L油田儲層壓力差異機理研究與應用

趙靖康，劉建華，王 剛，李廷禮，劉彥成

(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)

1 地質油藏概況

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，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個油組，其中明化鎮(zhèn)組下段發(fā)育5個油組(L00～L40油組)，館陶組8個油組(L50～L120油組)。儲層均具有中高孔、高滲的特征，孔隙度21%～35%，滲透率(50～2 500)×10-3μm2。地面原油平均密度為0.937 g/cm3，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井距反九點法注采井網(wǎng)，平均生產井段長度約380 m。2003年1月開始投產，2003年9月開始注水。采用一套層系多層合采合注，歷經十多年的注水開發(fā)，油田進入中高含水期，開發(fā)矛盾突出，特別是縱向上主力砂體存在嚴重超壓、欠壓問題，圖1為原井眼附近側鉆調整井C06ST01井2017年9月隨鉆測壓超欠值對比圖，由于該井存在漏失，導致增產措施如酸化無法實施，另外部分區(qū)域由于縱向上各主力小層超欠壓嚴重，導致調整井無法鉆穿所有設計層位而提前完鉆，對油田開發(fā)有很大影響。本文通過對油田評價井的儲層粒度分選性統(tǒng)計分析，認為儲層分選性差和不合理生產壓差制度是造成油田主力砂體超欠壓的主要原因，為海上多層砂巖油藏改善開發(fā)效果提供了可借鑒的開發(fā)經驗。

圖1 C06ST01井剖面和隨鉆測壓超欠值對比

2 粒度分析

為了分析C06ST01井縱向上各小層粒度分布，選取距離該井400 m的最近評價井2井的粒度資料進行分析。該井完成36顆巖心粒度分析實驗，巖心粒度曲線按照形態(tài)可劃分四種類型(見圖2)，第一種類型為單峰狀，第二種類型為蝌蚪狀，第三類型為雙峰狀，第四種類型為凸起狀，其對應的鑄體薄片如圖3所示，碎屑的原始棱角只受到輕微磨蝕，其顆粒原始形狀明顯可見，其圓度為次棱角狀-棱角狀，膠結類型為基地膠結-孔隙膠結，顯示分選差的沉積特征(見圖3)。

圖2 油田2井四種類型粒度曲線對比

圖3 油田2井四種類型巖心鑄體薄片對比

按照圖2的幾何級數(shù)制所劃分的粒度級別，做各小層顆粒分級粒度對比圖(見圖4)，從圖中可以看出，儲層含有7～10個粒級的成分，沒有一種粒級成分大于50%，沒有或最多有一種粒級含量介于25%～50%，而含量在10%～25%的粒級有1～7種，顆粒大小相差很懸殊，總體上館陶組8個油組(L50～L120油組)以砂巖顆粒為主，明化鎮(zhèn)組下段5個油組(L00～L40油組)以粉砂巖顆粒為主。

圖4 油田2井各小層碎屑顆粒粒度分級對比

圖5 油田2井各小層粒度參數(shù)對比

利用福克和沃德(Folk和Ward)公式來計算相關粒度參數(shù)(見圖5)。各小層平均粒徑φ值在1.15～5.86之間，館陶組8個油組(L50～L120油組)以φ值小于3為主，明化鎮(zhèn)組下段5個油組(L00～L40油組)以φ值大于4為主；粒徑中值φ值在0.79～6.31之間，館陶組以φ值小于2為主，明化鎮(zhèn)組下段以φ值大于4為主；標準偏差值在2.0～4.0之間，表明所有儲層均分選性差；偏度值在0～0.8之間，館陶組偏度值大于0.4為主，明化鎮(zhèn)組下段偏度值在零值附近為主，結合粒級分類對比，館陶組以細砂、中砂和粗砂沉積為主，造成偏度值較大，明化鎮(zhèn)組下段以細砂、極細砂、粗粉砂、中粉砂、細粉砂、極細粉砂和黏土沉積為主，且組分含量呈馬鞍形雙峰曲線，導致偏度值趨于零，實則分選最差；峰度值在0.5～2.2之間，以0.67～0.90之間為主，表示平坦。以上粒度參數(shù)均表明油田儲層粒度差異大，分選性差[1-9]。

3 超欠壓形成機理

在油氣層內，總是不同程度地存在著一些非常細小的固體微粒，膠結在骨架顆粒上或松散地吸附在孔隙網(wǎng)絡之間，除粘土礦物外，也包括石英、長石等其他非粘土礦物微粒。當儲層巖石膠結不穩(wěn)或松散吸附易脫落微粒，在外來因素如流體進入、壓力激動等作用下，發(fā)生微粒的釋放、運移，當微粒運移至孔喉狹窄處堆砌而造成滲流通道堵塞，從而導致儲層損害，降低油氣井生產能力。速敏性實驗是判斷儲層巖心微粒運移狀況的基本方法，通過正反向驅替實驗可定性判斷儲層是否存在微粒運移，而結合驅出物粒度分析實驗可直觀判斷微粒運移程度及粒徑大小。

利用庫爾特儀分析水速敏實驗不同驅替速度下驅出流體中顆粒大小，分別對L50、L70、L120層的3塊巖心實驗，存在明顯的微粒運移現(xiàn)象，其中L50油組巖心滲透率為2 930.70 ×10-3μm2，粒度曲線為第一種類型，不同驅替速度下驅出的顆粒粒徑中值普遍在0.005～0.02 mm，最大粒徑值小于0.03 mm(見圖6)；L70油組巖心滲透率為1 117.80×10-3μm2，粒度曲線為第一種類型，不同驅替速度下驅出的顆粒粒徑中值普遍在0.005 mm以下，最大粒徑值小于0.02 mm(見圖7)；L120油組巖心滲透率為3 081.60×10-3μm2，粒度曲線為第二種類型，不同驅替速度下驅出的顆粒粒徑中值普遍在0.005～0.015 mm，最大粒徑值小于0.03 mm(見圖8)。

圖6 L50層巖心速敏性實驗結果

圖7 L70層巖心速敏性實驗結果

圖8 L120層巖心速敏性實驗結果

注:d50累計體積粒度分布數(shù)達到50%時所對應的粒徑代表顆粒組成的平均粒徑。D90累計體積粒度分布數(shù)達到90%時所對應的粒徑代表顆粒組成粗端粒徑值。

實驗說明油田儲層均易發(fā)生微粒運移，且不同驅替速度下驅出顆粒的粒徑中值不同，表現(xiàn)為微粒運移程度不同。

油田生產過程中，注水井注水壓力為6.0～8.0 MPa，在注水井附近儲層形成高壓區(qū)，油井生產壓差為4.05～6.99 MPa，平均5.98 MPa，在油井附近形成負壓區(qū)，注水井和采油井之間形成注水驅替(見圖9)。對于注水井端分選性好而油井端分選性差的儲層，易發(fā)生微粒由注水井端到油井端方向運移，由于油井普遍采取防砂措施，部分直徑較大的微粒不能通過防砂篩管或者由于油井端儲層分選性差，大壓差生產導致地層垮塌而堆積在井筒附近堵塞，降低了油井端產出，同時注水井端仍然持續(xù)注水，易造成油井端超壓現(xiàn)象。另一方面，對于注水井端分選性差而油井端分選性好的儲層，注水井端由于高壓注水加速微粒運移，造成井筒周邊儲層堵塞，降低注水能力而導致儲層注水不足或無對應注水儲層砂體，使油井端地層能量得不到補充，造成欠壓現(xiàn)象。說明對于分選性差的儲層，無論高壓或負壓都會破壞儲層的孔喉結構，造成堵塞[10-12]。

圖9 注水井與采油井之間壓力分布模式

4 結論

(1)油田評價井縱向小層顆粒分級對比表明顆粒大小相差很懸殊，總體上館陶組8個油組以砂巖顆粒為主，明化鎮(zhèn)組下段5個油組以粉砂巖顆粒為主。

(2)福克和沃德相關粒度計算參數(shù)說明油田儲層分選性差，高壓注水或者油井負壓生產都易破壞井筒附近儲層的孔喉結構，造成堵塞，影響注入或者產出，造成欠壓或超壓現(xiàn)象。

(3)速敏性實驗表明儲層易發(fā)生微粒運移，說明分選性差的儲層易發(fā)生微粒運移，且不同儲層在相同驅替速度下微粒運移程度不同。