蓬萊19-3油田礫石充填井生產影響因素及對策研究

鄭建軍

（中海石油（中國）有限公司蓬勃作業公司，天津 300459）

蓬萊19–3油田是中國近海海域迄今發現的最大油田，為多油水系統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+優質篩管防砂為主。目前油田礫石充填井有147口，近些年生產過程中，有液量遞減趨勢的油井78口，占礫石充填總井數的53%。

1 地質特征影響因素

油田主要產層為明化鎮組下段和館陶組，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，多數有較強的吸附性和離子交換性等特點，在注水開發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]。伊蒙混層產生的儲層傷害以膨脹為主，并且在高速流體中可產生微粒遷移，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，其體積也可膨脹數倍；伊蒙混層傷害性主要表現為水敏，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開發時，很多井組能量充足條件下，油井產液量仍在下降。

1.2 速度敏感性實驗

速敏實驗執行標準為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開展室內巖心驅替實驗。

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替實驗結果顯示，隨著驅替壓差快速上升，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。反向驅替實驗顯示，部分樣品驅替壓差經過短暫的變化穩定下來，可認為不存在微粒運移；部分樣品反向驅替后流動狀態始終不穩，驅替壓力上下波動，可認為發生了微粒運移。

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。油田實際生產中速敏的影響廣泛存在。統計分析液量遞減井顯示，隨著生產壓差的增大，易出現液量遞減現象。78口液量遞減井中77.5%的液量遞減現象出現在壓差大于5 MPa的情況（圖1）。

圖1 液量遞減現象出現時生產壓差分布

油田各平臺液量遞減井占總油井數比例為：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%。統計分析各平臺不同時間點的平均生產壓差（圖2），D/E/M平臺生產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 各平臺平均生產壓差統計

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）。

實際生產中存在油井應力敏造成地層傷害的現象。以E13井為例（受水井E11支持），為優化吸水剖面E11井，于2014年進行了分層調配，調配后主力層（L76-L82）吸水量大幅降低，從調配前的863 m3/d下降至97 m3/d。調配后受效井E13氣油比快速上升，出現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配前狀態以及針對性分酸，但均未能使E13產液量回升，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 固井質量

對蓬萊19-3油田油井統計分析發現，固井質量好壞跟產液量能否穩定具有一定相關性，固井質量好的油井其液量更穩定且不容易遞減，固井質量較差油井會出現類似裸眼井遞減特征。分析認為，油井固井質量差，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，從而影響砂巖段產出，造成液量下降（圖3）。

圖3 70口礫石充填井固井質量與運行情況統計

2.2 充填質量

統計油田礫石充填井的充填系數和初期產液量發現，充填系數跟產液量相關性較好，液量較高且穩定的油井平均充填系數為920 bl/ft，動態表現差的井平均充填系數為600 bl/ft。油田完井充填系數與初期比采液指數的圖版（圖4）表明，當充填系數大于800 bl/ft時，油井的比采液指數會更高。充填系數越低，篩管更易出現堵塞，從而造成液量遞減。

圖4 礫石充填完井充填系數與初期比采液指數關系

3 產出特征影響因素

3.1 產出液乳化

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]。不同油田出現乳化的含水率不同，蓬萊 19–3油田生產實踐中，含水率為40%～80%時易出現乳化現象。在相同含水率條件下，隨著生產壓差的提高，產液量增大到一定程度后，會出現乳化。

實際生產過程中，可以通過生產參數判斷是否存在乳化。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造成的，也可能是井下大壓差生產造成的。產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液量下降。

3.2 潤濕反轉分析

對于注水開發的疏松砂巖油藏，隨著原油重質組分的析出與吸附，巖石表面性質發生變化，使潤濕性由親水向親油方向發生變化[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、瀝青質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據的平均值（圖5），瀝青質、膠質、含蠟量基本呈上漲趨勢，說明產出液重質含量逐年遞增，從而證實液量遞減是受潤濕反轉潛在的影響。

圖5 分平臺原油取樣數據統計

4 相應對策及效果分析

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

從油井產能與固井質量和充填系數的相關性分析得出，固井質量中等以上，充填系數大于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量的參考標準。通過提高充填系數、改善固井質量，2015年調整井實施取得了良好效果，平均單井初產達到150 m3/d，超出配產20 m3/d，5年累計增油可達 43.4 ×104m3。

油田日常動態管理中，注采平衡非常重要，油水井均要保證工作制度平穩，避免注水和產液的突變。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。對于井網不完善區域，2015年油田共實施了3口油井轉注，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，在常規酸化的基礎上，針對明確的欠注層進行分層酸化，優化吸水剖面。2015年油田水井統酸123井次，酸化增注使得地層壓力趨于平穩，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，提高水驅效率，年度累計增油達7 000 m3。

對能量充足區域，要保持油井生產制度的穩定性，避免主動提頻放大壓差。合理的生產壓差可規避速敏影響，減少地層乳化現象的出現。理論計算得到蓬萊19–3油田合理生產壓差為4 MPa，結合實際生產認為，當壓差小于4 MPa時，產液量能夠保持穩定（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）鉆完井固井質量較好，充填系數在800 bl/ft以上的油井，產液量才能穩定且不容易遞減。

（4）放大生產壓差造成產出液乳化可損害地層，并對電泵運行造成二次影響。

（5）原油中重質含量析出與吸附導致潤濕反轉現象，影響產液量。

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