大數據分析順北油田SHB-X井試采產液量驟降原因

黃知娟 潘麗娟 路輝 鄭力會 李冬梅 海小祥

1.中國石化西北石油局石油工程技術研究院；2.中油國際(伊拉克)公司哈法亞項目生產部；3.中國石油大學(北京)石油工程學院

順北油田地處新疆沙雅縣境內，是2016年建成的平均儲層深度7 300 m以上的碳酸鹽巖油田。SHB-X井2015年12月開鉆，2016年 7月完鉆，完鉆井深8 049.50 m，垂深7 561.96 m，人工井底8 049.5 m，裸眼段長590.5 m，先期裸眼完井，完鉆層位奧陶系一間房組。

SHB-X井于2016年7月11日開始排液試采，希望通過小規模、短時間生產，了解油井生產動態和壓力遞減，為區塊后續開發提供基礎信息。先采用無油嘴開井排液，油壓迅速從13.1 MPa下降至0，累計排液109.5 m3后只出氣不出液，產液驟降；后分別采用?13.2 mm和?12.0 mm油嘴開井排液降低生產壓差，油壓仍迅速降為0，油嘴和油氣分離器堵塞。隨后關井整改，放噴流程時巖屑堵塞油管，被迫二次完井作業。

SHB-X井沒有儲層改造。井筒產量損失除了儲層內部敏感性因素可能造成產量下降外，外部因素只有鉆完井過程和生產過程2類因素。目前，大多數學者通過室內儲層敏感性實驗研究產量下降的原因或機理，獲得的結論是應力敏感［1-2］，也有學者認為水相圈閉、固相侵入、儲層水鎖等也會造成產量下降［3-5］。但是，都沒有現場數據支撐這些結論，也沒有綜合考慮內外因素的共同作用，單一因素所獲得的結果很難為現場開發制度提供適合的技術支撐。現場有人報道了輪古構造帶5 700 m油井試采過程中堵塞，推測可能是完井液在高溫下易固化、交聯，加重劑沉淀，導致下管柱遇阻或開泵困難，或者是產水導致產量降低利用油管氣舉作業得以解決［6-8］。盡管這些現場經驗沒有利用儀器、數學方法分析機理，但為研究順北SHB-X井產量驟降的原因以及提供對策提供了經驗。因此，研究順北SHBX井產量驟降的原因不僅解決此井、此油田的問題，而且豐富超深井碳酸鹽巖開發技術，對世界碳酸鹽巖油田開發具有科學價值和實際意義。

但是，碳酸鹽巖裂縫非均質性使得室內測試結果的可重復性差。即使是模擬外部因素也只能模擬溫度和有限的壓力，無法解釋現場更多因素。而數學方法在尋找諸多因素作用的結果時，有其考慮因素多、連續性好等優勢。因此，考慮利用數學方法結合現場實際數據來分析SHB-X井產量驟減的主控因素。

1 現場試采產能測試過程

2016年7月29日，電纜通井探底發現，油管6 807.9 m以下巖屑、蠟堵塞，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井二次試采，選用?6 mm小直徑油嘴開井，油壓快速降至1 MPa，產液含有黏稠物與砂粒，除砂器頻繁堵塞。隨后更換?8 mm油嘴加快排液，油壓緩慢恢復至15.2 MPa，產液量逐漸增加。后采用?8 mm、?7 mm、?6 mm、?5 mm油嘴控制產液速度，液性穩定，生產正常。

2 室內儲層傷害內外因素測試

猜測SHB-X井試采過程中出現的現象，是儲層流速敏感、鹽敏和鉆井流體不配伍所致。因此，室內利用滲透率儀開展SHB-X井產層一間房組速敏、鹽敏等儲層傷害內部因素評價；利用滲透率儀、濁度儀等評價鉆完井流體與儲層配伍性等外部因素。

2.1 室內儲層傷害內部因素測試

為測試儲層自身潛在的傷害類型和程度，依據儲層敏感性評價實驗方法，按照標準中的巖心準備和實驗方法、數據處理方法，用10 500 mg/L地層水分別用3枚一間房組天然巖心柱塞測試了臨界流速和傷害程度、鹽敏感性臨界礦化度和傷害程度。

2.2 室內儲層傷害外部因素測試

為了測試外來鉆完井流體對儲層的傷害程度，參照鉆井液完井液損害油層室內評價方法，評價了鉆完井流體傷害地層的儲層傷害程度、與原油的配伍性以及地層水的配伍性。鉆井流體對儲層有一定傷害，但沒有達到傷害到幾乎不產液程度。

(1)鉆完井流體儲層傷害評價。選取直徑同為?25 mm的無裂縫、縫寬0.5 mm天然裂縫和縫寬1.0 mm人工裂縫的3種巖心柱塞，先用8%KCl溶液模擬地層水測試巖樣滲透率，再用鉆井液反向驅替巖心柱塞2 h，最后用模擬地層水再次正向測量污染后滲透率，滲透率恢復值分別為74.69%、74.58%和66.84%。

(2)鉆井流體濾液與原油配伍性評價。按8∶2、7∶3、5∶5、3∶7、2∶8 混合鉆井液與原油，利用六速旋轉黏度計測量靜置20 min、攪拌20 min、靜置12 h、加溫90 ℃條件下的600 r/min的讀數。最大黏度為32 mPa · s。

(3)鉆井流體與地層水配伍性評價。按8∶2、7∶3、5∶5、3∶7、2∶8 混合鉆井液與地層水，攪拌 20 min，用濁度儀測試室溫條件下混合液的濁度分別為90、70、40、29、15 NTU。

3 現場測試/室內實驗結果綜合分析

室內實驗表明，SHB-X井一間房組中等偏強速敏、強鹽敏，鉆井液與原油易發生乳化而傷害儲層滲透率。但現場鉆完井過程、開發過程都控制在臨界速度以內。室內實驗結果無法提供足夠的證據，說明造成油井產量下降的主要原因。

3.1 速敏和水敏測試

碳酸鹽巖滲流通道非均質性使得單個柱塞傷害程度測試結果可重復性差，無法判定整個儲層的傷害因素。以流速為橫坐標，滲透率與原始滲透率比值為縱坐標，將3枚巖心柱塞的速敏實驗數據繪制成折線圖，并對3枚巖心柱塞的11個速度下的滲透率比值擬合，如圖1所示。

圖1 SHB-X井速敏測試結果Fig.1 Flow sensitivity test rusults of Well SHB-X

根據標準，滲透率下降20%為臨界流速值。從圖1中可以看出，1#、2#和8#巖心的臨界流速分別為28.00 m/d、87.24 m/d和32.27 m/d，臨界流速最大和最小相差67.8%，難以確定一間房組臨界流速。為了尋找接近地層的敏感程度，擬合3枚巖心柱塞實驗結果，得到SHB-X井流速敏感性擬合方程為y=0.005 1x2-1.238 9x+115.63，相關系數R2=0.597 2，置信度較低。利用產層厚度、孔隙度等數據，對28.00 m/d換算成實際產量后，臨界產量為198.86 t/d，高于SHB-X井實際產量161.00 t/d。說明工作制度沒有造成速敏傷害。

進一步分析7#、11#和15#共3枚巖心柱塞的鹽水敏感的礦化度降低實驗數據。以礦化度為橫坐標，滲透率與原始滲透率比值為縱坐標繪制成折線圖，然后擬合水敏實驗數據，如圖2所示。

圖2 SHB-X井水敏測試結果Fig.2 Water sensitivity test curve and its fitting curve of SHB-X well

從圖2可以得出，7#、11#和15#共3枚巖心柱塞的水敏損害率分別為41.47%、59.86%和52.00%，損害程度為中等偏弱、中等偏強和中等偏強，顯然不一致，得不到地層的同一敏感性。為了得到SHB-X井儲層整體水敏感損害程度，擬合3枚巖心柱塞實驗數據，得到水敏感性評價擬合方程為y=0.000 9x+52.826，相關系數R2=0.870 6。水敏感性傷害率為47.66%。水敏傷害程度中等偏弱。SHB-X井鉆井液礦化度為19 852 mg/L，盡管有所傷害，但也不能解釋地層產液驟停的原因。

再結合將7#、9#和10#3枚巖心柱塞的鹽水敏感礦化度升高實驗數據分析。以礦化度為橫坐標，滲透率比值為縱坐標繪制成折線圖，同樣對鹽敏實驗數據做擬合處理，如圖3所示。

從圖看出，按照20%滲透率損害率計算7#、9#和10#巖心柱塞的臨界礦化度為29 772 mg/L、60 333 mg/L和42 582 mg/L，不同巖心柱塞的臨界礦化度相差最大50.65%。不能做為鉆井液傷害評價結果。為了評價SHB-X井儲層整體的鹽敏感性，擬合鹽敏實驗數據，得到擬合方程為y=-10-8x2+0.002 1x+12.918，擬合相關系數為R2=0.838 4。儲層鹽敏臨界礦化度為39 297 mg/L，強鹽敏。SHB-X井鉆井液礦化度為19 852 mg/L，低于臨界礦化度，不會發生鹽敏損害。因此，也不能解釋該井產量大幅度下降的原因。雖然有人從力學的角度認為是二次作業改變了地層狀態，但無法解釋產液停止這個特殊現象［9］。

圖3 SHB-X井鹽敏測試結果Fig.3 Salt sensitivity test curve and its fitting curve of SHB-X well

3.2 鉆井液影響

鉆完井液傷害碳酸鹽巖儲層程度不高，外來流體與地下流體配伍性良好，不是儲層傷害的主控因素。利用滲透率儀測定的鉆井液對儲層傷害程度實驗數據，以巖心類型為橫坐標，滲透率比值為縱坐標繪制成柱狀圖，計算出滲透率比值分別為74.69%、74.58%和66.84%，如圖4所示。

圖4 鉆井液注入前后不同巖心柱塞水相滲透率Fig.4 Permeability of different cores before and after the injection of drilling fluid

從圖4可以看出，鉆井液傷害巖心柱塞后，巖心柱塞水相滲透率恢復值為66.84%～74.69%，且巖心柱塞裂縫越大，滲透率損害越嚴重，最大值為33.16%。現場鉆井過程中鉆井液失返性漏失，說明裂縫存有的鉆井液越多，對儲層產能影響越大。但是沒有達到驟停的程度。說明鉆井液漏失量和漏失性能是影響油井產量的因素，但不是主導因素。

考慮到鉆井液中的一些表面活性材料，可能會造成乳化現象，所以將不同比例鉆井流體濾液與原油混合，混合液的黏度大小如圖5所示。

圖5 鉆井液與原油不同體積比時混合液的黏度Fig.5 Mixture viscosity of drilling fluid and crude oil with different volume ratio

從圖5可看出，鉆井液濾液與原油混合后，靜置、攪拌、再靜置，混合液黏度逐漸增大，最大增加幅度達到45%；加溫90 ℃后，不同比例混合液黏度一致下降，表明鉆井液濾液可能乳化，但在溫度作用下黏度下降。隨混合液原油比例增大，混合液黏度先增加后減小，在混合比例為3∶7時，黏度達最大值32 mPa · s。現場鉆井液漏失地層后，在儲層滲流通道中與原油發生乳化，一方面乳狀液滴堵塞孔喉，降低了絕對滲透率；另一方面黏度增大，增加流動阻力，降低儲層相對滲透率。但地溫條件或者地下流動條件下，黏度為4 mPa · s對采油影響不大。

進一步考察鉆井流體濾液與地層水是否發生沉淀造成儲層傷害。利用濁度儀測量不同比例鉆井液濾液和地層水的混合液。以混合比例為橫坐標，濁度為縱坐標繪制柱狀圖，顯示不同混合比例下混合液的濁度分布，如圖6所示。從圖6可以看出，隨著鉆井液濾液與地層水混合比例增加，混合液濁度逐漸下降，最大降幅為88.89%，濁度平均分布在15 NTU至90 NTU之間，根據濁度測定標準，屬于中濁度。說明鉆井液濾液與地層水配伍性良好。

綜上所述，鉆井液漏失可能會造成原油乳化損害儲層滲流能力，但溫度會使乳化增黏作用大大降低。現場焐井后油井解堵，產量恢復，也說明鉆井液傷害并不是SHB-X井試采產液驟降的主要因素，需要進一步研究試采參數對產量變化的影響。

圖6 不同體積比鉆井液濾液與地層水混合液濁度Fig.6 Turbidity of drilling fluid filtrate and formation water with different volume ratio

3.3 數學分析方法

用數學方法分析現場數據發現地層流體自身的變化是儲層傷害的主要因素。室內測試只能測量單一因素和有限地層條件下產生的結果，無法對油井產能所有的影響因素做出整體評價。因此，尋找油井儲層產量下降的原因，轉移到用現場數據解決的思路上來。

此前，有人利用現場數據研究過應力敏感，也有人利用測井數據研究過碳酸鹽巖的地層參數，但都沒有利用現場數據研究油井產量主控因素［10-12］。因此，對SHB-X井現場測井、試井、采油等生產數據做無量綱化、相關合并、無數據尋找相似地層、殘缺數據補充及剔除等處理，消除人為干擾因素，依據最小二乘法使原始數據盡可能貼近真實函數，并對每個獨立參數實施權重分析，構建多重參數與求解因變量關系，分析試采工程參數影響試采產量程度。具體做法分4步。

(1)數據采集。搜集整理順北油田1井區7口生產井較為完整的地質參數、流體參數、試采參數等數據。區內7口井都生產了100 d以上，因此以100 d為基礎擬合。

(2)數據預處理。對采集到的數據無量綱化、相關合并，無數據的尋找相似地層處理、殘缺數據補充及剔除等，利用處理后的數據建立順北油田產液指數、產油指數為目標函數的所有與油井產量相關的100多個獨立自變量參數數學模型。選擇獨立參數是為了現場能針對性地采取措施。

(3)數學關系優化。通過計算機不斷“去掉”因素，尋找去掉后不影響自變量排序的數學方程。這種不去人為設置權重，計算機“一層一層”剝去不影響因素排序的因素，并從理論誤差最小化和相對誤差最小化約束方程的方法，稱為“剝繭尋根算法”［13］。它較好地利用現場地質、流體、作業參數，找到影響油井產量的數學模型。

(4)模型分析。模型中影響因素的系數越大，影響程度越高，在整個系數中所占的相對比例越大，主控因素即可獲得。根據系統的正負號，獲得對油井產量是激勵作用還是削弱作用。按照以上步驟獲得了順北油田1井區的整體產液指數模型如式(1)所示，產油指數模型如式(2)所示。

式中，Yf為產液指數，m3/d/MPa；Y0為產油指數，m3/d/MPa；X1為原油密度，g/cm3；X2為原油黏度，mPa · s；X3為鉆井液塑性黏度，mPa · s；X4為鉆井液密度，g/cm3；X5為產層深度，m；X6為生產層段長度，m；X7為地層壓力，MPa；X8為儲層溫度，℃；X9為井口油壓，MPa；X10為日產油量，t/d；X11為日產氣量，m3/d；X12為含水率，%。

擬合所得模型中參數的系數表征各參數對油井產量的影響程度，將12個影響參數的影響程度系數作圖，如圖7所示。從圖可以看出，含水率、井口油壓、日產油量作為產量直接正關聯參數，決定了油井產能，擬合相關系數大于0且遠高于其他因素。將其他負相關的因素放大，嵌入圖7中，可以明顯看到，在所有負相關的因素中，產層深度相關系數的絕對值最大，是所要尋找的儲層主控因素。儲層溫度、地層壓力、鉆井液塑性黏度與日產氣量相對于產層深度影響較小；而原油黏度、鉆井液密度和原油密度基本沒有可觀的影響。

綜合來看，產層深度是造成儲層傷害降低產量的主控因素。這是因為產層深度越大，在地溫梯度和壓力梯度一定的情況下，地層壓力、儲層溫度越高。采油過程中，井深越大，流動時能量的損失越大，溫度和壓力降低越大。地層壓力和儲層溫度變化則會影響流體密度和黏度等一系列參數的變化，特別是產液性質的變化，如結蠟、瀝青質析出，最終造成井筒產量減少，嚴重者堵塞，液體無法流動。氣體在管柱較小的孔眼中穿過，有所產出。可以這樣認為，產層深度是造成產量下降“連鎖反應”的第一環，它引起了后續的所有現象。因此，產層深度是油井產量降低的主控因素。

圖7 模型各影響參數影響程度系數Fig.7 The degree of influence of the parameters in the model

鉆井液性能變化可能造成油井產量下降，說明侵入地層的鉆井液損害儲層滲流能力，影響產量。不過，鉆井液對產量的影響，不會影響產量驟降，這也從鉆井液的權重低于生產壓差和儲層溫度可以看出。根據焦耳-湯姆遜效應［14］，在氣體通過節流閥(油嘴、封隔器等)的過程中，會產生壓力突變，繼而引起溫度的下降。地層溫度越高，流速越大，溫度下降越大，引發地層重質組分的析出，造成節流閥的堵塞。二次試采采用小油嘴開井，減小生產壓差，油壓穩定，產量恢復，說明生產壓差對產能影響明顯。此外，油管內原油與鉆井液混合物在井筒溫度急劇變化下，極易析出膠質瀝青質，形成膠狀物，從而堵塞井筒流動通道。從現場焐井解除油管堵塞也可證明儲層溫度變化對產量影響程度較大。因此，造成順北油田SHB-X井儲層傷害和產量下降機理可歸納為以下5點：

(1)鉆井流體濾液進入基質、鉆井流體進入裂縫后，在儲層中流體間發生不配伍損害，包括沉淀、乳化、部分堵塞以及黏土膨脹分散等，造成流動阻力加大，相對滲透率下降。

(2)放空、漏失完鉆后，鉆井液的鉆屑、加重材料、鉆井流體自身的處理劑、沉積在井筒和地層中的原油，完井后待采油這一靜止過程中形成了較強的膠體體系，又不能短期內降解，造成井筒內流動能力下降。

(3)開始測試后，啟動井筒內的流體需要一個緩慢的啟動過程，但操之過急，特別是油嘴不斷放大，井筒內的濁液在較高的流動速率下，帶動了井內的流體和固相“清洗”井筒，趨于堵塞。由于井筒內流體密度下降，還可能造成生產過程中裸眼完井井壁失穩。

(4)井筒內流體高速流動，瀝青、有機質和蠟以及鹽在溫度的作用下，形成晶核進而形成膠狀物，堵塞井筒流動通道。同時，地層無法產液但產氣可能替空油管，井筒內液柱壓力下降至坍塌壓力以下，整個裸眼都有可能掉塊。

(5)加大生產壓差，近井地帶滲流速度加快，不僅拖拽裂縫中的充填物，還加劇了原來流體間不配伍性如乳化加劇，堵塞加劇，造成供向井筒內的流體迅速減少直至中斷，產液中止。

由此可見，在井深不可改變的前提下，試采過程中儲層傷害焦點是3個位置的流體，井筒流體、近井流體、地層流體，特別是裸眼、漏失量大的情況下這些流體如何排出，避免采油初期的非主控因素加劇主控因素傷害產量的程度，是保證高產穩產的前提。緩緩地排出井筒流體，慢慢啟動近井流體，穩穩采出地層流體，成為關鍵措施。具體生產制度因為油井不同而不同。SHB-X井則要控制日產液指數在2.6 m3/(d · MPa)是比較合適的。

4 結論

(1)室內利用儲層敏感性實驗測試、配伍性測試等方法不能確定儲層傷害主控因素時，用數學方法發現，由于采油速度與溫度、壓力變化不配伍造成油井堵塞，進而產量驟停，為深層碳酸鹽巖開發提供了控制采油速度的依據。

(2)針對不同的油層應該采用不同的采油速度。這需要全面考慮井深、原油性質和作業時工作流體對井筒、近井地帶流體的影響。

(3)剝繭尋根算法為分析非均質性強或者沒有實驗條件的油氣井產量主控因素，提供了一種手段。但分析需要更多的現場生產數據，如何適用于數據有限的油田分析主控因素是未來的發展方向。