渤海A 油田出砂实验及应用研究

郑建军

（中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司，天津 300459）

我国海上油田，特别是海上疏松砂岩稠油油田的开发过程中，油井出砂和防砂成为油田开发的关键[1]。渤海A 油田为疏松砂岩油藏，层数多达13 个层组，大段合采。油井出砂和微粒运移导致单井液量下降，一直是困扰油田开发的突出问题。本文以油田主力油组L50、L70 和L100 储层为研究对象，通过大量室内岩心驱替实验开展敏感性分析、微粒运移评价和井壁坍塌分析。

1 储层特征分析

A 油田储层为明化镇组下段和馆陶组，主要生产层段馆陶组为辫状河沉积，砂层薄而层段多，连续性较好。储层岩性以细砂岩、中细砂岩和中粗砂岩为主。储集空间以原生粒间孔为主，其次是粒间缝，次生孔隙与微裂隙不发育。储层平均渗透率为64×10-3～1 056×10-3μm2，属中、高渗储层。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。原油属环烷基重质原油，具有高密度、高黏度、低含硫等特点，地层原油黏度为10～150 mPa·s[2–5]，分布范围广。

2 实验准备

2.1 主要药剂和仪器

选用目标油组L50、L70 和L100 储层共40 块岩心，利用储层敏感性评价系统，开展室内岩心驱替实验。实验使用流体为模拟地层水和等黏度的模拟油（白油），微粒运移实验使用库尔特粒度分析仪。井壁坍塌实验选用12 块岩心，实验流体分别为脱极性煤油及海水+4%KCl，设计井壁坍塌破坏装置，用库尔特粒度分析仪进行粒度分析。

2.2 敏感性分析

执行标准为SY/T 5358–2002《储层敏感性流动实验评价方法》[6]，主要分析储层水敏感性、应力敏感性、速度敏感性。

进行水速敏实验时，利用库尔特粒度分析仪（测量值为0.4～1 200.0 μm）分析不同驱替速度下驱出流体中的颗粒大小，定性描述微粒运移现象。

2.3 井壁坍塌实验

测岩心气体渗透率及孔隙度数据。将岩心放入驱替系统，用煤油以0.5 mL/min 的泵速进行驱替实验，待驱替压力稳定后测定其液体渗透率；取出岩心烘干，确保癸烷充分挥发，将烘干后的岩心继续在驱替系统上用流体（海水+4%Kcl）驱替，泵速为0.5 mL/min，待驱替压力稳定后测其液体渗透率；取出岩心，将其流体出口端的铅套去掉，与井壁坍塌破坏装置（图1）一起放入夹持器中。

图1 井壁坍塌破坏装置

在3.45 MPa 驱替压力下用流体驱替，流体压力瞬间作用于井壁坍塌破坏装置底部，底部快速推动岩心进入岩心搜集筒，岩心被破坏，停止驱替。取出井壁坍塌破坏装置底部，再继续用流体（海水+4% KCl）驱替岩心，分别以压力0.69，2.76，3.45 MPa的流体测定岩石的渗透率。收集每个驱替压力下流体样本，用滤膜过滤取得固体颗粒样本，并用库尔特粒度分析仪对固体颗粒做粒度分析。实验流程如图2 所示。

图2 井壁坍塌实验流程

3 实验结果分析

3.1 水敏性分析

初始流体使用模拟地层水进行岩心水敏实验，得到水敏指数平均值为99.4%，储层表现为极强水敏。这与储层含有大量黏土矿物有关，黏土矿物主要以高岭石、伊利石为主，蒙脱石及伊/蒙间层矿物也较丰富。实验测定完初始渗透率，改换为0.5 倍的矿化度盐水，样品液测渗透率急剧下降，实验无法确定临界矿化度，矿化度值应高于临界值14 565.8 mg/L（表1）。

表1 L100 油组储层水敏评价结果

3.2 应力敏感性分析

应力敏感实验结果表明，岩心渗透率的损害率平均值为55.1%，储层应力敏感性为中等偏强。测定完初始渗透率且净围压增加为5.00 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。

3.3 储层速敏性分析

A 油田速敏实验包括水速敏实验和油速敏实验，分别用按地层水分析资料配制的模拟地层水和与储层原油等黏度的模拟油进行实验。

水速敏实验中测得临界流速为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。岩心样品的渗透率随着流速的增加而快速增加，在速敏实验后期，渗透率的增加幅度也较大。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，说明反向运移的微粒堵塞了孔喉，且反向驱替过程中，压力持续波动，说明有微粒运移。

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。样品速敏曲线特点显示，在高黏度的流体冲刷下，随着流速的增加，岩心渗透率增加幅度不大。反向驱替实验结果显示，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；另一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。

3.4 微粒运移评价

利用库尔特仪分析水速敏实验不同驱替速度下驱出流体中的颗粒大小（测量值为0.4～1 200.0 μm）。L50 油组岩心渗透率为2 673.4×10-3～2 930.7×10-3μm2，实验结果显示存在明显的微粒运移现象，不同速度下驱出的颗粒粒径中值多数为5.0～20.0 μm，最大粒径值小于30.0 μm，驱出微粒未对岩心渗透率造成损害。L70 油组岩心渗透率为627.9×10-3～1 117.8×10-3μm2，不同速度下驱出的颗粒粒径中值多数小于5.0 μm，最大粒径值小于20.0 μm，驱出微粒未对岩心渗透率造成损害；L100 油组岩心渗透率为173.2×10-3～3 081.6×10-3μm2，不同速度下驱出的颗粒粒径中值多数为5.0～15.0 μm，最大粒径值小于30.0 μm，渗透率相对低的样品为无速敏损害，渗透率相对高的样品存在明显的微粒运移现象。

实验得到的三个主力产层出砂粒径的分布范围，有助于优选防砂管挡砂精度。目前套管内压裂充填完井能够有效防砂，且可有效疏导粒径较小的微粒，防止微粒运移和水化膨胀引起流通通道堵塞，可以释放油井产能，确保油井的高液量稳定生产。

3.5 井壁坍塌实验分析

井壁坍塌破坏实验后，所有岩心样品都不同程度地出现了破坏情况，渗透率变化数据结果显示出砂后，短时间内样品渗透率会得到较大改善，但总的趋势是随着时间的延长或是随着驱替压差的增加，样品渗透率降低，且驱替压差对L50 油组储层渗透率的影响要大于对L70 和L100 储层的影响。

利用库尔特仪对不同压差下的驱出流体进行颗粒粒径分析，结果表明驱出液平均粒径中值D50（颗粒组成的平均粒径）均小于20.0 μm，D90（颗粒组成的粗端粒径值）最大值不超过35.0 μm。L50 油组样品在不同压差下驱出颗粒粒径平均值要大于L70 和L100 油组样品的平均值。

利用0.49 μm 滤膜对不同样品驱出流体过滤，再将滤膜放入烘箱中烘干后称重，得到不同驱替压力下样品产液速度及出砂量（表2）。结果表明，随着压差的增加，各油组样品驱出流体速度随之增加；L100 油组样品出砂量随压差的增加呈减小趋势，L50 油组样品不同压差下出砂量平均值要大于L70和L100 油组样品的出砂量。

该实验结果可以有效指导油田产注管理。馆陶组上段合采井（L50–L70）要尽量控制生产压差，而馆陶组下段合采井（L80–L100）或者L100 油组单采井，在能量充足条件下可提频放大压差；全馆陶组合采井要保证能量补充，适当提频生产。馆陶组上段水井要抑制注水，保证生产压差稳定；馆陶组下段水井要加强注水，保证提频需求；全馆陶组合注井，可通过分层调配和分层酸化，保证各层注采平衡，从而保证油田以更加合理和高效的速度开发。

4 实验结果应用

4.1 水质要求

A 油田现场水样分析结果显示，海水、混合注入水（矿化度为24 000.0～31 000.0 mg/L）和平台产出水（矿化度为17 000.0～26 000.0 mg/L）均大于储层临界矿化度14 565.8 mg/L，油田目前注水过程中不会产生水敏损害。从各区块渗透率所占比例来看，约60%的储层渗透率为500.0×10-3～1 500.0 ×10-3μm2。A 油田平台注水指标推荐为悬浮固体含量不超过10 mg/L，悬浮固体粒径中值不超过4 µm，含油量不超过25 ml/L。采用现在的防垢技术以及缓蚀与杀菌技术，油田海水处理强化了除氧措施，可确保油田长期稳注。

4.2 防砂方式演变

A 油田开发早期阶段，采用了套管射孔不防砂生产，以及裸眼井中下入各种筛管（膨胀筛管、绕丝筛管及优质筛管）完井，其中套管井以及裸眼+膨胀筛管井失效率极高，该完井方式逐步被弃用。开发中期主要采用裸眼+优质筛管完井，在油井见水前生产相对稳定，见水后产液量递减增大或者微粒运移导致防砂失效。油田开发后期（2010 年以后），采用套管井内压裂充填防砂，产液量递减相对较小，含水上升后生产相对稳定，目前绝大部分油井均采用该完井方式防砂。

表2 不同压差下的驱替速度和出砂量实验结果

4.3 生产制度管理

统计分析产液量递减井，得到随着生产压差的增大，容易出现液量递减现象。当压差大于5.00 MPa时，高达78%的油井出现产液量递减。在油田日常动态管理中，油水井均要保证工作制度平稳，避免注水和产液的突变，确保注采平衡。对于井网不完善区域，实施油井转注补充局部地层能量亏空。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，对明确的欠注层进行分酸。针对能量充足区域，保持油井生产制度的稳定性，避免主动提频放大压差。在生产运行过程中，合理的生产压差可规避速敏影响。实际生产表明，当压差小于4.00 MPa 时，产液量能够保持稳定。对产液量递减井采取打水冲砂和酸洗解堵等措施，恢复油井正常产能，油水井工作制度管理成果显著。近几年来，油田自然递减率以每年3%的速度下降，2019年年自然递减率降至21%，达到历史最好水平[7–13]。

5 结论

（1）储层表现为极强水敏，水敏临界矿化度值在14 565.8 mg/L 以上时，使用高矿化度注入水，不会产生水敏损害。

（2）为了避免微粒运移导致的油井出砂，需严格控制注入水的水质，降低注入水与储层不匹配造成的伤害。

（3）应力敏感性中等偏强，临界应力为2.50 MPa，且储层临界流速为0.8～2.0 mL/min 时，速敏损害程度为弱–中等偏强，油速敏对地层损害程度要稍强于水速敏。高密度、高黏度原油流动阻力大，对地层砂的冲刷能力和拖拽力强，微粒易于启动、运移而堵塞地层。

（4）当近井带发生了严重的井壁坍塌时，出砂粒径平均为20.0 μm，最大粒径不超过35.0 μm。其中L50 油组驱出颗粒粒径及出砂量，均大于L70和L100 油组，L50 油组出砂可能性更大。经过三个阶段防砂方式的演变，目前套管内压裂充填完井能够有效防砂，保证了油井的高液量稳定生产。