P油田油井产液规律影响因素分析

赵靖康，刘建华，姜立福，安玉华，李媛婷

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

1 地质油藏概况

P油田主力含油层发育于新近系明化镇组下段和馆陶组，含油层段地层厚度100～600 m，单井钻遇油层厚度30～160 m，砂泥岩互层。主要含油目的层划分为13个油组，其中明化镇组下段发育5个油组，馆陶组8个油组。储层均具有中高孔、高渗的特征，孔隙度21%～35%，渗透率（50～2 500）×10-3µm2。地下原油黏度变化较大，分布范围9.1～142.0 mPa·s。

油田目前主要开发馆陶组，采用350 m井距反九点注采井网，平均生产井段长度约为380 m。2003年1月开始投产，2003年9月开始注水。历经十多年的注水开发，油田进入中高含水期，油井产液规律与常规油田开发不同，60%以上的油井表现出投产后产液随着生产时间而下降，约30%的油井表现出投产后产液量持续稳定，不足10%的油井随着含水上升产液量增加，造成油田增产措施长期以侧钻为主，油井平均侧钻1.1井次，个别油井已侧钻5～7次，对油田高含水期提液增产措施有很大影响［1-4］。

本文以油田8区的历史生产和现状生产的29口油井为例，通过对不同完井方式油井产液规律对比、不同含水阶段油井产液规律对比、酸化措施前后油井产液规律对比、出砂前后油井产液规律对比，结合本区评价井岩心粒度分析，认为储层微粒运移堵塞是造成油井产液递减规律的主要原因。

2 油井产液规律分析

2.1 不同完井方式油井产液规律对比

油田投产初期6口油井分别为压裂充填和裸眼筛管两种不同完井方式，2口裸眼筛管完井的油井投产后产液量不断下降，后由于产油量低而侧钻，4口压裂充填完井中有3口油井投产后产液量不断下降，与裸眼筛管完井油井产液规律相同，仅有1口出现产液量逐渐上升后再下降，说明完井方式不是影响油井产液递减规律的主要因素。不同完井方式油井产液规律对比见图1。

图1 不同完井方式油井产液规律对比

2.2 不同含水阶段油井产液规律对比

对比不同含水阶段9口油井的产液规律，有3口井投产初期含水高于50%，对应的日产液不断下降；6口油井投产初期含水低于20%，其中5口油井投产后产液量不断下降，仅1口出现产液量逐渐上升，同时9口井中仅1口流压稳定，其余8口流压不断下降，不能通过放大生产压差提液，说明含水阶段不是影响油井产液递减规律的主要因素（见图2）。

图2 不同含水阶段油井产液规律对比

2.3 酸化措施前后油井产液规律对比

5口油井因产液量低，对其采取酸化措施，措施后产液量和流压明显增加，但措施后很快又反复出现产液量和流压下降，说明井筒附件在生产过程中有污染或堵塞，导致产液量下降。酸化措施前后油井产液规律对比见图3。

图3 酸化措施前后油井产液规律对比

2.4 出砂前后油井产液规律对比

油田5口防砂管破裂出砂生产油井投产后产液呈现下降规律，与上述描述相同，防砂管破裂后油井出现流压上升，产液量大幅增加，且长时间稳定，同时产出液中含有一定砂量，说明井筒附近在生产过程中逐渐形成微粒堵塞，导致产液量下降，当防砂管破裂，堵塞物从破裂处随着产出液流出而解除堵塞，油井产液量稳定和流压稳定，此类油井在生产过程中如果暂停关井极易出现井筒附近二次堵塞或砂堵泵（见图4）。

图4 出砂前后油井产液规律对比

3 油井产液规律机理分析

为了研究油井在生产过程中出现堵塞原因，以本区评价井5井的岩心粒度资料进行储层微观结构分析，该井含油层段L20-L70油组内共完成27颗岩心粒度分析实验，按照岩心粒度曲线形态可划分为四种类型，具体描述如下：

第一种类型为单峰状（见图5），此类岩心共计有5颗，占18.5%，其特征为砂岩含量大于50%，泥质含量小于10%，其平均粒径分布范围为0.164 5～0.682 6 mm，主要分布在5 m以上的厚油层或者薄油层中部。

图5 单峰状粒度曲线

第二种类型为亚单峰状（见图6），此类岩心共计10颗，占37.0%，特征为砂岩含量小于50%，粉砂岩含量大于30%，其平均粒径范围0.056 3～0.177 1 mm，主要分布10 m以下油层。

图6 亚单峰状粒度曲线

第三种类型为双峰状（见图7），此类岩心共计6颗，占22.2%，特征为砂岩含量小于50%，粉砂岩含量大于40%，泥质含量大于10%，其平均粒径范围0.047 5～0.127 6 mm，主要分布10 m以下油层或厚油层顶部。

图7 双峰状粒度曲线

第四种类型为凸起状（见图8），此类岩心共计6颗，占22.2%，特征以粉砂岩和泥质砂岩为主，其粉砂岩含量大于50%，泥质含量大于20%，其平均粒径范围0.005 5～0.029 9 mm，主要分布在厚度小于5 m的薄油层或厚油层顶部。

图8 凸起状粒度曲线

根据27颗岩心位置和粒度分析数据，按照常用的碎屑颗粒粒度分级标准，砂岩颗粒直径大于0.062 5 mm，粉砂岩颗粒直径0.003 9～0.062 5 mm，黏土（泥）颗粒直径小于0.003 9 mm，将颗粒分为三类，绘制了小层的砂-粉砂-黏土（泥含）量对比图（见图9）。

图9 小层碎屑颗粒粒度三级分类对比

各层粉砂和黏土（泥质）含量之和均在20%以上，且差异较大，易形成杂基支撑结构的基底胶结，生产过程中因结构不稳定而产生微粒运移。一套层系的合采油井采用防砂完井，防砂陶粒粒径0.060～0.118 0 mm，粉砂岩和泥质运移到井筒附近不能穿过防砂层则出现堵塞，产液量、流压下降，反之穿过防砂层进入井筒，随产出液流到地面则不会形成堵塞，产液量、流压稳定或上升。如果不采取防砂措施，将面临大量泥砂进入生产流程系统，导致生产不能正常进行［5-15］。

4 结论

（1）对比不同防砂完井方式、不同含水阶段、酸化措施前后、出砂前后等油井产液规律，认为这些因素不是影响多数油井投产后产液量、流压持续下降的主要原因。

（2）通过对油田内评价井岩心粒度资料进行分析，按照岩心粒度曲线形态，将其划分为四种类型，分别为单峰状、亚单峰状、双峰状、凸起状。

（3）油层粉砂和黏土（泥质）含量高，形成杂基支撑结构的基底胶结，生产过程中结构不稳定而产生微粒运移，如不能伴随产出液流到地面，则在井筒附近堵塞，是造成多数油井投产后产液量、流压持续下降的主要原因。