蓬萊19-3油田礫石充填井生產(chǎn)影響因素及對策研究

鄭建軍

（中海石油（中國）有限公司蓬勃作業(yè)公司，天津 300459）

蓬萊19–3油田是中國近海海域迄今發(fā)現(xiàn)的最大油田，為多油水系統(tǒng)復雜的疏松砂巖油藏，在多層分段開采層段，完井方式以壓裂礫石充填+優(yōu)質(zhì)篩管防砂為主。目前油田礫石充填井有147口，近些年生產(chǎn)過程中，有液量遞減趨勢的油井78口，占礫石充填總井數(shù)的53%。

1 地質(zhì)特征影響因素

油田主要產(chǎn)層為明化鎮(zhèn)組下段和館陶組，巖性以細砂巖、中細砂巖和含礫中粗砂巖為主，屬中高孔、高滲透率儲層。油田儲層膠結程度差，填隙物以泥質(zhì)為主；黏土礦物為高嶺石、伊利石、蒙脫石、伊利/蒙脫石和綠泥石。

1.1 黏土礦物分析

蓬萊19–3油田主力油組L50、L70、L80、L120層位巖心實驗室全巖及黏土礦物分析顯示，L50油組黏土礦物平均含量為7.7%，L70和L80黏土平均含量為6.26%和6.28%，L120黏土礦物平均含量為8.2%，各儲層黏土礦物含量總體上相差不大，但黏土礦物含量分布不均，存在較大差異性。黏土礦物中高嶺石、伊利石、伊蒙混層、綠泥石和蒙脫石的含量分別為37.2%，22.5%，21.9%，10.9%和7.5%。從L10到L90層，隨深度增加，蒙脫石含量增加而伊利石降低；高嶺石含量在L70和L100較高，伊蒙混層在L60含量較高。

黏土礦物遇水有可塑性，多數(shù)有較強的吸附性和離子交換性等特點，在注水開發(fā)過程中對儲層敏感性和物性影響極大[1]。其中高嶺石和伊利石在速敏方面有潛在危害，在高速流體的流動沖擊作用下，分別會脫落和打碎，隨流體分散遷移后，堵塞孔隙從而損害儲層滲透率[2-6]。伊蒙混層產(chǎn)生的儲層傷害以膨脹為主，并且在高速流體中可產(chǎn)生微粒遷移，其膨脹程度取決于晶體結構中膨脹層所占的比例；即使膨脹層只占30%～40%，但當與淡水接觸時，其體積也可膨脹數(shù)倍；伊蒙混層傷害性主要表現(xiàn)為水敏，其次為速敏。綠泥石對儲層的最大潛在危害是酸敏，富含鐵的綠泥石在遇酸時會生成沉淀的酸敏礦物而堵塞喉道，可導致儲層遭受嚴重的損害[7-10]。以上黏土特性導致油田水驅(qū)開發(fā)時，很多井組能量充足條件下，油井產(chǎn)液量仍在下降。

1.2 速度敏感性實驗

速敏實驗執(zhí)行標準為SY/T 5358-2002《儲層敏感性流動實驗評價方法》[11]，實驗使用流體為模擬地層水和等黏度的模擬油（白油），利用儲層敏感性評價系統(tǒng)開展室內(nèi)巖心驅(qū)替實驗。

水速敏實驗測得臨界流速為1.0～2.0 mL/min，滲透率相對高的樣品速敏損害程度中等偏弱，滲透率相對低的樣品為弱速敏損害。對相同樣品的反向驅(qū)替實驗結果顯示，隨著驅(qū)替壓差快速上升，出口端流出物較少，說明反向后運移的微粒堵塞孔喉；壓力始終波動，說明微粒運移產(chǎn)生。油速敏實驗中測得臨界流速為0.8～1.5 mL/min，儲層速敏損害程度為弱–中等偏強。反向驅(qū)替實驗顯示，部分樣品驅(qū)替壓差經(jīng)過短暫的變化穩(wěn)定下來，可認為不存在微粒運移；部分樣品反向驅(qū)替后流動狀態(tài)始終不穩(wěn)，驅(qū)替壓力上下波動，可認為發(fā)生了微粒運移。

從油速敏及水速敏實驗分析來看，儲層存在不同程度的微粒運移，速敏損害程度為弱–中等偏強速敏。油田實際生產(chǎn)中速敏的影響廣泛存在。統(tǒng)計分析液量遞減井顯示，隨著生產(chǎn)壓差的增大，易出現(xiàn)液量遞減現(xiàn)象。78口液量遞減井中77.5%的液量遞減現(xiàn)象出現(xiàn)在壓差大于5 MPa的情況（圖1）。

圖1 液量遞減現(xiàn)象出現(xiàn)時生產(chǎn)壓差分布

油田各平臺液量遞減井占總油井數(shù)比例為：A平臺16.7%，B平臺36.6%，C平臺38.5%，D平臺45.0%，E平臺56.4%，M平臺71.4%。統(tǒng)計分析各平臺不同時間點的平均生產(chǎn)壓差（圖2），D/E/M平臺生產(chǎn)壓差一直處于較高水平，D/E/M較其他平臺液量更容易下降，證實了速敏影響的存在。

圖2 各平臺平均生產(chǎn)壓差統(tǒng)計

1.3 應力敏感性實驗

應力敏實驗結果表明，巖心的滲透率損害率平均值為 55.1%，儲層介于中等偏強和中等偏弱應力敏之間。測定完初始滲透率凈圍壓增加至5 MPa后，液測滲透率均有下降，存在明顯的臨界應力，其值為2.5 MPa（表1）。

實際生產(chǎn)中存在油井應力敏造成地層傷害的現(xiàn)象。以E13井為例（受水井E11支持），為優(yōu)化吸水剖面E11井，于2014年進行了分層調(diào)配，調(diào)配后主力層（L76-L82）吸水量大幅降低，從調(diào)配前的863 m3/d下降至97 m3/d。調(diào)配后受效井E13氣油比快速上升，出現(xiàn)明顯的注水不足特征。2015年初，針對該問題對水井E11分別實施了恢復分層調(diào)配前狀態(tài)以及針對性分酸，但均未能使E13產(chǎn)液量回升，注水驟降導致了應力敏感性損害。

表1 應力敏感性實驗結果

2 鉆完井工程影響因素

2.1 固井質(zhì)量

對蓬萊19-3油田油井統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，固井質(zhì)量好壞跟產(chǎn)液量能否穩(wěn)定具有一定相關性，固井質(zhì)量好的油井其液量更穩(wěn)定且不容易遞減，固井質(zhì)量較差油井會出現(xiàn)類似裸眼井遞減特征。分析認為，油井固井質(zhì)量差，砂巖段和泥巖段隔離較差，見水后泥巖黏土礦物會膨脹堵塞篩管，從而影響砂巖段產(chǎn)出，造成液量下降（圖3）。

圖3 70口礫石充填井固井質(zhì)量與運行情況統(tǒng)計

2.2 充填質(zhì)量

統(tǒng)計油田礫石充填井的充填系數(shù)和初期產(chǎn)液量發(fā)現(xiàn)，充填系數(shù)跟產(chǎn)液量相關性較好，液量較高且穩(wěn)定的油井平均充填系數(shù)為920 bl/ft，動態(tài)表現(xiàn)差的井平均充填系數(shù)為600 bl/ft。油田完井充填系數(shù)與初期比采液指數(shù)的圖版（圖4）表明，當充填系數(shù)大于800 bl/ft時，油井的比采液指數(shù)會更高。充填系數(shù)越低，篩管更易出現(xiàn)堵塞，從而造成液量遞減。

圖4 礫石充填完井充填系數(shù)與初期比采液指數(shù)關系

3 產(chǎn)出特征影響因素

3.1 產(chǎn)出液乳化

近井地帶油和水界面張力以及與巖石潤濕性之間的差異可能形成乳化水滴，增加油流黏度，降低油氣的有效流動能力[12-13]。不同油田出現(xiàn)乳化的含水率不同，蓬萊 19–3油田生產(chǎn)實踐中，含水率為40%～80%時易出現(xiàn)乳化現(xiàn)象。在相同含水率條件下，隨著生產(chǎn)壓差的提高，產(chǎn)液量增大到一定程度后，會出現(xiàn)乳化。

實際生產(chǎn)過程中，可以通過生產(chǎn)參數(shù)判斷是否存在乳化。工作制度不變，電潛泵入口壓力降低，出口壓力升高，電機溫度升高，電流變大或者上下波動等，都可以作為油井產(chǎn)生乳化的參考標準。2015年井口注入破乳劑的油井有43口，乳化可能是電潛泵運轉(zhuǎn)造成的，也可能是井下大壓差生產(chǎn)造成的。產(chǎn)層附近形成乳化導致流體物性變差、降低油水相對滲透率，也會對電泵運行造成影響。乳化的雙重損害導致產(chǎn)液量下降。

3.2 潤濕反轉(zhuǎn)分析

對于注水開發(fā)的疏松砂巖油藏，隨著原油重質(zhì)組分的析出與吸附，巖石表面性質(zhì)發(fā)生變化，使?jié)櫇裥杂捎H水向親油方向發(fā)生變化[14-16]。蓬萊19–3油田儲層中存在相對較多的高嶺石和伊利石（50%），這些礦物易吸附原油成分形成油濕；同時膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量及含蠟量變化會引起潤濕性改變。

分析蓬萊19–3油田歷年油井取樣數(shù)據(jù)的平均值（圖5），瀝青質(zhì)、膠質(zhì)、含蠟量基本呈上漲趨勢，說明產(chǎn)出液重質(zhì)含量逐年遞增，從而證實液量遞減是受潤濕反轉(zhuǎn)潛在的影響。

圖5 分平臺原油取樣數(shù)據(jù)統(tǒng)計

4 相應對策及效果分析

對液量遞減井進行逐井分析發(fā)現(xiàn)，一半以上液量遞減油井受兩種或兩種以上因素影響，生產(chǎn)壓差放大和充填質(zhì)量差是主要影響因素，部分是因為注水不足造成。

從油井產(chǎn)能與固井質(zhì)量和充填系數(shù)的相關性分析得出，固井質(zhì)量中等以上，充填系數(shù)大于800 bl/ft的油井才能保證初期高液量，這也成為鉆完井工程質(zhì)量的參考標準。通過提高充填系數(shù)、改善固井質(zhì)量，2015年調(diào)整井實施取得了良好效果，平均單井初產(chǎn)達到150 m3/d，超出配產(chǎn)20 m3/d，5年累計增油可達 43.4 ×104m3。

油田日常動態(tài)管理中，注采平衡非常重要，油水井均要保證工作制度平穩(wěn)，避免注水和產(chǎn)液的突變。地層能量方面，要有充足的能量補充，尤其針對主力層要做好注水的支持。對于井網(wǎng)不完善區(qū)域，2015年油田共實施了3口油井轉(zhuǎn)注，有效補充了局部地層能量。針對缺乏能量支持的油井，從水井上安排酸化增注，在常規(guī)酸化的基礎上，針對明確的欠注層進行分層酸化，優(yōu)化吸水剖面。2015年油田水井統(tǒng)酸123井次，酸化增注使得地層壓力趨于平穩(wěn)，自然遞減率呈逐年下降趨勢；遞減率為28%，達歷史最好水平。2015年水井分酸21井次，通過分酸欠注層，提高水驅(qū)效率，年度累計增油達7 000 m3。

對能量充足區(qū)域，要保持油井生產(chǎn)制度的穩(wěn)定性，避免主動提頻放大壓差。合理的生產(chǎn)壓差可規(guī)避速敏影響，減少地層乳化現(xiàn)象的出現(xiàn)。理論計算得到蓬萊19–3油田合理生產(chǎn)壓差為4 MPa，結合實際生產(chǎn)認為，當壓差小于4 MPa時，產(chǎn)液量能夠保持穩(wěn)定（圖6）。

圖6 蓬萊19-3油田液量遞減時壓差分布

2012年至2015年底，針對壓裂充填井液量遞減情況，油田實施油井酸洗酸化解堵30井次。前期以酸洗為主，共實施20口油井酸洗，平均單井日增油量8 m3，累計增油量達到2.4×104m3；后期主要以酸化為主，已實施10口油井酸化，平均單井日增油量21 m3，累計增油量達到3.5×104m3。對比酸洗和酸化效果顯示，酸化單井平均用酸量為酸洗的3.7倍，單井平均增液和增油是酸洗的3倍左右，因用酸強度較大，酸化增液增油效果更好。

5 結論

（1）蓬萊19–3油田儲層黏土礦物中以高嶺石、伊利石和伊蒙混層為主，會造成微粒運移和黏土膨脹的危害。

（2）實驗顯示儲層存在速敏和應力敏感性，速敏程度為弱-中強，應力敏感為中弱–中強。

（3）鉆完井固井質(zhì)量較好，充填系數(shù)在800 bl/ft以上的油井，產(chǎn)液量才能穩(wěn)定且不容易遞減。

（4）放大生產(chǎn)壓差造成產(chǎn)出液乳化可損害地層，并對電泵運行造成二次影響。

（5）原油中重質(zhì)含量析出與吸附導致潤濕反轉(zhuǎn)現(xiàn)象，影響產(chǎn)液量。

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