楊 喜，卓振州，史富全，于 深

渤海高含水油田高效完井技術(shù)應(yīng)用

楊 喜1，卓振州2，史富全2，于 深3

（1. 中國(guó)海洋石油有限公司天津分公司，天津 300452； 2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；3. 中海油能源物流有限公司，天津 300452）

渤海某注水開(kāi)發(fā)油田經(jīng)歷多年的開(kāi)發(fā)生產(chǎn)，進(jìn)入高含水采油階段，綜合含水達(dá)到71%，面臨儲(chǔ)層壓力虧空、油層水淹嚴(yán)重等問(wèn)題，剩余油的分布呈現(xiàn)局部富集的特點(diǎn)。在綜合調(diào)整階段，通過(guò)優(yōu)化加密井網(wǎng)，提高單井控制程度。在完井作業(yè)中采取儲(chǔ)層保護(hù)、優(yōu)化射孔參數(shù)、合理選擇負(fù)壓值、一趟多層礫石充填工藝等針對(duì)性技術(shù)措施，有效改善了水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，提高了采收率，為進(jìn)一步發(fā)掘高含水油田潛力、提高整體動(dòng)用程度的開(kāi)發(fā)工作提供借鑒和指導(dǎo)。

注水開(kāi)發(fā)；壓力虧空；水淹；高含水；采收率

油田開(kāi)發(fā)過(guò)程按含水率變化分為四個(gè)開(kāi)發(fā)階段[1]：即低含水階段（含水率≤20%）、中含水階段（20%＜含水率≤60%）、高含水階段（60%＜含水率≤90%）和特高含水階段（含水率＞90%）。我國(guó)大部分油藏屬于陸相沉積，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，油水黏度比高，低－中含水期生產(chǎn)時(shí)間短、含水上升快、采出程度低。含水大于60%的高含水期是重要的生產(chǎn)階段，約60%~70%的可采儲(chǔ)量要在此階段采出[2~4]。以渤海某高含水開(kāi)發(fā)油田為例，針對(duì)高含水油田開(kāi)發(fā)中面臨的問(wèn)題，結(jié)合高含水油田特點(diǎn)及實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，通過(guò)多學(xué)科、動(dòng)靜態(tài)結(jié)合的精細(xì)油藏描述認(rèn)識(shí)剩余油，井網(wǎng)、層系重組，更新、分層開(kāi)發(fā)及分層注水等措施完善注采關(guān)系；利用成熟及創(chuàng)新技術(shù)不斷改善開(kāi)發(fā)效果，提高老油田開(kāi)發(fā)效益。

1 油田基本概況

渤海某油田構(gòu)造為一北東－南西向展布的狹長(zhǎng)帶狀斷裂背斜，在構(gòu)造內(nèi)部，一條北西向斷層將構(gòu)造分割成主體區(qū)和東塊兩個(gè)部分，主體區(qū)內(nèi)部斷層不甚發(fā)育。油田由多個(gè)油氣藏復(fù)合而成，主要油藏類型為邊水層狀構(gòu)造油氣藏，存在多個(gè)油氣水系統(tǒng)。儲(chǔ)層巖性主要為中－細(xì)砂巖，儲(chǔ)集空間以粒間孔為主?？紫抖容^高，分布在26%~36%之間；滲透率中到高，滲透率分布在100×10-3~3 361.9×10-3μm2，平均滲透率為790.0×10-3μm2。油田原始?jí)毫μ荻葹?.07，為正常壓力系統(tǒng)。

油田已開(kāi)發(fā)生產(chǎn)多年，先后經(jīng)歷了無(wú)水采油階段、低含水采油階段、中含水采油階段和高含水采油階段，目前綜合含水70%以上，采出程度15.76%，根據(jù)地質(zhì)油藏研究，剩余油主要分布在油田構(gòu)造高部位及油田邊部井網(wǎng)不完善區(qū)，儲(chǔ)量動(dòng)用程度有待進(jìn)一步提高。

2 完井施工難點(diǎn)分析

2.1 儲(chǔ)層壓力衰竭

綜合調(diào)整油田原始?jí)毫μ荻葹?.07，為正常壓力系統(tǒng)，但已生產(chǎn)多年，目前地層壓力有所下降，根據(jù)靜壓測(cè)試結(jié)果（圖1），儲(chǔ)層壓力系數(shù)為0.79。對(duì)于壓力衰竭較大的區(qū)域，調(diào)整井作業(yè)需考慮防漏及壓力衰竭條件下的儲(chǔ)層保護(hù)。

圖1 綜合調(diào)整油田測(cè)壓數(shù)據(jù)

2.2 強(qiáng)水淹、高含水

圖2顯示平臺(tái)逐年開(kāi)發(fā)生產(chǎn)概況，表明油田開(kāi)發(fā)已進(jìn)入高含水采油階段，綜合含水71%，由于注采不平衡，井網(wǎng)不完善，從而導(dǎo)致多數(shù)層出現(xiàn)不同程度的水淹，加密井鉆遇油層中可能存在不同程度水淹。如何對(duì)強(qiáng)水淹層位采取有效的針對(duì)性措施、控制油井含水率上升，以防止前期生產(chǎn)過(guò)程中由于油井過(guò)早見(jiàn)水導(dǎo)致產(chǎn)能下降，這對(duì)完井作業(yè)提出了極高的要求和挑戰(zhàn)。

2.3 防砂精度高

構(gòu)成砂巖的各種大小不同顆粒含量通常用百分?jǐn)?shù)來(lái)表示，在累計(jì)分布曲線上，上升段直線越陡說(shuō)明巖石粒度組成越均勻，分選型越好。通過(guò)對(duì)油田儲(chǔ)層段地層砂粒度分析曲線（圖3）分析可知，該油田儲(chǔ)層段地層砂粒度分布不均，油田主力儲(chǔ)層?xùn)|營(yíng)組d50主要集中分布在60~150 μm范圍內(nèi)，以d50= 60 μm進(jìn)行設(shè)計(jì)，根據(jù)Saucier方法，計(jì)算油田充填防砂礫石尺寸為40~60目，優(yōu)質(zhì)篩管擋砂精度為60 μm。對(duì)于充填防砂作業(yè)，防砂精度越高，充填礫石尺寸越小，一趟多層防砂充填作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)越高。

3 完井技術(shù)措施及對(duì)策

3.1 井網(wǎng)完善

綜合調(diào)整油田整體進(jìn)入了高含水階段，綜合含水71%，采出程度15.76%。根據(jù)剩余油的分布呈現(xiàn)局部富集的特點(diǎn)，優(yōu)化加密井網(wǎng)，提高單井控制程度[2]。目前針對(duì)油藏剩余油相對(duì)富集的區(qū)塊小、類型分散且多樣的特點(diǎn)，宜采取不均勻加密鉆井的方式，新老井相結(jié)合，綜合考慮完善產(chǎn)層注采關(guān)系，調(diào)整平面注采關(guān)系，擴(kuò)大注水波及范圍，提高剩余油的采出程度。主體區(qū)內(nèi)部采用井間加密，增大主體區(qū)井網(wǎng)密度，降低單井井控儲(chǔ)量，以達(dá)到提高油田采油速度、深度挖掘井間剩余油的目的；邊部采用水平井完善邊部井網(wǎng)，提高整體動(dòng)用程度，以達(dá)到提高油田最終采收率、高效高速開(kāi)發(fā)油田的目的[5]。

3.2 儲(chǔ)層保護(hù)

設(shè)計(jì)階段應(yīng)充分考慮綜合調(diào)整油田已生產(chǎn)多年，地層壓力有所下降。對(duì)于壓力衰竭較大的區(qū)域，綜合調(diào)整井作業(yè)需考慮防漏及壓力衰竭條件下的儲(chǔ)層保護(hù)。

圖2 平臺(tái)逐年開(kāi)發(fā)生產(chǎn)概況

圖3 油田儲(chǔ)層段地層砂累計(jì)粒度分析曲線

完井液體系應(yīng)與鉆井液優(yōu)選作為一個(gè)整體考慮，完井液體系不僅要對(duì)儲(chǔ)層特性具有很好的適應(yīng)性和優(yōu)良的儲(chǔ)層保護(hù)效果。作業(yè)前期優(yōu)選工作液，經(jīng)過(guò)與鉆井液、地層巖心、地層原油的配伍性試驗(yàn)，優(yōu)選防水鎖隱形酸完井液體系，該體系與油田儲(chǔ)層所用鉆井液體系配伍性較好，不會(huì)與地層原油形成穩(wěn)定的乳狀液，該體系對(duì)地層具有較強(qiáng)的進(jìn)攻性，對(duì)碳酸鹽類不溶物具有較強(qiáng)的溶解性，能實(shí)現(xiàn)解除近井地帶的污染，相對(duì)于初期開(kāi)發(fā)階段的隱形酸完井液體系加大了隱形酸HTA用量，對(duì)儲(chǔ)層有一定的酸化、解堵效果。油田儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

施工過(guò)程中配置的工作液采用二級(jí)過(guò)濾（10 μm/ 2 μm）的過(guò)濾海水；由于儲(chǔ)層壓力虧空，為防止封堵材料對(duì)地層的傷害，地層靜態(tài)漏失量達(dá)到15 m3/h則考慮使用簡(jiǎn)易PRD（Protecting Reservoir Drill-in Fluid，無(wú)固相儲(chǔ)層保護(hù)鉆井液）進(jìn)行屏蔽暫堵，最大限度降低完井工作液對(duì)儲(chǔ)層的污染[6]。

3.3 射孔段優(yōu)選與射孔參數(shù)選擇

優(yōu)化射孔參數(shù)及射孔彈選型，保證穿深和孔徑滿足作業(yè)要求。由于目前油田單井含水已接近80%，加密井鉆遇油層中可能存在不同程度水淹，因此，新井完井作業(yè)時(shí)選擇避射高含水層，防止前期生產(chǎn)過(guò)早見(jiàn)水。射孔設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)見(jiàn)表2。

表2 射孔設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)

3.4 射孔負(fù)壓值選擇

從減小射孔孔道壓實(shí)程度和射孔液侵入地層，提高產(chǎn)能、降低表皮系數(shù)的角度出發(fā)，應(yīng)盡量選擇最大的負(fù)壓值，但過(guò)大的負(fù)壓值可能導(dǎo)致砂粒的移動(dòng)使井眼附近地區(qū)的滲透率下降。因此，負(fù)壓值的選擇要合理，既能把射孔碎屑及壓實(shí)層消除干凈，又不會(huì)破壞地層結(jié)構(gòu)。負(fù)壓放噴前后效果對(duì)比見(jiàn)圖4。

圖4 負(fù)壓放噴前后效果對(duì)比

根據(jù)《海上油氣田完井手冊(cè)》射孔負(fù)壓值計(jì)算方法[7]，致密地層和非致密地層最小負(fù)壓值：Pmin= 6.89×3.5 / K0.37；非致密地層的油層最大負(fù)壓值：Pmax= ( 3 600 - 20×ΔT ) ×6.89×10-3。其中，K為儲(chǔ)層滲透率，10-3μm2；ΔT為儲(chǔ)層聲波時(shí)差值，μs / ft。

渤海地區(qū)常用最佳負(fù)壓值計(jì)算：Prec= 0.8 Pmin+ 0.2 Pmax。考慮儲(chǔ)層壓力衰竭，優(yōu)化后最佳負(fù)壓值= 0.4×Pmin+ 0.6×Pmax。

為了保證充填防砂井的作業(yè)安全，鉆井時(shí)在套管浮鞋之上需至少預(yù)留70 m防砂口袋，根據(jù)油田完井作業(yè)時(shí)對(duì)各井射孔放噴負(fù)壓值與射孔后出砂情況統(tǒng)計(jì)分析（圖5），在施工設(shè)計(jì)階段適當(dāng)擴(kuò)大的負(fù)壓值，既能有效的清洗射孔孔道，清除鉆完井過(guò)程造成的儲(chǔ)層污染，又能降低由于負(fù)壓值過(guò)大地層大量出砂的風(fēng)險(xiǎn)，確保后續(xù)防砂作業(yè)的安全。

圖5 負(fù)壓值與出砂情況統(tǒng)計(jì)

3.5 防砂工藝的優(yōu)選

采用一趟多層礫石充填工藝，細(xì)分防砂段，在防砂隔層條件允許的（沒(méi)有底水或氣頂）情況下，依據(jù)循環(huán)測(cè)試和擠注測(cè)試的結(jié)果，選取剛好壓破地層的排量再附加2.65~5.3 L/s作為充填排量，控制環(huán)空返速不大于2.65 L/s，控制裂縫規(guī)模，控制裂縫高度不突破隔層段（防止溝通強(qiáng)水淹層、水層），裂縫長(zhǎng)度突破污染帶且有足夠的橫向延伸，保證足夠的縫寬，以制造近井地帶較高的導(dǎo)流能力?，F(xiàn)場(chǎng)根據(jù)測(cè)試結(jié)果優(yōu)化設(shè)計(jì)，進(jìn)行礫石充填作業(yè)參數(shù)為：平均砂比0.06 g/cm3，泵速1.3~0.64 m3/min，平均泵壓8.85 MPa，平均套壓7.77 MPa，環(huán)空返速0.08~0.25 m3/min，累計(jì)泵入40/60目陶粒2 580 kg后停止加砂，共頂替完井液13.63 m3后，排量0.64 m3/min時(shí)起脫砂壓力16.63 MPa，停泵，反循環(huán)沖砂。反循環(huán)沖砂結(jié)束，為了驗(yàn)證充填防砂的效果，需下放管柱至充填位置驗(yàn)防砂段充填系數(shù)：0.32 m3/min時(shí)泵壓7.59 MPa，對(duì)比循環(huán)測(cè)試和驗(yàn)充填時(shí)相同排量下的壓差，通過(guò)達(dá)西公式計(jì)算盲管外埋高3.17 m，凈射孔段充填系數(shù)為131 kg/m。充填作業(yè)施工曲線見(jiàn)圖6。

圖6 充填作業(yè)施工曲線

4 應(yīng)用效果及推廣應(yīng)用前景

4.1 應(yīng)用效果

通過(guò)充分認(rèn)識(shí)油藏地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)和應(yīng)用高效開(kāi)發(fā)技術(shù)，鉆完井作業(yè)效率提高20%左右，費(fèi)用節(jié)省11%，且油田初期實(shí)際投產(chǎn)效果良好（圖7），基本設(shè)計(jì)配產(chǎn)888 m3/d，投產(chǎn)初期日產(chǎn)原油1 068.24 m3/d，單井產(chǎn)量均達(dá)到或超過(guò)初期配產(chǎn)。

4.2 推廣應(yīng)用前景

目前我國(guó)的絕大部分油田經(jīng)歷了幾十年的開(kāi)發(fā)與調(diào)整已進(jìn)入注水開(kāi)發(fā)后期，多數(shù)油井含水率高達(dá)95%以上，面臨著油藏壓力衰竭、油層水淹嚴(yán)重、剩余油分布高度分散等問(wèn)題。針對(duì)高含水油田調(diào)整開(kāi)發(fā)的難度和特點(diǎn)，在完井作業(yè)過(guò)程中應(yīng)打破慣性思維制定合理的作業(yè)思路，在施工階段根據(jù)儲(chǔ)層特性采取有效的儲(chǔ)層保護(hù)措施、優(yōu)選射孔和防砂方案，在完井階段提前實(shí)現(xiàn)后續(xù)生產(chǎn)管理的控水措施，最大限度延長(zhǎng)油井壽命釋放油井產(chǎn)能。高效完井技術(shù)在渤海高含水油田的開(kāi)發(fā)實(shí)踐證明，在特高含水階段通過(guò)合理而有效的技術(shù)措施改善微觀驅(qū)油效果，提高水驅(qū)采收率仍有較大潛力。

圖7 油田投產(chǎn)效果評(píng)估報(bào)告

5 結(jié)論與建議油勘探與開(kāi)發(fā)，1995，22（5）：47-55.

[2]王秋語(yǔ).國(guó)外高含水砂巖油田提高水驅(qū)采收率技術(shù)進(jìn)展[J].巖性油氣藏，2012，24（3）：123-128.

[3]CIMIC M. Russian mature field redevelopment[R]. SPE102123，2006.

[4]宋春華，何賢科，景鳳江.海上高含水油田增產(chǎn)挖潛技術(shù)——以海上A油田為例[J].石油天然氣學(xué)報(bào)，2012，34（1）：123-127.

[5]于樂(lè)香.特高含水期油田的合理經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度研究[J].新疆石油地質(zhì)，2001，22（2）：142-143.

[6]胡志平.平湖油氣田的儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)[J].海洋石油，2003，23（增刊）：78-82.

[7]張鈞，余克讓.海上油氣田完井手冊(cè)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1998：311-312.

（1）在完井前期設(shè)計(jì)階段應(yīng)加強(qiáng)與油藏和開(kāi)發(fā)部門的溝通，優(yōu)化射孔數(shù)據(jù)，細(xì)分防砂段，優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)，便于注水井分層配注和采油井產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整。

（2）在射孔設(shè)計(jì)階段，應(yīng)從提高產(chǎn)能、降低表皮系數(shù)的角度出發(fā)，通過(guò)科學(xué)對(duì)比和計(jì)算適當(dāng)放大射孔放噴負(fù)壓值，既能有效的清洗射孔孔道、清除鉆完井過(guò)程造成的儲(chǔ)層污染，又能確保作業(yè)的安全性，最大限度釋放油井產(chǎn)能。

（3）在防砂施工階段，應(yīng)通過(guò)對(duì)方案和施工參數(shù)的優(yōu)選，保證充填防砂井的充填效果，有效改善近井地帶的滲流通道，在井筒與地層間建立良好的流通通道從而使油、氣層所受的損害最小。

（4）在鉆完井作業(yè)過(guò)程中應(yīng)采用儲(chǔ)層保護(hù)措施，完井作業(yè)結(jié)束后及時(shí)返排漏失的工作液，減小各種工作液對(duì)儲(chǔ)層的污染。

[1]韓大匡.深度開(kāi)發(fā)高含水油田提高采收率問(wèn)題的探討[J].石

Application of High Efficient Completion Technology in Bohai Oil Fields
with High Water Cut

YANG Xi1, ZHUO Zhenzhou2, SHI Fuquan2, YU Shen3
（1. Tianjin Branch of CNOOC (China) Co. Ltd. Tianjin 300452, China; 2. CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co., Tianjin 300452, China; 3. CNOOC Energy Technology & Services-Logistics Co., Tianjin 300452, China)

Through years of development and production， a waterflooded oilfield of Bohai has entered into the stage of high water cut oil production, with comprehensive water cut reached 71%, facing many serious problems such as reservoir pressure depletion and oil layer being water flooded. The remaining oil distribution became local enrichment. In comprehensive adjustment phase， by optimizing the well pattern, degree of single well control has been improved. During the completion operations, by means of reservoir protection, perforation parameters optimization, choice of reasonable negative pressure value, a trip to multi-layer gravel packing technology and other specific technical measures， the oilfield development effects and recovery by water flooding have been improved effectively， which provided reference and guidance for further exploring the potential of high water cut oilfield and improving the overall degree of development.

Waterflooding development； reservoir pressure depletion； water flooded reservoir； high water cut； oil recovery

1008-2336（2016）03-0088-05

TE257

A DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.03.088

2016-03-01；改回日期：2016-04-02

楊喜，男，1984年生，工程師，鉆完井總監(jiān)，2006年畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)機(jī)械設(shè)計(jì)制造及其自動(dòng)化專業(yè)，主要從事海洋石油鉆完井技術(shù)及鉆完井項(xiàng)目管理工作。E-mail：yangxi@cnooc.com.cn。