趙靖康，劉建華，姜立福，安玉華，李媛婷

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

1 地質(zhì)油藏概況

P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，含油層段地層厚度100～600 m，單井鉆遇油層厚度30～160 m，砂泥巖互層。主要含油目的層劃分為13個(gè)油組，其中明化鎮(zhèn)組下段發(fā)育5個(gè)油組，館陶組8個(gè)油組。儲(chǔ)層均具有中高孔、高滲的特征，孔隙度21%～35%，滲透率（50～2 500）×10-3μm2。地下原油黏度變化較大，分布范圍9.1～142.0 mPa·s。

油田目前主要開發(fā)館陶組，采用350 m井距反九點(diǎn)注采井網(wǎng)，平均生產(chǎn)井段長(zhǎng)度約為380 m。2003年1月開始投產(chǎn)，2003年9月開始注水。歷經(jīng)十多年的注水開發(fā)，油田進(jìn)入中高含水期，油井產(chǎn)液規(guī)律與常規(guī)油田開發(fā)不同，60%以上的油井表現(xiàn)出投產(chǎn)后產(chǎn)液隨著生產(chǎn)時(shí)間而下降，約30%的油井表現(xiàn)出投產(chǎn)后產(chǎn)液量持續(xù)穩(wěn)定，不足10%的油井隨著含水上升產(chǎn)液量增加，造成油田增產(chǎn)措施長(zhǎng)期以側(cè)鉆為主，油井平均側(cè)鉆1.1井次，個(gè)別油井已側(cè)鉆5～7次，對(duì)油田高含水期提液增產(chǎn)措施有很大影響［1-4］。

本文以油田8區(qū)的歷史生產(chǎn)和現(xiàn)狀生產(chǎn)的29口油井為例，通過(guò)對(duì)不同完井方式油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比、不同含水階段油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比、酸化措施前后油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比、出砂前后油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比，結(jié)合本區(qū)評(píng)價(jià)井巖心粒度分析，認(rèn)為儲(chǔ)層微粒運(yùn)移堵塞是造成油井產(chǎn)液遞減規(guī)律的主要原因。

2 油井產(chǎn)液規(guī)律分析

2.1 不同完井方式油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比

油田投產(chǎn)初期6口油井分別為壓裂充填和裸眼篩管兩種不同完井方式，2口裸眼篩管完井的油井投產(chǎn)后產(chǎn)液量不斷下降，后由于產(chǎn)油量低而側(cè)鉆，4口壓裂充填完井中有3口油井投產(chǎn)后產(chǎn)液量不斷下降，與裸眼篩管完井油井產(chǎn)液規(guī)律相同，僅有1口出現(xiàn)產(chǎn)液量逐漸上升后再下降，說(shuō)明完井方式不是影響油井產(chǎn)液遞減規(guī)律的主要因素。不同完井方式油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比見圖1。

圖1 不同完井方式油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比

2.2 不同含水階段油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比

對(duì)比不同含水階段9口油井的產(chǎn)液規(guī)律，有3口井投產(chǎn)初期含水高于50%，對(duì)應(yīng)的日產(chǎn)液不斷下降；6口油井投產(chǎn)初期含水低于20%，其中5口油井投產(chǎn)后產(chǎn)液量不斷下降，僅1口出現(xiàn)產(chǎn)液量逐漸上升，同時(shí)9口井中僅1口流壓穩(wěn)定，其余8口流壓不斷下降，不能通過(guò)放大生產(chǎn)壓差提液，說(shuō)明含水階段不是影響油井產(chǎn)液遞減規(guī)律的主要因素（見圖2）。

圖2 不同含水階段油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比

2.3 酸化措施前后油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比

5口油井因產(chǎn)液量低，對(duì)其采取酸化措施，措施后產(chǎn)液量和流壓明顯增加，但措施后很快又反復(fù)出現(xiàn)產(chǎn)液量和流壓下降，說(shuō)明井筒附件在生產(chǎn)過(guò)程中有污染或堵塞，導(dǎo)致產(chǎn)液量下降。酸化措施前后油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比見圖3。

圖3 酸化措施前后油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比

2.4 出砂前后油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比

油田5口防砂管破裂出砂生產(chǎn)油井投產(chǎn)后產(chǎn)液呈現(xiàn)下降規(guī)律，與上述描述相同，防砂管破裂后油井出現(xiàn)流壓上升，產(chǎn)液量大幅增加，且長(zhǎng)時(shí)間穩(wěn)定，同時(shí)產(chǎn)出液中含有一定砂量，說(shuō)明井筒附近在生產(chǎn)過(guò)程中逐漸形成微粒堵塞，導(dǎo)致產(chǎn)液量下降，當(dāng)防砂管破裂，堵塞物從破裂處隨著產(chǎn)出液流出而解除堵塞，油井產(chǎn)液量穩(wěn)定和流壓穩(wěn)定，此類油井在生產(chǎn)過(guò)程中如果暫停關(guān)井極易出現(xiàn)井筒附近二次堵塞或砂堵泵（見圖4）。

圖4 出砂前后油井產(chǎn)液規(guī)律對(duì)比

3 油井產(chǎn)液規(guī)律機(jī)理分析

為了研究油井在生產(chǎn)過(guò)程中出現(xiàn)堵塞原因，以本區(qū)評(píng)價(jià)井5井的巖心粒度資料進(jìn)行儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)分析，該井含油層段L20-L70油組內(nèi)共完成27顆巖心粒度分析實(shí)驗(yàn)，按照巖心粒度曲線形態(tài)可劃分為四種類型，具體描述如下：

第一種類型為單峰狀（見圖5），此類巖心共計(jì)有5顆，占18.5%，其特征為砂巖含量大于50%，泥質(zhì)含量小于10%，其平均粒徑分布范圍為0.164 5～0.682 6 mm，主要分布在5 m以上的厚油層或者薄油層中部。

圖5 單峰狀粒度曲線

第二種類型為亞單峰狀（見圖6），此類巖心共計(jì)10顆，占37.0%，特征為砂巖含量小于50%，粉砂巖含量大于30%，其平均粒徑范圍0.056 3～0.177 1 mm，主要分布10 m以下油層。

圖6 亞單峰狀粒度曲線

第三種類型為雙峰狀（見圖7），此類巖心共計(jì)6顆，占22.2%，特征為砂巖含量小于50%，粉砂巖含量大于40%，泥質(zhì)含量大于10%，其平均粒徑范圍0.047 5～0.127 6 mm，主要分布10 m以下油層或厚油層頂部。

圖7 雙峰狀粒度曲線

第四種類型為凸起狀（見圖8），此類巖心共計(jì)6顆，占22.2%，特征以粉砂巖和泥質(zhì)砂巖為主，其粉砂巖含量大于50%，泥質(zhì)含量大于20%，其平均粒徑范圍0.005 5～0.029 9 mm，主要分布在厚度小于5 m的薄油層或厚油層頂部。

圖8 凸起狀粒度曲線

根據(jù)27顆巖心位置和粒度分析數(shù)據(jù)，按照常用的碎屑顆粒粒度分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)，砂巖顆粒直徑大于0.062 5 mm，粉砂巖顆粒直徑0.003 9～0.062 5 mm，黏土（泥）顆粒直徑小于0.003 9 mm，將顆粒分為三類，繪制了小層的砂-粉砂-黏土（泥含）量對(duì)比圖（見圖9）。

圖9 小層碎屑顆粒粒度三級(jí)分類對(duì)比

各層粉砂和黏土（泥質(zhì)）含量之和均在20%以上，且差異較大，易形成雜基支撐結(jié)構(gòu)的基底膠結(jié)，生產(chǎn)過(guò)程中因結(jié)構(gòu)不穩(wěn)定而產(chǎn)生微粒運(yùn)移。一套層系的合采油井采用防砂完井，防砂陶粒粒徑0.060～0.118 0 mm，粉砂巖和泥質(zhì)運(yùn)移到井筒附近不能穿過(guò)防砂層則出現(xiàn)堵塞，產(chǎn)液量、流壓下降，反之穿過(guò)防砂層進(jìn)入井筒，隨產(chǎn)出液流到地面則不會(huì)形成堵塞，產(chǎn)液量、流壓穩(wěn)定或上升。如果不采取防砂措施，將面臨大量泥砂進(jìn)入生產(chǎn)流程系統(tǒng)，導(dǎo)致生產(chǎn)不能正常進(jìn)行［5-15］。

4 結(jié)論

（1）對(duì)比不同防砂完井方式、不同含水階段、酸化措施前后、出砂前后等油井產(chǎn)液規(guī)律，認(rèn)為這些因素不是影響多數(shù)油井投產(chǎn)后產(chǎn)液量、流壓持續(xù)下降的主要原因。

（2）通過(guò)對(duì)油田內(nèi)評(píng)價(jià)井巖心粒度資料進(jìn)行分析，按照巖心粒度曲線形態(tài)，將其劃分為四種類型，分別為單峰狀、亞單峰狀、雙峰狀、凸起狀。

（3）油層粉砂和黏土（泥質(zhì)）含量高，形成雜基支撐結(jié)構(gòu)的基底膠結(jié)，生產(chǎn)過(guò)程中結(jié)構(gòu)不穩(wěn)定而產(chǎn)生微粒運(yùn)移，如不能伴隨產(chǎn)出液流到地面，則在井筒附近堵塞，是造成多數(shù)油井投產(chǎn)后產(chǎn)液量、流壓持續(xù)下降的主要原因。