鄭建軍

（中海石油（中國）有限公司蓬勃作業(yè)公司，天津 300459）

我國海上油田，特別是海上疏松砂巖稠油油田的開發(fā)過程中，油井出砂和防砂成為油田開發(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 個層組，大段合采。油井出砂和微粒運移導(dǎo)致單井液量下降，一直是困擾油田開發(fā)的突出問題。本文以油田主力油組L50、L70 和L100 儲層為研究對象，通過大量室內(nèi)巖心驅(qū)替實驗開展敏感性分析、微粒運移評價和井壁坍塌分析。

1 儲層特征分析

A 油田儲層為明化鎮(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。儲層巖性以細(xì)砂巖、中細(xì)砂巖和中粗砂巖為主。儲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。儲層平均滲透率為64×10-3～1 056×10-3μm2，屬中、高滲儲層。儲層膠結(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，地層原油黏度為10～150 mPa·s[2–5]，分布范圍廣。

2 實驗準(zhǔn)備

2.1 主要藥劑和儀器

選用目標(biāo)油組L50、L70 和L100 儲層共40 塊巖心，利用儲層敏感性評價系統(tǒng)，開展室內(nèi)巖心驅(qū)替實驗。實驗使用流體為模擬地層水和等黏度的模擬油（白油），微粒運移實驗使用庫爾特粒度分析儀。井壁坍塌實驗選用12 塊巖心，實驗流體分別為脫極性煤油及海水+4%KCl，設(shè)計井壁坍塌破壞裝置，用庫爾特粒度分析儀進(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《儲層敏感性流動實驗評價方法》[6]，主要分析儲層水敏感性、應(yīng)力敏感性、速度敏感性。

進(jìn)行水速敏實驗時，利用庫爾特粒度分析儀（測量值為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，定性描述微粒運移現(xiàn)象。

2.3 井壁坍塌實驗

測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)替實驗，待驅(qū)替壓力穩(wěn)定后測定其液體滲透率；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的流體測定巖石的滲透率。收集每個驅(qū)替壓力下流體樣本，用濾膜過濾取得固體顆粒樣本，并用庫爾特粒度分析儀對固體顆粒做粒度分析。實驗流程如圖2 所示。

圖2 井壁坍塌實驗流程

3 實驗結(jié)果分析

3.1 水敏性分析

初始流體使用模擬地層水進(jìn)行巖心水敏實驗，得到水敏指數(shù)平均值為99.4%，儲層表現(xiàn)為極強(qiáng)水敏。這與儲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。實驗測定完初始滲透率，改換為0.5 倍的礦化度鹽水，樣品液測滲透率急劇下降，實驗無法確定臨界礦化度，礦化度值應(yīng)高于臨界值14 565.8 mg/L（表1）。

表1 L100 油組儲層水敏評價結(jié)果

3.2 應(yīng)力敏感性分析

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

3.3 儲層速敏性分析

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

水速敏實驗中測得臨界流速為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。巖心樣品的滲透率隨著流速的增加而快速增加，在速敏實驗后期，滲透率的增加幅度也較大。相同樣品的反向驅(qū)替實驗結(jié)果顯示，隨著驅(qū)替壓差快速上升，出口端流出物較少，說明反向運移的微粒堵塞了孔喉，且反向驅(qū)替過程中，壓力持續(xù)波動，說明有微粒運移。

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(qiáng)。樣品速敏曲線特點顯示，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)替實驗結(jié)果顯示，部分樣品驅(qū)替壓差經(jīng)過短暫的變化穩(wěn)定下來，可認(rèn)為不存在微粒運移；另一部分樣品反向驅(qū)替后流動狀態(tài)始終不穩(wěn)，驅(qū)替壓力上下波動，可認(rèn)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(qiáng)。

3.4 微粒運移評價

利用庫爾特儀分析水速敏實驗不同驅(qū)替速度下驅(qū)出流體中的顆粒大?。y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，實驗結(jié)果顯示存在明顯的微粒運移現(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，滲透率相對低的樣品為無速敏損害，滲透率相對高的樣品存在明顯的微粒運移現(xiàn)象。

實驗得到的三個主力產(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 井壁坍塌實驗分析

井壁坍塌破壞實驗后，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，短時間內(nèi)樣品滲透率會得到較大改善，但總的趨勢是隨著時間的延長或是隨著驅(qū)替壓差的增加，樣品滲透率降低，且驅(qū)替壓差對L50 油組儲層滲透率的影響要大于對L70 和L100 儲層的影響。

利用庫爾特儀對不同壓差下的驅(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 濾膜對不同樣品驅(qū)出流體過濾，再將濾膜放入烘箱中烘干后稱重，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，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。

該實驗結(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發(fā)。

4 實驗結(jié)果應(yīng)用

4.1 水質(zhì)要求

A 油田現(xiàn)場水樣分析結(jié)果顯示，海水、混合注入水（礦化度為24 000.0～31 000.0 mg/L）和平臺產(chǎn)出水（礦化度為17 000.0～26 000.0 mg/L）均大于儲層臨界礦化度14 565.8 mg/L，油田目前注水過程中不會產(chǎn)生水敏損害。從各區(qū)塊滲透率所占比例來看，約60%的儲層滲透率為500.0×10-3～1 500.0 ×10-3μm2。A 油田平臺注水指標(biāo)推薦為懸浮固體含量不超過10 mg/L，懸浮固體粒徑中值不超過4 μm，含油量不超過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，可確保油田長期穩(wěn)注。

4.2 防砂方式演變

A 油田開發(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。開發(fā)中期主要采用裸眼+優(yōu)質(zhì)篩管完井，在油井見水前生產(chǎn)相對穩(wěn)定，見水后產(chǎn)液量遞減增大或者微粒運移導(dǎo)致防砂失效。油田開發(fā)后期（2010 年以后），采用套管井內(nèi)壓裂充填防砂，產(chǎn)液量遞減相對較小，含水上升后生產(chǎn)相對穩(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)替速度和出砂量實驗結(jié)果

4.3 生產(chǎn)制度管理

統(tǒng)計分析產(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，高達(dá)78%的油井出現(xiàn)產(chǎn)液量遞減。在油田日常動態(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。對于井網(wǎng)不完善區(qū)域，實施油井轉(zhuǎn)注補(bǔ)充局部地層能量虧空。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(chǔ)上，對明確的欠注層進(jìn)行分酸。針對能量充足區(qū)域，保持油井生產(chǎn)制度的穩(wěn)定性，避免主動提頻放大壓差。在生產(chǎn)運行過程中，合理的生產(chǎn)壓差可規(guī)避速敏影響。實際生產(chǎn)表明，當(dāng)壓差小于4.00 MPa 時，產(chǎn)液量能夠保持穩(wěn)定。對產(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，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，使用高礦化度注入水，不會產(chǎn)生水敏損害。

（2）為了避免微粒運移導(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，且儲層臨界流速為0.8～2.0 mL/min 時，速敏損害程度為弱–中等偏強(qiáng)，油速敏對地層損害程度要稍強(qiáng)于水速敏。高密度、高黏度原油流動阻力大，對地層砂的沖刷能力和拖拽力強(qiáng)，微粒易于啟動、運移而堵塞地層。

（4）當(dāng)近井帶發(fā)生了嚴(yán)重的井壁坍塌時，出砂粒徑平均為20.0 μm，最大粒徑不超過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)過三個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)。