多層疏松砂巖油藏產(chǎn)能影響因素分析及治理
——以渤海L油田為例

鄭金定，侯亞偉，石洪福，張 章，甘立琴

(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)

新井產(chǎn)能研究包括預(yù)測(cè)產(chǎn)能和改善產(chǎn)能，在油田開(kāi)發(fā)方案及綜合調(diào)整方案中起著重要作用。關(guān)于產(chǎn)能預(yù)測(cè)的研究主要是基于滲流力學(xué)模型，研究不同井型、井徑、裂縫、儲(chǔ)層污染、非均質(zhì)性等因素對(duì)產(chǎn)能的影響[1-6]。海上多層疏松砂巖油藏儲(chǔ)層具有較強(qiáng)速敏性，對(duì)新井產(chǎn)能及其影響因素研究相對(duì)較少，特別是中高含水期層系井網(wǎng)調(diào)整的新井，產(chǎn)能改善方法缺乏實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。文中以渤海L油田為例，基于礦場(chǎng)資料，分析新井產(chǎn)能與含水率、產(chǎn)層厚度、生產(chǎn)壓差的關(guān)系，探索改善產(chǎn)能的方法，即提高新井產(chǎn)能初值，減緩產(chǎn)能遞減速度，為類似油藏綜合調(diào)整提供參考。

1 存在問(wèn)題

渤海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，具有含油跨度長(zhǎng)、油層厚度大、小層數(shù)量多、薄互占比高的特點(diǎn)。實(shí)鉆資料顯示，含油層段地層厚度為100～600 m，單井鉆遇油層厚度30～160 m，砂泥巖互層。研究區(qū)主要含油目的層劃分為13個(gè)油組，47個(gè)小層，其中明化鎮(zhèn)組下段5個(gè)油組，館陶組8個(gè)油組。儲(chǔ)層物性具有中高孔、高滲特征，孔隙度21%～35%，滲透率50×10-3～2 500×10-3μm2，原油密度0.94 g/cm3，地層原油黏度9.1～142.0 mPa·s。

研究區(qū)早期采用一套層系、反九點(diǎn)井網(wǎng)注水開(kāi)發(fā)，注采井距約350 m。大段合采模式在開(kāi)發(fā)初期能夠獲得較高的采油速度，但長(zhǎng)期積累的開(kāi)發(fā)矛盾在油田邁入中高含水階段后集中爆發(fā)，主要表現(xiàn)在平面矛盾、層間矛盾以及層內(nèi)矛盾突出、流線固化嚴(yán)重、平面產(chǎn)液結(jié)構(gòu)失衡、主力層水竄加劇等方面。在高采油速度下，油井生產(chǎn)壓差大，導(dǎo)致疏松砂巖儲(chǔ)層微粒運(yùn)移并在近井地帶堵塞孔喉，單井產(chǎn)液量隨著含水率的上升出現(xiàn)不升反降的現(xiàn)象。統(tǒng)計(jì)研究區(qū)早期的新井產(chǎn)能發(fā)現(xiàn)，大部分新井初期產(chǎn)能遞減快，第一年平均新井產(chǎn)能遞減率高達(dá)64.6%，部分高產(chǎn)油井很快變成低產(chǎn)低效井，嚴(yán)重制約新井產(chǎn)能長(zhǎng)期穩(wěn)定釋放。因此，需對(duì)研究區(qū)開(kāi)展綜合調(diào)整，利用調(diào)整井和開(kāi)發(fā)井逐步完善平面井網(wǎng)，并通過(guò)縱向細(xì)分開(kāi)發(fā)層系，改善水驅(qū)效果。

2 產(chǎn)能影響因素及治理策略

油井產(chǎn)能受油藏地質(zhì)條件和開(kāi)發(fā)模式影響，即受孔喉結(jié)構(gòu)、儲(chǔ)層物性、沉積微相、儲(chǔ)層展布等靜態(tài)參數(shù)的影響的同時(shí)，也受完井方式、水淹程度、產(chǎn)層厚度、生產(chǎn)壓差等開(kāi)發(fā)因素[7-8]的影響。基于研究區(qū)油藏地質(zhì)特征及開(kāi)發(fā)方式，重點(diǎn)研究含水率、產(chǎn)層厚度、生產(chǎn)壓差對(duì)初期產(chǎn)能的影響，探索多層疏松砂巖油藏綜合調(diào)整階段產(chǎn)能改善策略。

2.1 含水率

含水率反映不同時(shí)期油田含水上升的快慢，是衡量油田注水效果的重要指標(biāo)。利用油水兩相滲透率曲線，歸一化飽和度后可得到不同含水率下油藏?zé)o因次采油指數(shù)：

(1)

式中：JDO為無(wú)因次比采油指數(shù)；Swc為束縛水飽和度；Sorw水相端點(diǎn)飽和度；Sw含水飽和度；no為油相指數(shù)。

在已知油、水黏度以及相對(duì)滲透率曲線的情況下，結(jié)合分流方程[9]，可推導(dǎo)出無(wú)因次采油指數(shù)與含水率的近似關(guān)系式(2)：

(2)

式中：μo為原油黏度，mPa·s；μw為水相黏度，mPa·s；fw為含水率，%。

對(duì)公式(2)含水率求導(dǎo)，得到產(chǎn)能隨含水率的導(dǎo)數(shù)公式(3)：

(3)

根據(jù)上式，計(jì)算得到研究區(qū)不同含水率對(duì)應(yīng)的產(chǎn)能下降速度。在高含水階段，產(chǎn)能下降速度急劇增大，因此，含水率是影響產(chǎn)能遞減速度的主控因素，該階段是控水穩(wěn)油或控水增油的最佳階段。針對(duì)高含水低產(chǎn)的新井，采取精細(xì)注水、調(diào)剖調(diào)驅(qū)、油井酸化等措施，實(shí)現(xiàn)流場(chǎng)調(diào)控，從而改善新井產(chǎn)能。

2.2 產(chǎn)層厚度

研究區(qū)早期采用大段合注合采模式，單井產(chǎn)層厚度最高達(dá)148 m，平均為67 m。為了研究新井產(chǎn)能與產(chǎn)層厚度的關(guān)系，通過(guò)降噪處理將初期產(chǎn)能按照含水率進(jìn)行分階段取平均值，繪制不同含水階段新井平均米采油指數(shù)與產(chǎn)層厚度的關(guān)系(圖1)。隨著產(chǎn)層厚度增大，單井產(chǎn)能逐漸降低。在低含水階段，新井初期產(chǎn)能較大，且斜率較小；而在高含水階段，新井初期產(chǎn)能相對(duì)較小，且斜率較大，說(shuō)明高含水期產(chǎn)層厚度對(duì)新井產(chǎn)能的影響更明顯。在高含水階段，非均衡驅(qū)替導(dǎo)致縱向各層地層壓力差異和水淹程度差異增大，層間干擾更為嚴(yán)重。根據(jù)高含水階段米采油指數(shù)與產(chǎn)層厚度回歸公式，計(jì)算不同產(chǎn)層厚度對(duì)應(yīng)的單井初期產(chǎn)油量。以生產(chǎn)壓差4.0 MPa為例，當(dāng)日產(chǎn)油下限為30 m3時(shí)，研究區(qū)對(duì)應(yīng)的產(chǎn)層厚度下限為20 m，遠(yuǎn)低于目前單井平均產(chǎn)層厚度，說(shuō)明研究區(qū)層系調(diào)整潛力巨大，為一次井網(wǎng)調(diào)整以及后續(xù)二次井網(wǎng)加密調(diào)整指明方向。

圖1 研究區(qū)米采油指數(shù)與產(chǎn)層厚度關(guān)系

2.3 生產(chǎn)壓差

研究區(qū)埋深約1 200 m，屬于河流相疏松砂巖油藏，巖石特征表現(xiàn)為分選性中等偏差，儲(chǔ)集空間以粒間孔為主，巖石分選系數(shù)2.22，孔喉平均半徑為10.55 μm。儲(chǔ)層泥質(zhì)含量高，黏土礦物主要為高嶺石、伊利石和伊蒙混層，其中速敏礦物(高嶺石、伊利石)占比56%，導(dǎo)致儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的速敏性。實(shí)踐表明，以定向井為主的開(kāi)發(fā)模式下，早期生產(chǎn)壓差過(guò)大，近井地帶儲(chǔ)層易發(fā)生微粒運(yùn)移，微粒聚集造成儲(chǔ)層污染，影響產(chǎn)液能力的正常釋放。統(tǒng)計(jì)研究區(qū)單井產(chǎn)液規(guī)律，70%的油井產(chǎn)液量并沒(méi)有隨著含水率的上升而上升，其中42%的生產(chǎn)井產(chǎn)液量隨著含水率上升呈下降的趨勢(shì)，油井產(chǎn)液規(guī)律不升反降的現(xiàn)象嚴(yán)重制約新井產(chǎn)能長(zhǎng)期穩(wěn)定釋放。

根據(jù)研究區(qū)歷年投產(chǎn)井初期含水率值，將油井劃分為5種類型，統(tǒng)計(jì)每口單井初期年平均米采油指數(shù)與生產(chǎn)壓差，并擬合兩者之間的關(guān)系(見(jiàn)表1，表中Jo為米采油指數(shù)，m3/(d·MPa·m)；△P為生產(chǎn)壓差，MPa)。新井含水率越低，米采油指數(shù)相對(duì)較大，對(duì)生產(chǎn)壓差越敏感；相反，含水階段越高，米采油指數(shù)相對(duì)較小，且受生產(chǎn)壓差影響較小。因此，在低含水階段，生產(chǎn)壓差是單井產(chǎn)能的主控因素，合理的生產(chǎn)壓差是新井產(chǎn)能有效釋放的基礎(chǔ)。實(shí)踐表明，生產(chǎn)壓差大容易導(dǎo)致儲(chǔ)層微粒運(yùn)移而堵塞孔喉，導(dǎo)致新井產(chǎn)油量遞減快。研究區(qū)新井投產(chǎn)初期嚴(yán)格控制生產(chǎn)壓差，采用“低頻起泵，小步慢跑”的壓差管理策略。根據(jù)不同含水階段的產(chǎn)能與生產(chǎn)壓差擬合公式，繪制了不同生產(chǎn)壓差對(duì)應(yīng)的單井產(chǎn)油量增長(zhǎng)圖版(見(jiàn)圖2)，呈向下開(kāi)口的拋物線形態(tài)。當(dāng)生產(chǎn)壓差約4.0 MPa時(shí)，新井產(chǎn)油量達(dá)到峰值；當(dāng)生產(chǎn)壓差超過(guò)4.0 MPa時(shí)，繼續(xù)提頻增大生產(chǎn)壓差，新井產(chǎn)油量增長(zhǎng)倍數(shù)逐漸減小。因此，研究區(qū)定向井合理生產(chǎn)壓差約為4.0 MPa。此外，根據(jù)巖石力學(xué)剪切破壞的基本原理及巖石破壞的摩爾庫(kù)倫準(zhǔn)則，計(jì)算研究區(qū)定向井合理生產(chǎn)壓差，也約為4.0 MPa，兩者分析結(jié)果一致。

表1 新井初期年平均米采油指數(shù)與生產(chǎn)壓差關(guān)系

3 應(yīng)用實(shí)踐

針對(duì)研究區(qū)大段合采的開(kāi)發(fā)模式，開(kāi)展了綜合調(diào)整研究，逐步形成“平面流場(chǎng)調(diào)控、縱向細(xì)分層系、嚴(yán)控合理壓差”的三位一體調(diào)整策略，從而提高新井產(chǎn)能初值，減緩產(chǎn)能遞減速度。

3.1 流場(chǎng)調(diào)控

研究區(qū)儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，水驅(qū)方式為反九點(diǎn)井網(wǎng)，經(jīng)歷十余年高強(qiáng)度水驅(qū)開(kāi)發(fā)，流場(chǎng)嚴(yán)重固化，局部存在水竄通道，無(wú)效注水嚴(yán)重。實(shí)施綜合調(diào)整后，通過(guò)采取“注采雙向聯(lián)動(dòng)，連片協(xié)同治理，解放新井產(chǎn)能”的策略，實(shí)現(xiàn)了流場(chǎng)調(diào)整與重構(gòu)。實(shí)踐表明，新增注水井點(diǎn)、完善注采井網(wǎng)、注水井分層調(diào)配和實(shí)施調(diào)剖調(diào)驅(qū)等措施能夠有效改善新井產(chǎn)能。例如：新井C35S3井投產(chǎn)初期因高含水處于低產(chǎn)低效狀態(tài)，產(chǎn)油量明顯低于周邊生產(chǎn)井。開(kāi)展流場(chǎng)調(diào)控技術(shù)后發(fā)現(xiàn)，該井與注水井C07S1井之間存在水竄通道，流線分布不均衡(圖3a)，存在水驅(qū)波及盲區(qū)，因此，補(bǔ)充注水井D13S3井完善注采井網(wǎng)，同時(shí)降低C07S1井注水量，實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向，治理后流場(chǎng)改善效果較好(圖3b)。C35S3井含水率下降5%，日增油60 t，米采油指數(shù)從0.10 m3/(d·MPa·m)增大至0.38 m3/(d·MPa·m)，米采油指數(shù)為治理前3.8倍(圖4)。

圖3 C35S3井區(qū)流場(chǎng)分布

圖4 C35S3井組注采曲線

3.2 細(xì)分開(kāi)發(fā)層系

研究區(qū)進(jìn)入高含水期后，新井隨鉆測(cè)壓和測(cè)井解釋成果表明縱向壓力和水淹程度差異巨大，縱向超虧壓幅度高達(dá)5.0 MPa，主力儲(chǔ)層強(qiáng)水淹厚度占比是薄層的10.6倍，層間干擾急劇增加，制約縱向各小層產(chǎn)能正常釋放，因此，研究區(qū)開(kāi)展以“細(xì)分開(kāi)發(fā)層系”為策略的綜合調(diào)整項(xiàng)目，通過(guò)低產(chǎn)低效井側(cè)鉆治理和新平臺(tái)項(xiàng)目，推進(jìn)細(xì)分層系開(kāi)發(fā)，降低單井產(chǎn)層厚度。目前，已實(shí)施分層系生產(chǎn)井121口，分層系開(kāi)發(fā)井比例從調(diào)整前11%提高至55%。實(shí)施綜合調(diào)整后，縱向上由一套開(kāi)發(fā)層系逐步轉(zhuǎn)化為三套開(kāi)發(fā)層系，局部利用水平井挖潛厚層頂部剩余油，單井平均產(chǎn)層厚度由67 m降低至43 m，層系內(nèi)滲透率極差從11.9下降至5.0。實(shí)踐表明，大段合采井初期平均米采油指數(shù)為0.26 m3/(d·MPa·m)，細(xì)分層系開(kāi)發(fā)后，新井初期米采油指數(shù)增大至0.33 m3/(d·MPa·m)，增幅達(dá)26.9%，改善效果較好。

3.3 嚴(yán)控合理壓差

研究區(qū)新井產(chǎn)液量隨著含水率的上升呈下降的趨勢(shì)，嚴(yán)重影響油井產(chǎn)能的穩(wěn)定釋放。基于儲(chǔ)層微觀特征以及出砂機(jī)理，研究區(qū)新井初期采用“低頻起泵，小步慢跑”的策略。以2021年新井為例，初期泵頻平均約為30 Hz，生產(chǎn)壓差緩慢增大至4.0 MPa，而2018年投產(chǎn)井初期年平均生產(chǎn)壓差高達(dá)6.1 MPa。實(shí)踐表明，通過(guò)合理控制生產(chǎn)壓差，新井產(chǎn)液量隨著含水率的上升呈增大的趨勢(shì)，2021年新井第一年產(chǎn)能遞減率為20.6%，明顯低于治理前初期產(chǎn)能遞減率64.6%(圖5)，新井產(chǎn)能釋放穩(wěn)定。

圖5 研究區(qū)新井初期產(chǎn)能遞減率變化

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)低含水期，生產(chǎn)壓差是影響初期產(chǎn)能的主控因素；高含水期，含水率和產(chǎn)層厚度是影響初期產(chǎn)能的主控因素。

(2)對(duì)于疏松砂巖油藏，生產(chǎn)壓差過(guò)大易導(dǎo)致儲(chǔ)層微粒運(yùn)移而堵塞近井地帶，建議新井初期采用“低頻起泵，小步慢跑”的生產(chǎn)壓差優(yōu)化策略，確保產(chǎn)能長(zhǎng)期穩(wěn)定釋放。

(3)因流場(chǎng)固化、高含水導(dǎo)致新井低產(chǎn)，以“注采雙向聯(lián)動(dòng)、連片協(xié)同治理、解放新井產(chǎn)能”為治理方法，實(shí)現(xiàn)流場(chǎng)調(diào)整與重構(gòu)，改善新井產(chǎn)能。

(4)針對(duì)多層疏松砂巖油藏，高含水期綜合調(diào)整應(yīng)堅(jiān)持“流場(chǎng)調(diào)控、細(xì)分層系、合理壓差”的三位一體策略，提高新井初期產(chǎn)能，減緩產(chǎn)能遞減速度。