在渤海湾多层薄互层稠油油藏防砂实践分析

王彬 许红林 文敏 范志利

1.中海油研究总院有限责任公司；2.重庆科技学院

渤海湾砂岩稠油油藏储层岩石胶结疏松，渗透率高，易出砂，不同的完井及其防砂方式对其开发效益影响巨大，油田开发需根据油气藏类型和油气层的特性、开发开采技术要求选择合理的完井及其防砂方式［1］。对渤海海域蓬莱19-3油田多年的防砂历程进行了总结，对采用不同完井或防砂方式油井的表皮因数、产液/油量、产量递减率，以及地层黏土矿物、蒙脱石含量等因素进行了综合对比，结合该油田的储层物性，分析了其防砂方式转变的主要原因。

1 油田地质概况

渤海湾蓬莱19-3油田储层埋深847～1632 m，目的层为明化镇组和馆陶组油层。储层纵向跨度较大，从上到下分为13个油组，命名为L00、L10、L20、L30、L40、L50、L60、L70、L80、L90、L100、L110、L120，其中L00～L40油组属于明化镇组下段储层，L50～L120油组属于馆陶组储层，这些油组进一步细分为47个小层。

该油田储层为河流相沉积砂体，显著的特征是砂泥岩互层严重，砂岩段个数多、厚度薄，被多个泥页岩夹层隔开，70%的砂岩层厚度小于3 m，净毛比低（0.28～0.32），连通性较差；泥质含量波动较大，波动范围0.15%～88.52%。

储层岩石为细砂岩、中细砂岩和含砾中粗砂岩，胶结疏松，强度低（单轴抗压强度3.45～6.70 MPa），分选差（分选系数85～237），非均质性强（不均匀系数12～130），地层砂粒度中值d50为88～250 μm。

储层孔隙度18.9%～34.7%，渗透率分布范围广（15～2 330 mD），属中孔/高孔、高渗储层。地层原油密度0.890～0.934 g/cm3，地层原油黏度31～278 mPa·s。

2 防砂历程

蓬莱19-3油田于2002年进行开发，油井防砂方式主要经历了3个阶段。阶段1：实验阶段，尝试不同的完井及防砂方式，为后续油田开发提供依据；阶段2：油田大规模开发，生产井采用裸眼优质筛管防砂；阶段3：改进防砂方式，采用压裂充填防砂。

2.1 阶段1（2002—2004年）

2002—2004年，共钻24口井，分别采取不同的完井与防砂方式进行试验，这些完井或防砂方式如下。（1）Perf Only：射孔完井，不防砂；（2）Perf+ESS：射孔完井，下入膨胀筛管防砂；（3）OH+WWS：裸眼完井，下入绕丝筛管防砂；（4）OH+STAR：裸眼完井，下入星孔型筛管防砂；（5）OH+ESS：裸眼完井，下入膨胀筛管防砂；（6）Frac+ESS：逐层射孔，逐层压裂，下入膨胀筛管防砂。套管射孔均采用正压射孔，孔密40 孔/m，相位角135°/45°，穿透深度940 mm，孔径14.5 mm。采用不同完井或防砂方式油井的表皮因数见表1。

表1 采用不同完井及防砂方式油井的表皮因数Table 1 Skin factor of oil wells with different completion and sand control modes

从表1可以看出，各油井采用不同完井或防砂方式后地层表皮因数不一致，把表皮因数从低到高进行排序，对应的完井或防砂方式依次为：裸眼内下入膨胀筛管防砂方式，压裂后下入膨胀筛管防砂，裸眼内下入优质筛管防砂，套管射孔系列完井方式。

分析原因，认为裸眼井泄油面积大，无固井、射孔作业对储层造成的伤害，因而采用裸眼内下入膨胀筛管、优质筛管的防砂方式表皮因数最低；Frac+ESS防砂，通过压裂地层产生裂缝，解除近井地带伤害，也可获得较低的表皮因数；而射孔后不防砂、射孔后下入膨胀筛管的防砂方式，由于固井、正压射孔对储层造成严重的伤害，使得表皮因数最大。随着生产的进行，所有下入膨胀筛管的井均发生较为严重的出砂现象，检测发现，井底膨胀筛管被挤毁，修井管柱重入井筒困难，这些井后期均侧钻。

2.2 阶段2（2005—2011年）

基于阶段1的试验结果，裸眼内下入优质筛管防砂存在表皮因数低、完井时间短、费用低等优势，2005—2011年，所有生产井均采用裸眼内下入优质筛管的防砂方式。期间，依据适度出砂理念［2-5］，优质筛管的挡砂精度发生较大的改变，依次为：2005—2007年，使用小筛缝尺寸的筛管，挡砂精度110 μm；2008—2009年，适当放大筛管筛缝尺寸，为175～225 μm；2009—2011年，筛管筛缝尺寸放大至250～400 μm、400～600 μm。各阶段的筛管类型主要为贝克Excluder筛管、哈里伯顿Poromax筛管、苍南Stars筛管等。

该油田共171口生产井使用优质筛管防砂，不同于渤海其他油田裸眼优质筛管防砂井［6-9］，多数井表现为前期产液量、产油量高，一旦见水后，油井产液、产油迅速下降，且无法通过提高生产压差、增加泵的频率等方式恢复产液量。2009年，油田开始注水，油井见水后，随着含水率上升，日产液量、日产油量显著下降。从2009年10月至2010年5月，平均含水率从2.29%升至11.10%，而日产液从200.35 m3/d降至98.94 m3/d，降低约50%，后期无法提液。

2.3 阶段3（2010年至今）

裸眼优质筛管井普遍存在见水后产液、产油迅速下降的现象，使得该类防砂方式无法满足油田稳产、高产的要求，需要寻求一种更为有效的防砂方式。2010年，在该油田试验了压裂充填防砂技术，旨在通过对地层压开裂缝，解除井筒附近的伤害，同时在近井地带及炮眼内紧密充填砾石，达到更好的挡砂效果。

同裸眼优质筛管防砂井相比，初期几口压裂充填井表现出日产液稳定、日产油递减慢的特点。对比2010年投产的压裂充填井和裸眼优质筛管防砂井的产液量和产油量，压裂充填防砂井产液量较为稳定，而裸眼优质筛管防砂井产液量递减较快，月递减率为3.98%，压裂充填防砂井产油量月递减率为2.54%，裸眼优质筛管防砂井产油量月递减率为4.75%。

基于压裂充填井产液量稳定，日产油递减慢，油田后期主要采用此种防砂方式。截至2015年7月，在该油田已进行压裂充填防砂作业150井次，防砂层位多达507个，其中单井最大完井井段384 m（1076～1 460 m），单井最大井斜角76°。除7口井因为含水率高、地层供液不足关井外，其余各压裂充填防砂井均正常生产，且产液稳定。

该油田的压裂充填防砂工艺包括两种：（1）一趟多层（STMZ），即一次性射开多个防砂层段，下入筛管，从下到上依次充填，用于Ø244.5 mm生产套管井，单次作业可完成4个层位的充填，具备完井作业工期相对较短、效率高的特点；（2）逐层充填（Stack Pack），因受作业工具的限制，对于Ø177.8 mm尾管井采用此种充填方式，逐层射孔，逐层充填，完井作业时间较长、效率低。

3 裸眼优质筛管防砂井产量递减原因分析

在该油田，对裸眼优质筛管防砂井补射孔作业以及拔出井底筛管证明，这类井产液量下降的主要原因是筛管发生堵塞，筛管导流罩以及挡砂介质上残留大量泥沙，且由于“热点效应”产生局部破坏。

油井产水是筛管堵塞的外因，而地层黏土矿物含量、组成成分是导致筛管堵塞的内因［10］。为更好地指导该类油田后续防砂方式的选择，对筛管堵塞原因进行了分析。基于测井解释Cutoff值，把储层段岩石分为砂岩层和隔夹层，以测井解释泥质含量为标准，其中泥质含量低于20%为砂岩层段，主要成分为砂岩，泥质含量高于20%为隔夹层段，主要成分为泥页岩。砂岩层段是主要的产油层位，孔隙度、渗透率高于隔夹层段。

通过室内X射线衍射实验，测量该油田储层不同油组的黏土矿物含量，砂岩层黏土矿物含量2%～9%，平均值4.42%，成分以高岭石、伊蒙混层、伊利石为主；隔夹层段黏土矿物含量13%～57%，平均值为31.72%，成分以伊蒙混层、高岭石、伊利石为主。隔夹层段的黏土矿物含量显然高于纯砂岩段的黏土矿物含量。

不同黏土矿物的吸水膨胀性不同，一般认为：蒙脱石＞伊/蒙混层＞伊利石＞高岭石＞绿泥石，即蒙脱石吸水膨胀性最强，是油井见水以后堵塞筛管的主要因素。根据黏土矿物成分进一步计算蒙脱石的含量，其中砂岩层蒙脱石组分含量0.24%～18.00%（平均值6.58%），绝对含量0.01%～1.53%（平均值0.32%）；隔夹层的蒙脱石组分含量9.90%～82.30%（平均值34.25%），绝对含量0.59%～31.27%（平均值10.86%）。隔夹层蒙脱石含量高于纯砂岩段的蒙脱石含量，认为隔夹层的吸水膨胀性更强。

该油田储层为河流相沉积砂体，砂泥岩互层严重，平面上砂体连通性较差。采用裸眼优质筛管防砂，无法封隔数量众多的泥页岩夹层，而其中含量较高的蒙脱石暴露在裸眼井中，见水后，吸水膨胀，堵塞筛管，从而导致油井在见水后，产量显著下降。压裂充填井通过下入套管并固井，仅射开蒙脱石含量较低砂岩层段，因而油井见水后，筛管未发生堵塞，仍然具有较好的稳产、提液能力。

4 完井及防砂方式优化

国内学者邓金根针对疏松砂岩做了大量的防砂实验，提出了适用于渤海海域疏松砂岩的防砂选择图版［11-13］，实验结果：黏土矿物含量小于10%，采用优质筛管防砂；黏土矿物含量大于25%，采用砾石充填防砂；当黏土矿物含量介于10%～25%之间时，蒙脱石绝对含量小于7%采用优质筛管防砂，蒙脱石绝对含量大于10%采用砾石充填防砂，蒙脱石绝对含量介于7%～10%之间则由出砂模拟实验确定。

按照上述方法，将该油田黏土矿物含量数据和蒙脱石含量数据投影到防砂方式选择图版当中，可以看到对于砂岩层段，选择优质筛管防砂即可；而隔夹层段黏土含量、蒙脱石含量分布范围较广，平均值分别为31.72%、34.25%，需采用砾石充填防砂。

压裂充填防砂是最为先进的防砂方式，然而作业工序复杂，需要压裂泵、混砂车、砂罐、储液罐等众多设备，对海上平台作业面积要求较高，大大增加了油田的开发成本。且对于Ø177.8 mm尾管井，受作业工具的限制，只能采用逐层射孔、逐层充填的Stack Pack工艺，延长了作业时间，进一步增加了完井费用。

通过分析发现，对于该油田，只要封隔黏土矿物、蒙脱石含量较高的隔夹层，选择性射开黏土矿物、蒙脱石含量相对较低的砂岩层，便可以采用优质筛管防砂。套管内射孔并下入优质筛管防砂的完井方式即可满足该需求，且相对于压裂充填防砂工艺，作业工序简单、完井工期短、费用低，大幅度地降低了油田开发成本。配合负压射孔或平衡射孔大负压返涌技术［14］，可大幅度减小油井表皮因数，实现油田高效开发。

5 结论

（1）对储层段砂岩层和隔夹层的黏土矿物含量进行了分析，结果表明：隔夹层中黏土矿物、蒙脱石含量高于砂岩层；隔夹层中含量较高的蒙脱石吸水后膨胀是优质筛管堵塞的主要原因，也是导致该稠油油田裸眼优质筛管防砂井日产液量和日产油量显著下降、后期提液困难的主要因素。

（2）油田实际生产表明：油井未见水的情况下，采用井底裸眼优质筛管防砂与地面出砂管理技术相结合的方式是一种较为理想的完井方式；油井见水以后，采用压裂充填防砂的生产井日产液量稳定、日产油递减率低、防砂失效率低，能够满足油田稳产、高产开发的需求，但工艺较复杂，完井成本较高。

（3）套管射孔并下入优质筛管的完井方式能够实现对砂岩层的选择性射孔并封固隔夹层，避免油井见水后隔夹层中含量较高的蒙脱石遇水膨胀而堵塞井底筛管，该完井方式作业工序简单、完井工期短、费用低，配合负压射孔或平衡射孔大负压返涌技术，可大幅度减小油井表皮因数，实现油田高效开发。