多層疏松砂巖油藏產(chǎn)能影響因素分析及治理
——以渤海L油田為例

鄭金定，侯亞偉，石洪福，張 章，甘立琴

(中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300452)

新井產(chǎn)能研究包括預測產(chǎn)能和改善產(chǎn)能，在油田開發(fā)方案及綜合調(diào)整方案中起著重要作用。關(guān)于產(chǎn)能預測的研究主要是基于滲流力學模型，研究不同井型、井徑、裂縫、儲層污染、非均質(zhì)性等因素對產(chǎn)能的影響[1-6]。海上多層疏松砂巖油藏儲層具有較強速敏性，對新井產(chǎn)能及其影響因素研究相對較少，特別是中高含水期層系井網(wǎng)調(diào)整的新井，產(chǎn)能改善方法缺乏實踐經(jīng)驗。文中以渤海L油田為例，基于礦場資料，分析新井產(chǎn)能與含水率、產(chǎn)層厚度、生產(chǎn)壓差的關(guān)系，探索改善產(chǎn)能的方法，即提高新井產(chǎn)能初值，減緩產(chǎn)能遞減速度，為類似油藏綜合調(diào)整提供參考。

1 存在問題

渤海L油田主力含油層發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段和館陶組，具有含油跨度長、油層厚度大、小層數(shù)量多、薄互占比高的特點。實鉆資料顯示，含油層段地層厚度為100～600 m，單井鉆遇油層厚度30～160 m，砂泥巖互層。研究區(qū)主要含油目的層劃分為13個油組，47個小層，其中明化鎮(zhèn)組下段5個油組，館陶組8個油組。儲層物性具有中高孔、高滲特征，孔隙度21%～35%，滲透率50×10-3～2 500×10-3μm2，原油密度0.94 g/cm3，地層原油黏度9.1～142.0 mPa·s。

研究區(qū)早期采用一套層系、反九點井網(wǎng)注水開發(fā)，注采井距約350 m。大段合采模式在開發(fā)初期能夠獲得較高的采油速度，但長期積累的開發(fā)矛盾在油田邁入中高含水階段后集中爆發(fā)，主要表現(xiàn)在平面矛盾、層間矛盾以及層內(nèi)矛盾突出、流線固化嚴重、平面產(chǎn)液結(jié)構(gòu)失衡、主力層水竄加劇等方面。在高采油速度下，油井生產(chǎn)壓差大，導致疏松砂巖儲層微粒運移并在近井地帶堵塞孔喉，單井產(chǎn)液量隨著含水率的上升出現(xiàn)不升反降的現(xiàn)象。統(tǒng)計研究區(qū)早期的新井產(chǎn)能發(fā)現(xiàn)，大部分新井初期產(chǎn)能遞減快，第一年平均新井產(chǎn)能遞減率高達64.6%，部分高產(chǎn)油井很快變成低產(chǎn)低效井，嚴重制約新井產(chǎn)能長期穩(wěn)定釋放。因此，需對研究區(qū)開展綜合調(diào)整，利用調(diào)整井和開發(fā)井逐步完善平面井網(wǎng)，并通過縱向細分開發(fā)層系，改善水驅(qū)效果。

2 產(chǎn)能影響因素及治理策略

油井產(chǎn)能受油藏地質(zhì)條件和開發(fā)模式影響，即受孔喉結(jié)構(gòu)、儲層物性、沉積微相、儲層展布等靜態(tài)參數(shù)的影響的同時，也受完井方式、水淹程度、產(chǎn)層厚度、生產(chǎn)壓差等開發(fā)因素[7-8]的影響?；谘芯繀^(qū)油藏地質(zhì)特征及開發(fā)方式，重點研究含水率、產(chǎn)層厚度、生產(chǎn)壓差對初期產(chǎn)能的影響，探索多層疏松砂巖油藏綜合調(diào)整階段產(chǎn)能改善策略。

2.1 含水率

含水率反映不同時期油田含水上升的快慢，是衡量油田注水效果的重要指標。利用油水兩相滲透率曲線，歸一化飽和度后可得到不同含水率下油藏無因次采油指數(shù)：

(1)

式中：JDO為無因次比采油指數(shù)；Swc為束縛水飽和度；Sorw水相端點飽和度；Sw含水飽和度；no為油相指數(shù)。

在已知油、水黏度以及相對滲透率曲線的情況下，結(jié)合分流方程[9]，可推導出無因次采油指數(shù)與含水率的近似關(guān)系式(2)：

(2)

式中：μo為原油黏度，mPa·s；μw為水相黏度，mPa·s；fw為含水率，%。

對公式(2)含水率求導，得到產(chǎn)能隨含水率的導數(shù)公式(3)：

(3)

根據(jù)上式，計算得到研究區(qū)不同含水率對應的產(chǎn)能下降速度。在高含水階段，產(chǎn)能下降速度急劇增大，因此，含水率是影響產(chǎn)能遞減速度的主控因素，該階段是控水穩(wěn)油或控水增油的最佳階段。針對高含水低產(chǎn)的新井，采取精細注水、調(diào)剖調(diào)驅(qū)、油井酸化等措施，實現(xiàn)流場調(diào)控，從而改善新井產(chǎn)能。

2.2 產(chǎn)層厚度

研究區(qū)早期采用大段合注合采模式，單井產(chǎn)層厚度最高達148 m，平均為67 m。為了研究新井產(chǎn)能與產(chǎn)層厚度的關(guān)系，通過降噪處理將初期產(chǎn)能按照含水率進行分階段取平均值，繪制不同含水階段新井平均米采油指數(shù)與產(chǎn)層厚度的關(guān)系(圖1)。隨著產(chǎn)層厚度增大，單井產(chǎn)能逐漸降低。在低含水階段，新井初期產(chǎn)能較大，且斜率較??；而在高含水階段，新井初期產(chǎn)能相對較小，且斜率較大，說明高含水期產(chǎn)層厚度對新井產(chǎn)能的影響更明顯。在高含水階段，非均衡驅(qū)替導致縱向各層地層壓力差異和水淹程度差異增大，層間干擾更為嚴重。根據(jù)高含水階段米采油指數(shù)與產(chǎn)層厚度回歸公式，計算不同產(chǎn)層厚度對應的單井初期產(chǎn)油量。以生產(chǎn)壓差4.0 MPa為例，當日產(chǎn)油下限為30 m3時，研究區(qū)對應的產(chǎn)層厚度下限為20 m，遠低于目前單井平均產(chǎn)層厚度，說明研究區(qū)層系調(diào)整潛力巨大，為一次井網(wǎng)調(diào)整以及后續(xù)二次井網(wǎng)加密調(diào)整指明方向。

圖1 研究區(qū)米采油指數(shù)與產(chǎn)層厚度關(guān)系

2.3 生產(chǎn)壓差

研究區(qū)埋深約1 200 m，屬于河流相疏松砂巖油藏，巖石特征表現(xiàn)為分選性中等偏差，儲集空間以粒間孔為主，巖石分選系數(shù)2.22，孔喉平均半徑為10.55 μm。儲層泥質(zhì)含量高，黏土礦物主要為高嶺石、伊利石和伊蒙混層，其中速敏礦物(高嶺石、伊利石)占比56%，導致儲層具有較強的速敏性。實踐表明，以定向井為主的開發(fā)模式下，早期生產(chǎn)壓差過大，近井地帶儲層易發(fā)生微粒運移，微粒聚集造成儲層污染，影響產(chǎn)液能力的正常釋放。統(tǒng)計研究區(qū)單井產(chǎn)液規(guī)律，70%的油井產(chǎn)液量并沒有隨著含水率的上升而上升，其中42%的生產(chǎn)井產(chǎn)液量隨著含水率上升呈下降的趨勢，油井產(chǎn)液規(guī)律不升反降的現(xiàn)象嚴重制約新井產(chǎn)能長期穩(wěn)定釋放。

根據(jù)研究區(qū)歷年投產(chǎn)井初期含水率值，將油井劃分為5種類型，統(tǒng)計每口單井初期年平均米采油指數(shù)與生產(chǎn)壓差，并擬合兩者之間的關(guān)系(見表1，表中Jo為米采油指數(shù)，m3/(d·MPa·m)；△P為生產(chǎn)壓差，MPa)。新井含水率越低，米采油指數(shù)相對較大，對生產(chǎn)壓差越敏感；相反，含水階段越高，米采油指數(shù)相對較小，且受生產(chǎn)壓差影響較小。因此，在低含水階段，生產(chǎn)壓差是單井產(chǎn)能的主控因素，合理的生產(chǎn)壓差是新井產(chǎn)能有效釋放的基礎。實踐表明，生產(chǎn)壓差大容易導致儲層微粒運移而堵塞孔喉，導致新井產(chǎn)油量遞減快。研究區(qū)新井投產(chǎn)初期嚴格控制生產(chǎn)壓差，采用“低頻起泵，小步慢跑”的壓差管理策略。根據(jù)不同含水階段的產(chǎn)能與生產(chǎn)壓差擬合公式，繪制了不同生產(chǎn)壓差對應的單井產(chǎn)油量增長圖版(見圖2)，呈向下開口的拋物線形態(tài)。當生產(chǎn)壓差約4.0 MPa時，新井產(chǎn)油量達到峰值；當生產(chǎn)壓差超過4.0 MPa時，繼續(xù)提頻增大生產(chǎn)壓差，新井產(chǎn)油量增長倍數(shù)逐漸減小。因此，研究區(qū)定向井合理生產(chǎn)壓差約為4.0 MPa。此外，根據(jù)巖石力學剪切破壞的基本原理及巖石破壞的摩爾庫倫準則，計算研究區(qū)定向井合理生產(chǎn)壓差，也約為4.0 MPa，兩者分析結(jié)果一致。

表1 新井初期年平均米采油指數(shù)與生產(chǎn)壓差關(guān)系

3 應用實踐

針對研究區(qū)大段合采的開發(fā)模式，開展了綜合調(diào)整研究，逐步形成“平面流場調(diào)控、縱向細分層系、嚴控合理壓差”的三位一體調(diào)整策略，從而提高新井產(chǎn)能初值，減緩產(chǎn)能遞減速度。

3.1 流場調(diào)控

研究區(qū)儲層非均質(zhì)性強，水驅(qū)方式為反九點井網(wǎng)，經(jīng)歷十余年高強度水驅(qū)開發(fā)，流場嚴重固化，局部存在水竄通道，無效注水嚴重。實施綜合調(diào)整后，通過采取“注采雙向聯(lián)動，連片協(xié)同治理，解放新井產(chǎn)能”的策略，實現(xiàn)了流場調(diào)整與重構(gòu)。實踐表明，新增注水井點、完善注采井網(wǎng)、注水井分層調(diào)配和實施調(diào)剖調(diào)驅(qū)等措施能夠有效改善新井產(chǎn)能。例如：新井C35S3井投產(chǎn)初期因高含水處于低產(chǎn)低效狀態(tài)，產(chǎn)油量明顯低于周邊生產(chǎn)井。開展流場調(diào)控技術(shù)后發(fā)現(xiàn)，該井與注水井C07S1井之間存在水竄通道，流線分布不均衡(圖3a)，存在水驅(qū)波及盲區(qū)，因此，補充注水井D13S3井完善注采井網(wǎng)，同時降低C07S1井注水量，實現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向，治理后流場改善效果較好(圖3b)。C35S3井含水率下降5%，日增油60 t，米采油指數(shù)從0.10 m3/(d·MPa·m)增大至0.38 m3/(d·MPa·m)，米采油指數(shù)為治理前3.8倍(圖4)。

圖3 C35S3井區(qū)流場分布

圖4 C35S3井組注采曲線

3.2 細分開發(fā)層系

研究區(qū)進入高含水期后，新井隨鉆測壓和測井解釋成果表明縱向壓力和水淹程度差異巨大，縱向超虧壓幅度高達5.0 MPa，主力儲層強水淹厚度占比是薄層的10.6倍，層間干擾急劇增加，制約縱向各小層產(chǎn)能正常釋放，因此，研究區(qū)開展以“細分開發(fā)層系”為策略的綜合調(diào)整項目，通過低產(chǎn)低效井側(cè)鉆治理和新平臺項目，推進細分層系開發(fā)，降低單井產(chǎn)層厚度。目前，已實施分層系生產(chǎn)井121口，分層系開發(fā)井比例從調(diào)整前11%提高至55%。實施綜合調(diào)整后，縱向上由一套開發(fā)層系逐步轉(zhuǎn)化為三套開發(fā)層系，局部利用水平井挖潛厚層頂部剩余油，單井平均產(chǎn)層厚度由67 m降低至43 m，層系內(nèi)滲透率極差從11.9下降至5.0。實踐表明，大段合采井初期平均米采油指數(shù)為0.26 m3/(d·MPa·m)，細分層系開發(fā)后，新井初期米采油指數(shù)增大至0.33 m3/(d·MPa·m)，增幅達26.9%，改善效果較好。

3.3 嚴控合理壓差

研究區(qū)新井產(chǎn)液量隨著含水率的上升呈下降的趨勢，嚴重影響油井產(chǎn)能的穩(wěn)定釋放?；趦游⒂^特征以及出砂機理，研究區(qū)新井初期采用“低頻起泵，小步慢跑”的策略。以2021年新井為例，初期泵頻平均約為30 Hz，生產(chǎn)壓差緩慢增大至4.0 MPa，而2018年投產(chǎn)井初期年平均生產(chǎn)壓差高達6.1 MPa。實踐表明，通過合理控制生產(chǎn)壓差，新井產(chǎn)液量隨著含水率的上升呈增大的趨勢，2021年新井第一年產(chǎn)能遞減率為20.6%，明顯低于治理前初期產(chǎn)能遞減率64.6%(圖5)，新井產(chǎn)能釋放穩(wěn)定。

圖5 研究區(qū)新井初期產(chǎn)能遞減率變化

4 結(jié)論與認識

(1)低含水期，生產(chǎn)壓差是影響初期產(chǎn)能的主控因素；高含水期，含水率和產(chǎn)層厚度是影響初期產(chǎn)能的主控因素。

(2)對于疏松砂巖油藏，生產(chǎn)壓差過大易導致儲層微粒運移而堵塞近井地帶，建議新井初期采用“低頻起泵，小步慢跑”的生產(chǎn)壓差優(yōu)化策略，確保產(chǎn)能長期穩(wěn)定釋放。

(3)因流場固化、高含水導致新井低產(chǎn)，以“注采雙向聯(lián)動、連片協(xié)同治理、解放新井產(chǎn)能”為治理方法，實現(xiàn)流場調(diào)整與重構(gòu)，改善新井產(chǎn)能。

(4)針對多層疏松砂巖油藏，高含水期綜合調(diào)整應堅持“流場調(diào)控、細分層系、合理壓差”的三位一體策略，提高新井初期產(chǎn)能，減緩產(chǎn)能遞減速度。