蓬莱19-3油田砾石充填井生产影响因素及对策研究

2018-06-22郑建军

石油地质与工程 2018年3期

郑建军

（中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司，天津 300459）

蓬莱19–3油田是中国近海海域迄今发现的最大油田，为多油水系统复杂的疏松砂岩油藏，在多层分段开采层段，完井方式以压裂砾石充填+优质筛管防砂为主。目前油田砾石充填井有147口，近些年生产过程中，有液量递减趋势的油井78口，占砾石充填总井数的53%。

1 地质特征影响因素

油田主要产层为明化镇组下段和馆陶组，岩性以细砂岩、中细砂岩和含砾中粗砂岩为主，属中高孔、高渗透率储层。油田储层胶结程度差，填隙物以泥质为主；黏土矿物为高岭石、伊利石、蒙脱石、伊利/蒙脱石和绿泥石。

1.1 黏土矿物分析

蓬莱19–3油田主力油组L50、L70、L80、L120层位岩心实验室全岩及黏土矿物分析显示，L50油组黏土矿物平均含量为7.7%，L70和L80黏土平均含量为6.26%和6.28%，L120黏土矿物平均含量为8.2%，各储层黏土矿物含量总体上相差不大，但黏土矿物含量分布不均，存在较大差异性。黏土矿物中高岭石、伊利石、伊蒙混层、绿泥石和蒙脱石的含量分别为37.2%，22.5%，21.9%，10.9%和7.5%。从L10到L90层，随深度增加，蒙脱石含量增加而伊利石降低；高岭石含量在L70和L100较高，伊蒙混层在L60含量较高。

黏土矿物遇水有可塑性，多数有较强的吸附性和离子交换性等特点，在注水开发过程中对储层敏感性和物性影响极大[1]。其中高岭石和伊利石在速敏方面有潜在危害，在高速流体的流动冲击作用下，分别会脱落和打碎，随流体分散迁移后，堵塞孔隙从而损害储层渗透率[2-6]。伊蒙混层产生的储层伤害以膨胀为主，并且在高速流体中可产生微粒迁移，其膨胀程度取决于晶体结构中膨胀层所占的比例；即使膨胀层只占30%～40%，但当与淡水接触时，其体积也可膨胀数倍；伊蒙混层伤害性主要表现为水敏，其次为速敏。绿泥石对储层的最大潜在危害是酸敏，富含铁的绿泥石在遇酸时会生成沉淀的酸敏矿物而堵塞喉道，可导致储层遭受严重的损害[7-10]。以上黏土特性导致油田水驱开发时，很多井组能量充足条件下，油井产液量仍在下降。

1.2 速度敏感性实验

速敏实验执行标准为SY/T 5358-2002《储层敏感性流动实验评价方法》[11]，实验使用流体为模拟地层水和等黏度的模拟油（白油），利用储层敏感性评价系统开展室内岩心驱替实验。

水速敏实验测得临界流速为1.0～2.0 mL/min，渗透率相对高的样品速敏损害程度中等偏弱，渗透率相对低的样品为弱速敏损害。对相同样品的反向驱替实验结果显示，随着驱替压差快速上升，出口端流出物较少，说明反向后运移的微粒堵塞孔喉；压力始终波动，说明微粒运移产生。油速敏实验中测得临界流速为0.8～1.5 mL/min，储层速敏损害程度为弱–中等偏强。反向驱替实验显示，部分样品驱替压差经过短暂的变化稳定下来，可认为不存在微粒运移；部分样品反向驱替后流动状态始终不稳，驱替压力上下波动，可认为发生了微粒运移。

从油速敏及水速敏实验分析来看，储层存在不同程度的微粒运移，速敏损害程度为弱–中等偏强速敏。油田实际生产中速敏的影响广泛存在。统计分析液量递减井显示，随着生产压差的增大，易出现液量递减现象。78口液量递减井中77.5%的液量递减现象出现在压差大于5 MPa的情况（图1）。

图1 液量递减现象出现时生产压差分布

油田各平台液量递减井占总油井数比例为：A平台16.7%，B平台36.6%，C平台38.5%，D平台45.0%，E平台56.4%，M平台71.4%。统计分析各平台不同时间点的平均生产压差（图2），D/E/M平台生产压差一直处于较高水平，D/E/M较其他平台液量更容易下降，证实了速敏影响的存在。

图2 各平台平均生产压差统计

1.3 应力敏感性实验

应力敏实验结果表明，岩心的渗透率损害率平均值为 55.1%，储层介于中等偏强和中等偏弱应力敏之间。测定完初始渗透率净围压增加至5 MPa后，液测渗透率均有下降，存在明显的临界应力，其值为2.5 MPa（表1）。

实际生产中存在油井应力敏造成地层伤害的现象。以E13井为例（受水井E11支持），为优化吸水剖面E11井，于2014年进行了分层调配，调配后主力层（L76-L82）吸水量大幅降低，从调配前的863 m3/d下降至97 m3/d。调配后受效井E13气油比快速上升，出现明显的注水不足特征。2015年初，针对该问题对水井E11分别实施了恢复分层调配前状态以及针对性分酸，但均未能使E13产液量回升，注水骤降导致了应力敏感性损害。

表1 应力敏感性实验结果

2 钻完井工程影响因素

2.1 固井质量

对蓬莱19-3油田油井统计分析发现，固井质量好坏跟产液量能否稳定具有一定相关性，固井质量好的油井其液量更稳定且不容易递减，固井质量较差油井会出现类似裸眼井递减特征。分析认为，油井固井质量差，砂岩段和泥岩段隔离较差，见水后泥岩黏土矿物会膨胀堵塞筛管，从而影响砂岩段产出，造成液量下降（图3）。

图3 70口砾石充填井固井质量与运行情况统计

2.2 充填质量

统计油田砾石充填井的充填系数和初期产液量发现，充填系数跟产液量相关性较好，液量较高且稳定的油井平均充填系数为920 bl/ft，动态表现差的井平均充填系数为600 bl/ft。油田完井充填系数与初期比采液指数的图版（图4）表明，当充填系数大于800 bl/ft时，油井的比采液指数会更高。充填系数越低，筛管更易出现堵塞，从而造成液量递减。

图4 砾石充填完井充填系数与初期比采液指数关系

3 产出特征影响因素

3.1 产出液乳化

近井地带油和水界面张力以及与岩石润湿性之间的差异可能形成乳化水滴，增加油流黏度，降低油气的有效流动能力[12-13]。不同油田出现乳化的含水率不同，蓬莱 19–3油田生产实践中，含水率为40%～80%时易出现乳化现象。在相同含水率条件下，随着生产压差的提高，产液量增大到一定程度后，会出现乳化。

实际生产过程中，可以通过生产参数判断是否存在乳化。工作制度不变，电潜泵入口压力降低，出口压力升高，电机温度升高，电流变大或者上下波动等，都可以作为油井产生乳化的参考标准。2015年井口注入破乳剂的油井有43口，乳化可能是电潜泵运转造成的，也可能是井下大压差生产造成的。产层附近形成乳化导致流体物性变差、降低油水相对渗透率，也会对电泵运行造成影响。乳化的双重损害导致产液量下降。

3.2 润湿反转分析

对于注水开发的疏松砂岩油藏，随着原油重质组分的析出与吸附，岩石表面性质发生变化，使润湿性由亲水向亲油方向发生变化[14-16]。蓬莱19–3油田储层中存在相对较多的高岭石和伊利石（50%），这些矿物易吸附原油成分形成油湿；同时胶质、沥青质含量及含蜡量变化会引起润湿性改变。

分析蓬莱19–3油田历年油井取样数据的平均值（图5），沥青质、胶质、含蜡量基本呈上涨趋势，说明产出液重质含量逐年递增，从而证实液量递减是受润湿反转潜在的影响。

图5 分平台原油取样数据统计

4 相应对策及效果分析

对液量递减井进行逐井分析发现，一半以上液量递减油井受两种或两种以上因素影响，生产压差放大和充填质量差是主要影响因素，部分是因为注水不足造成。

从油井产能与固井质量和充填系数的相关性分析得出，固井质量中等以上，充填系数大于800 bl/ft的油井才能保证初期高液量，这也成为钻完井工程质量的参考标准。通过提高充填系数、改善固井质量，2015年调整井实施取得了良好效果，平均单井初产达到150 m3/d，超出配产20 m3/d，5年累计增油可达 43.4 ×104m3。

油田日常动态管理中，注采平衡非常重要，油水井均要保证工作制度平稳，避免注水和产液的突变。地层能量方面，要有充足的能量补充，尤其针对主力层要做好注水的支持。对于井网不完善区域，2015年油田共实施了3口油井转注，有效补充了局部地层能量。针对缺乏能量支持的油井，从水井上安排酸化增注，在常规酸化的基础上，针对明确的欠注层进行分层酸化，优化吸水剖面。2015年油田水井统酸123井次，酸化增注使得地层压力趋于平稳，自然递减率呈逐年下降趋势；递减率为28%，达历史最好水平。2015年水井分酸21井次，通过分酸欠注层，提高水驱效率，年度累计增油达7 000 m3。

对能量充足区域，要保持油井生产制度的稳定性，避免主动提频放大压差。合理的生产压差可规避速敏影响，减少地层乳化现象的出现。理论计算得到蓬莱19–3油田合理生产压差为4 MPa，结合实际生产认为，当压差小于4 MPa时，产液量能够保持稳定（图6）。

图6 蓬莱19-3油田液量递减时压差分布

2012年至2015年底，针对压裂充填井液量递减情况，油田实施油井酸洗酸化解堵30井次。前期以酸洗为主，共实施20口油井酸洗，平均单井日增油量8 m3，累计增油量达到2.4×104m3；后期主要以酸化为主，已实施10口油井酸化，平均单井日增油量21 m3，累计增油量达到3.5×104m3。对比酸洗和酸化效果显示，酸化单井平均用酸量为酸洗的3.7倍，单井平均增液和增油是酸洗的3倍左右，因用酸强度较大，酸化增液增油效果更好。