鄭建軍

（中海石油（中國(guó)）有限公司蓬勃作業(yè)公司，天津 300459）

我國(guó)海上油田，特別是海上疏松砂巖稠油油田的開(kāi)發(fā)過(guò)程中，油井出砂和防砂成為油田開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵[1]。渤海A 油田為疏松砂巖油藏，層數(shù)多達(dá)13 個(gè)層組，大段合采。油井出砂和微粒運(yùn)移導(dǎo)致單井液量下降，一直是困擾油田開(kāi)發(fā)的突出問(wèn)題。本文以油田主力油組L50、L70 和L100 儲(chǔ)層為研究對(duì)象，通過(guò)大量室內(nèi)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)開(kāi)展敏感性分析、微粒運(yùn)移評(píng)價(jià)和井壁坍塌分析。

1 儲(chǔ)層特征分析

A 油田儲(chǔ)層為明化鎮(zhèn)組下段和館陶組，主要生產(chǎn)層段館陶組為辮狀河沉積，砂層薄而層段多，連續(xù)性較好。儲(chǔ)層巖性以細(xì)砂巖、中細(xì)砂巖和中粗砂巖為主。儲(chǔ)集空間以原生粒間孔為主，其次是粒間縫，次生孔隙與微裂隙不發(fā)育。儲(chǔ)層平均滲透率為64×10-3～1 056×10-3μm2，屬中、高滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層膠結(jié)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。原油屬環(huán)烷基重質(zhì)原油，具有高密度、高黏度、低含硫等特點(diǎn)，地層原油黏度為10～150 mPa·s[2–5]，分布范圍廣。

2 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

2.1 主要藥劑和儀器

選用目標(biāo)油組L50、L70 和L100 儲(chǔ)層共40 塊巖心，利用儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)系統(tǒng)，開(kāi)展室內(nèi)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)使用流體為模擬地層水和等黏度的模擬油（白油），微粒運(yùn)移實(shí)驗(yàn)使用庫(kù)爾特粒度分析儀。井壁坍塌實(shí)驗(yàn)選用12 塊巖心，實(shí)驗(yàn)流體分別為脫極性煤油及海水+4%KCl，設(shè)計(jì)井壁坍塌破壞裝置，用庫(kù)爾特粒度分析儀進(jìn)行粒度分析。

2.2 敏感性分析

執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)為SY/T 5358–2002《儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法》[6]，主要分析儲(chǔ)層水敏感性、應(yīng)力敏感性、速度敏感性。

進(jìn)行水速敏實(shí)驗(yàn)時(shí)，利用庫(kù)爾特粒度分析儀（測(cè)量值為0.4～1 200.0 μm）分析不同驅(qū)替速度下驅(qū)出流體中的顆粒大小，定性描述微粒運(yùn)移現(xiàn)象。

2.3 井壁坍塌實(shí)驗(yàn)

測(cè)巖心氣體滲透率及孔隙度數(shù)據(jù)。將巖心放入驅(qū)替系統(tǒng)，用煤油以0.5 mL/min 的泵速進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，待驅(qū)替壓力穩(wěn)定后測(cè)定其液體滲透率；取出巖心烘干，確保癸烷充分揮發(fā)，將烘干后的巖心繼續(xù)在驅(qū)替系統(tǒng)上用流體（海水+4%Kcl）驅(qū)替，泵速為0.5 mL/min，待驅(qū)替壓力穩(wěn)定后測(cè)其液體滲透率；取出巖心，將其流體出口端的鉛套去掉，與井壁坍塌破壞裝置（圖1）一起放入夾持器中。

圖1 井壁坍塌破壞裝置

在3.45 MPa 驅(qū)替壓力下用流體驅(qū)替，流體壓力瞬間作用于井壁坍塌破壞裝置底部，底部快速推動(dòng)巖心進(jìn)入巖心搜集筒，巖心被破壞，停止驅(qū)替。取出井壁坍塌破壞裝置底部，再繼續(xù)用流體（海水+4% KCl）驅(qū)替巖心，分別以壓力0.69，2.76，3.45 MPa的流體測(cè)定巖石的滲透率。收集每個(gè)驅(qū)替壓力下流體樣本，用濾膜過(guò)濾取得固體顆粒樣本，并用庫(kù)爾特粒度分析儀對(duì)固體顆粒做粒度分析。實(shí)驗(yàn)流程如圖2 所示。

圖2 井壁坍塌實(shí)驗(yàn)流程

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

3.1 水敏性分析

初始流體使用模擬地層水進(jìn)行巖心水敏實(shí)驗(yàn)，得到水敏指數(shù)平均值為99.4%，儲(chǔ)層表現(xiàn)為極強(qiáng)水敏。這與儲(chǔ)層含有大量黏土礦物有關(guān)，黏土礦物主要以高嶺石、伊利石為主，蒙脫石及伊/蒙間層礦物也較豐富。實(shí)驗(yàn)測(cè)定完初始滲透率，改換為0.5 倍的礦化度鹽水，樣品液測(cè)滲透率急劇下降，實(shí)驗(yàn)無(wú)法確定臨界礦化度，礦化度值應(yīng)高于臨界值14 565.8 mg/L（表1）。

表1 L100 油組儲(chǔ)層水敏評(píng)價(jià)結(jié)果

3.2 應(yīng)力敏感性分析

應(yīng)力敏感實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，巖心滲透率的損害率平均值為55.1%，儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性為中等偏強(qiáng)。測(cè)定完初始滲透率且凈圍壓增加為5.00 MPa 后，液測(cè)滲透率均有下降，存在明顯的臨界應(yīng)力，其值為2.5 MPa。

3.3 儲(chǔ)層速敏性分析

A 油田速敏實(shí)驗(yàn)包括水速敏實(shí)驗(yàn)和油速敏實(shí)驗(yàn)，分別用按地層水分析資料配制的模擬地層水和與儲(chǔ)層原油等黏度的模擬油進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。

水速敏實(shí)驗(yàn)中測(cè)得臨界流速為1.0～2.0 mL/min，滲透率相對(duì)高的樣品速敏損害程度中等偏弱，滲透率相對(duì)低的樣品為弱速敏損害。巖心樣品的滲透率隨著流速的增加而快速增加，在速敏實(shí)驗(yàn)后期，滲透率的增加幅度也較大。相同樣品的反向驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，隨著驅(qū)替壓差快速上升，出口端流出物較少，說(shuō)明反向運(yùn)移的微粒堵塞了孔喉，且反向驅(qū)替過(guò)程中，壓力持續(xù)波動(dòng)，說(shuō)明有微粒運(yùn)移。

油速敏實(shí)驗(yàn)中測(cè)得臨界流速為0.8～1.5 mL/min，儲(chǔ)層速敏損害程度為弱–中等偏強(qiáng)。樣品速敏曲線(xiàn)特點(diǎn)顯示，在高黏度的流體沖刷下，隨著流速的增加，巖心滲透率增加幅度不大。反向驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，部分樣品驅(qū)替壓差經(jīng)過(guò)短暫的變化穩(wěn)定下來(lái)，可認(rèn)為不存在微粒運(yùn)移；另一部分樣品反向驅(qū)替后流動(dòng)狀態(tài)始終不穩(wěn)，驅(qū)替壓力上下波動(dòng)，可認(rèn)為發(fā)生了微粒運(yùn)移。

從油速敏及水速敏實(shí)驗(yàn)分析來(lái)看，儲(chǔ)層存在不同程度的微粒運(yùn)移，速敏損害程度為弱–中等偏強(qiáng)。

3.4 微粒運(yùn)移評(píng)價(jià)

利用庫(kù)爾特儀分析水速敏實(shí)驗(yàn)不同驅(qū)替速度下驅(qū)出流體中的顆粒大?。y(cè)量值為0.4～1 200.0 μm）。L50 油組巖心滲透率為2 673.4×10-3～2 930.7×10-3μm2，實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示存在明顯的微粒運(yùn)移現(xiàn)象，不同速度下驅(qū)出的顆粒粒徑中值多數(shù)為5.0～20.0 μm，最大粒徑值小于30.0 μm，驅(qū)出微粒未對(duì)巖心滲透率造成損害。L70 油組巖心滲透率為627.9×10-3～1 117.8×10-3μm2，不同速度下驅(qū)出的顆粒粒徑中值多數(shù)小于5.0 μm，最大粒徑值小于20.0 μm，驅(qū)出微粒未對(duì)巖心滲透率造成損害；L100 油組巖心滲透率為173.2×10-3～3 081.6×10-3μm2，不同速度下驅(qū)出的顆粒粒徑中值多數(shù)為5.0～15.0 μm，最大粒徑值小于30.0 μm，滲透率相對(duì)低的樣品為無(wú)速敏損害，滲透率相對(duì)高的樣品存在明顯的微粒運(yùn)移現(xiàn)象。

實(shí)驗(yàn)得到的三個(gè)主力產(chǎn)層出砂粒徑的分布范圍，有助于優(yōu)選防砂管擋砂精度。目前套管內(nèi)壓裂充填完井能夠有效防砂，且可有效疏導(dǎo)粒徑較小的微粒，防止微粒運(yùn)移和水化膨脹引起流通通道堵塞，可以釋放油井產(chǎn)能，確保油井的高液量穩(wěn)定生產(chǎn)。

3.5 井壁坍塌實(shí)驗(yàn)分析

井壁坍塌破壞實(shí)驗(yàn)后，所有巖心樣品都不同程度地出現(xiàn)了破壞情況，滲透率變化數(shù)據(jù)結(jié)果顯示出砂后，短時(shí)間內(nèi)樣品滲透率會(huì)得到較大改善，但總的趨勢(shì)是隨著時(shí)間的延長(zhǎng)或是隨著驅(qū)替壓差的增加，樣品滲透率降低，且驅(qū)替壓差對(duì)L50 油組儲(chǔ)層滲透率的影響要大于對(duì)L70 和L100 儲(chǔ)層的影響。

利用庫(kù)爾特儀對(duì)不同壓差下的驅(qū)出流體進(jìn)行顆粒粒徑分析，結(jié)果表明驅(qū)出液平均粒徑中值D50（顆粒組成的平均粒徑）均小于20.0 μm，D90（顆粒組成的粗端粒徑值）最大值不超過(guò)35.0 μm。L50 油組樣品在不同壓差下驅(qū)出顆粒粒徑平均值要大于L70 和L100 油組樣品的平均值。

利用0.49 μm 濾膜對(duì)不同樣品驅(qū)出流體過(guò)濾，再將濾膜放入烘箱中烘干后稱(chēng)重，得到不同驅(qū)替壓力下樣品產(chǎn)液速度及出砂量（表2）。結(jié)果表明，隨著壓差的增加，各油組樣品驅(qū)出流體速度隨之增加；L100 油組樣品出砂量隨壓差的增加呈減小趨勢(shì)，L50 油組樣品不同壓差下出砂量平均值要大于L70和L100 油組樣品的出砂量。

該實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以有效指導(dǎo)油田產(chǎn)注管理。館陶組上段合采井（L50–L70）要盡量控制生產(chǎn)壓差，而館陶組下段合采井（L80–L100）或者L100 油組單采井，在能量充足條件下可提頻放大壓差；全館陶組合采井要保證能量補(bǔ)充，適當(dāng)提頻生產(chǎn)。館陶組上段水井要抑制注水，保證生產(chǎn)壓差穩(wěn)定；館陶組下段水井要加強(qiáng)注水，保證提頻需求；全館陶組合注井，可通過(guò)分層調(diào)配和分層酸化，保證各層注采平衡，從而保證油田以更加合理和高效的速度開(kāi)發(fā)。

4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果應(yīng)用

4.1 水質(zhì)要求

A 油田現(xiàn)場(chǎng)水樣分析結(jié)果顯示，海水、混合注入水（礦化度為24 000.0～31 000.0 mg/L）和平臺(tái)產(chǎn)出水（礦化度為17 000.0～26 000.0 mg/L）均大于儲(chǔ)層臨界礦化度14 565.8 mg/L，油田目前注水過(guò)程中不會(huì)產(chǎn)生水敏損害。從各區(qū)塊滲透率所占比例來(lái)看，約60%的儲(chǔ)層滲透率為500.0×10-3～1 500.0 ×10-3μm2。A 油田平臺(tái)注水指標(biāo)推薦為懸浮固體含量不超過(guò)10 mg/L，懸浮固體粒徑中值不超過(guò)4 μm，含油量不超過(guò)25 ml/L。采用現(xiàn)在的防垢技術(shù)以及緩蝕與殺菌技術(shù)，油田海水處理強(qiáng)化了除氧措施，可確保油田長(zhǎng)期穩(wěn)注。

4.2 防砂方式演變

A 油田開(kāi)發(fā)早期階段，采用了套管射孔不防砂生產(chǎn)，以及裸眼井中下入各種篩管（膨脹篩管、繞絲篩管及優(yōu)質(zhì)篩管）完井，其中套管井以及裸眼+膨脹篩管井失效率極高，該完井方式逐步被棄用。開(kāi)發(fā)中期主要采用裸眼+優(yōu)質(zhì)篩管完井，在油井見(jiàn)水前生產(chǎn)相對(duì)穩(wěn)定，見(jiàn)水后產(chǎn)液量遞減增大或者微粒運(yùn)移導(dǎo)致防砂失效。油田開(kāi)發(fā)后期（2010 年以后），采用套管井內(nèi)壓裂充填防砂，產(chǎn)液量遞減相對(duì)較小，含水上升后生產(chǎn)相對(duì)穩(wěn)定，目前絕大部分油井均采用該完井方式防砂。

表2 不同壓差下的驅(qū)替速度和出砂量實(shí)驗(yàn)結(jié)果

4.3 生產(chǎn)制度管理

統(tǒng)計(jì)分析產(chǎn)液量遞減井，得到隨著生產(chǎn)壓差的增大，容易出現(xiàn)液量遞減現(xiàn)象。當(dāng)壓差大于5.00 MPa時(shí)，高達(dá)78%的油井出現(xiàn)產(chǎn)液量遞減。在油田日常動(dòng)態(tài)管理中，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，確保注采平衡。對(duì)于井網(wǎng)不完善區(qū)域，實(shí)施油井轉(zhuǎn)注補(bǔ)充局部地層能量虧空。針對(duì)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(chǔ)上，對(duì)明確的欠注層進(jìn)行分酸。針對(duì)能量充足區(qū)域，保持油井生產(chǎn)制度的穩(wěn)定性，避免主動(dòng)提頻放大壓差。在生產(chǎn)運(yùn)行過(guò)程中，合理的生產(chǎn)壓差可規(guī)避速敏影響。實(shí)際生產(chǎn)表明，當(dāng)壓差小于4.00 MPa 時(shí)，產(chǎn)液量能夠保持穩(wěn)定。對(duì)產(chǎn)液量遞減井采取打水沖砂和酸洗解堵等措施，恢復(fù)油井正常產(chǎn)能，油水井工作制度管理成果顯著。近幾年來(lái)，油田自然遞減率以每年3%的速度下降，2019年年自然遞減率降至21%，達(dá)到歷史最好水平[7–13]。

5 結(jié)論

（1）儲(chǔ)層表現(xiàn)為極強(qiáng)水敏，水敏臨界礦化度值在14 565.8 mg/L 以上時(shí)，使用高礦化度注入水，不會(huì)產(chǎn)生水敏損害。

（2）為了避免微粒運(yùn)移導(dǎo)致的油井出砂，需嚴(yán)格控制注入水的水質(zhì)，降低注入水與儲(chǔ)層不匹配造成的傷害。

（3）應(yīng)力敏感性中等偏強(qiáng)，臨界應(yīng)力為2.50 MPa，且儲(chǔ)層臨界流速為0.8～2.0 mL/min 時(shí)，速敏損害程度為弱–中等偏強(qiáng)，油速敏對(duì)地層損害程度要稍強(qiáng)于水速敏。高密度、高黏度原油流動(dòng)阻力大，對(duì)地層砂的沖刷能力和拖拽力強(qiáng)，微粒易于啟動(dòng)、運(yùn)移而堵塞地層。

（4）當(dāng)近井帶發(fā)生了嚴(yán)重的井壁坍塌時(shí)，出砂粒徑平均為20.0 μm，最大粒徑不超過(guò)35.0 μm。其中L50 油組驅(qū)出顆粒粒徑及出砂量，均大于L70和L100 油組，L50 油組出砂可能性更大。經(jīng)過(guò)三個(gè)階段防砂方式的演變，目前套管內(nèi)壓裂充填完井能夠有效防砂，保證了油井的高液量穩(wěn)定生產(chǎn)。