺北油田产液指数、产油指数为目标函数的所有与油井产量相关的100多个独立自变量参数数学模型。选择独立参数是为了现场能针对性地采取措施。

(3)数学关系优化。通过计算机不断“去掉”因素，寻找去掉后不影响自变量排序的数学方程。这种不去人为设置权重，计算机“一层一层”剥去不影响因素排序的因素，并从理论误差最小化和相对误差最小化约束方程的方法，称为“剥茧寻根算法”［13］。它较好地利用现场地质、流体、作业参数，找到影响油井产量的数学模型。

(4)模型分析。模型中影响因素的系数越大，影响程度越高，在整个系数中所占的相对比例越大，主控因素即可获得。根据系统的正负号，获得对油井产量是激励作用还是削弱作用。按照以上步骤获得了顺北油田1井区的整体产液指数模型如式(1)所示，产油指数模型如式(2)所示。

式中，Yf为产液指数，m3/d/MPa；Y0为产油指数，m3/d/MPa；X1为原油密度，g/cm3；X2为原油黏度，mPa · s；X3为钻井液塑性黏度，mPa · s；X4为钻井液密度，g/cm3；X5为产层深度，m；X6为生产层段长度，m；X7为地层压力，MPa；X8为储层温度，℃；X9为井口油压，MPa；X10为日产油量，t/d；X11为日产气量，m3/d；X12为含水率，%。

拟合所得模型中参数的系数表征各参数对油井产量的影响程度，将12个影响参数的影响程度系数作图，如图7所示。从图可以看出，含水率、井口油压、日产油量作为产量直接正关联参数，决定了油井产能，拟合相关系数大于0且远高于其他因素。将其他负相关的因素放大，嵌入图7中，可以明显看到，在所有负相关的因素中，产层深度相关系数的绝对值最大，是所要寻找的储层主控因素。储层温度、地层压力、钻井液塑性黏度与日产气量相对于产层深度影响较小；而原油黏度、钻井液密度和原油密度基本没有可观的影响。

综合来看，产层深度是造成储层伤害降低产量的主控因素。这是因为产层深度越大，在地温梯度和压力梯度一定的情况下，地层压力、储层温度越高。采油过程中，井深越大，流动时能量的损失越大，温度和压力降低越大。地层压力和储层温度变化则会影响流体密度和黏度等一系列参数的变化，特别是产液性质的变化，如结蜡、沥青质析出，最终造成井筒产量减少，严重者堵塞，液体无法流动。气体在管柱较小的孔眼中穿过，有所产出。可以这样认为，产层深度是造成产量下降“连锁反应”的第一环，它引起了后续的所有现象。因此，产层深度是油井产量降低的主控因素。

图7 模型各影响参数影响程度系数Fig.7 The degree of influence of the parameters in the model

钻井液性能变化可能造成油井产量下降，说明侵入地层的钻井液损害储层渗流能力，影响产量。不过，钻井液对产量的影响，不会影响产量骤降，这也从钻井液的权重低于生产压差和储层温度可以看出。根据焦耳-汤姆逊效应［14］，在气体通过节流阀(油嘴、封隔器等)的过程中，会产生压力突变，继而引起温度的下降。地层温度越高，流速越大，温度下降越大，引发地层重质组分的析出，造成节流阀的堵塞。二次试采采用小油嘴开井，减小生产压差，油压稳定，产量恢复，说明生产压差对产能影响明显。此外，油管内原油与钻井液混合物在井筒温度急剧变化下，极易析出胶质沥青质，形成胶状物，从而堵塞井筒流动通道。从现场焐井解除油管堵塞也可证明储层温度变化对产量影响程度较大。因此，造成顺北油田SHB-X井储层伤害和产量下降机理可归纳为以下5点：

(1)钻井流体滤液进入基质、钻井流体进入裂缝后，在储层中流体间发生不配伍损害，包括沉淀、乳化、部分堵塞以及黏土膨胀分散等，造成流动阻力加大，相对渗透率下降。

(2)放空、漏失完钻后，钻井液的钻屑、加重材料、钻井流体自身的处理剂、沉积在井筒和地层中的原油，完井后待采油这一静止过程中形成了较强的胶体体系，又不能短期内降解，造成井筒内流动能力下降。

(3)开始测试后，启动井筒内的流体需要一个缓慢的启动过程，但操之过急，特别是油嘴不断放大，井筒内的浊液在较高的流动速率下，带动了井内的流体和固相“清洗”井筒，趋于堵塞。由于井筒内流体密度下降，还可能造成生产过程中裸眼完井井壁失稳。

(4)井筒内流体高速流动，沥青、有机质和蜡以及盐在温度的作用下，形成晶核进而形成胶状物，堵塞井筒流动通道。同时，地层无法产液但产气可能替空油管，井筒内液柱压力下降至坍塌压力以下，整个裸眼都有可能掉块。

(5)加大生产压差，近井地带渗流速度加快，不仅拖拽裂缝中的充填物，还加剧了原来流体间不配伍性如乳化加剧，堵塞加剧，造成供向井筒内的流体迅速减少直至中断，产液中止。

由此可见，在井深不可改变的前提下，试采过程中储层伤害焦点是3个位置的流体，井筒流体、近井流体、地层流体，特别是裸眼、漏失量大的情况下这些流体如何排出，避免采油初期的非主控因素加剧主控因素伤害产量的程度，是保证高产稳产的前提。缓缓地排出井筒流体，慢慢启动近井流体，稳稳采出地层流体，成为关键措施。具体生产制度因为油井不同而不同。SHB-X井则要控制日产液指数在2.6 m3/(d · MPa)是比较合适的。