多层疏松砂岩油藏产能影响因素分析及治理——以渤海L油田为例

郑金定，侯亚伟，石洪福，张 章，甘立琴

(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)

新井产能研究包括预测产能和改善产能，在油田开发方案及综合调整方案中起着重要作用。关于产能预测的研究主要是基于渗流力学模型，研究不同井型、井径、裂缝、储层污染、非均质性等因素对产能的影响[1-6]。海上多层疏松砂岩油藏储层具有较强速敏性，对新井产能及其影响因素研究相对较少，特别是中高含水期层系井网调整的新井，产能改善方法缺乏实践经验。文中以渤海L油田为例，基于矿场资料，分析新井产能与含水率、产层厚度、生产压差的关系，探索改善产能的方法，即提高新井产能初值，减缓产能递减速度，为类似油藏综合调整提供参考。

1 存在问题

渤海L油田主力含油层发育于新近系明化镇组下段和馆陶组，具有含油跨度长、油层厚度大、小层数量多、薄互占比高的特点。实钻资料显示，含油层段地层厚度为100～600 m，单井钻遇油层厚度30～160 m，砂泥岩互层。研究区主要含油目的层划分为13个油组，47个小层，其中明化镇组下段5个油组，馆陶组8个油组。储层物性具有中高孔、高渗特征，孔隙度21%～35%，渗透率50×10-3～2 500×10-3μm2，原油密度0.94 g/cm3，地层原油黏度9.1～142.0 mPa·s。

研究区早期采用一套层系、反九点井网注水开发，注采井距约350 m。大段合采模式在开发初期能够获得较高的采油速度，但长期积累的开发矛盾在油田迈入中高含水阶段后集中爆发，主要表现在平面矛盾、层间矛盾以及层内矛盾突出、流线固化严重、平面产液结构失衡、主力层水窜加剧等方面。在高采油速度下，油井生产压差大，导致疏松砂岩储层微粒运移并在近井地带堵塞孔喉，单井产液量随着含水率的上升出现不升反降的现象。统计研究区早期的新井产能发现，大部分新井初期产能递减快，第一年平均新井产能递减率高达64.6%，部分高产油井很快变成低产低效井，严重制约新井产能长期稳定释放。因此，需对研究区开展综合调整，利用调整井和开发井逐步完善平面井网，并通过纵向细分开发层系，改善水驱效果。

2 产能影响因素及治理策略

油井产能受油藏地质条件和开发模式影响，即受孔喉结构、储层物性、沉积微相、储层展布等静态参数的影响的同时，也受完井方式、水淹程度、产层厚度、生产压差等开发因素[7-8]的影响。基于研究区油藏地质特征及开发方式，重点研究含水率、产层厚度、生产压差对初期产能的影响，探索多层疏松砂岩油藏综合调整阶段产能改善策略。

2.1 含水率

含水率反映不同时期油田含水上升的快慢，是衡量油田注水效果的重要指标。利用油水两相渗透率曲线，归一化饱和度后可得到不同含水率下油藏无因次采油指数：

(1)

式中：JDO为无因次比采油指数；Swc为束缚水饱和度；Sorw水相端点饱和度；Sw含水饱和度；no为油相指数。

在已知油、水黏度以及相对渗透率曲线的情况下，结合分流方程[9]，可推导出无因次采油指数与含水率的近似关系式(2)：

(2)

式中：μo为原油黏度，mPa·s；μw为水相黏度，mPa·s；fw为含水率，%。

对公式(2)含水率求导，得到产能随含水率的导数公式(3)：

(3)

根据上式，计算得到研究区不同含水率对应的产能下降速度。在高含水阶段，产能下降速度急剧增大，因此，含水率是影响产能递减速度的主控因素，该阶段是控水稳油或控水增油的最佳阶段。针对高含水低产的新井，采取精细注水、调剖调驱、油井酸化等措施，实现流场调控，从而改善新井产能。

2.2 产层厚度

研究区早期采用大段合注合采模式，单井产层厚度最高达148 m，平均为67 m。为了研究新井产能与产层厚度的关系，通过降噪处理将初期产能按照含水率进行分阶段取平均值，绘制不同含水阶段新井平均米采油指数与产层厚度的关系(图1)。随着产层厚度增大，单井产能逐渐降低。在低含水阶段，新井初期产能较大，且斜率较小；而在高含水阶段，新井初期产能相对较小，且斜率较大，说明高含水期产层厚度对新井产能的影响更明显。在高含水阶段，非均衡驱替导致纵向各层地层压力差异和水淹程度差异增大，层间干扰更为严重。根据高含水阶段米采油指数与产层厚度回归公式，计算不同产层厚度对应的单井初期产油量。以生产压差4.0 MPa为例，当日产油下限为30 m3时，研究区对应的产层厚度下限为20 m，远低于目前单井平均产层厚度，说明研究区层系调整潜力巨大，为一次井网调整以及后续二次井网加密调整指明方向。

图1 研究区米采油指数与产层厚度关系

2.3 生产压差

研究区埋深约1 200 m，属于河流相疏松砂岩油藏，岩石特征表现为分选性中等偏差，储集空间以粒间孔为主，岩石分选系数2.22，孔喉平均半径为10.55 μm。储层泥质含量高，黏土矿物主要为高岭石、伊利石和伊蒙混层，其中速敏矿物(高岭石、伊利石)占比56%，导致储层具有较强的速敏性。实践表明，以定向井为主的开发模式下，早期生产压差过大，近井地带储层易发生微粒运移，微粒聚集造成储层污染，影响产液能力的正常释放。统计研究区单井产液规律，70%的油井产液量并没有随着含水率的上升而上升，其中42%的生产井产液量随着含水率上升呈下降的趋势，油井产液规律不升反降的现象严重制约新井产能长期稳定释放。

根据研究区历年投产井初期含水率值，将油井划分为5种类型，统计每口单井初期年平均米采油指数与生产压差，并拟合两者之间的关系(见表1，表中Jo为米采油指数，m3/(d·MPa·m)；△P为生产压差，MPa)。新井含水率越低，米采油指数相对较大，对生产压差越敏感；相反，含水阶段越高，米采油指数相对较小，且受生产压差影响较小。因此，在低含水阶段，生产压差是单井产能的主控因素，合理的生产压差是新井产能有效释放的基础。实践表明，生产压差大容易导致储层微粒运移而堵塞孔喉，导致新井产油量递减快。研究区新井投产初期严格控制生产压差，采用“低频起泵，小步慢跑”的压差管理策略。根据不同含水阶段的产能与生产压差拟合公式，绘制了不同生产压差对应的单井产油量增长图版(见图2)，呈向下开口的抛物线形态。当生产压差约4.0 MPa时，新井产油量达到峰值；当生产压差超过4.0 MPa时，继续提频增大生产压差，新井产油量增长倍数逐渐减小。因此，研究区定向井合理生产压差约为4.0 MPa。此外，根据岩石力学剪切破坏的基本原理及岩石破坏的摩尔库伦准则，计算研究区定向井合理生产压差，也约为4.0 MPa，两者分析结果一致。

表1 新井初期年平均米采油指数与生产压差关系

3 应用实践

针对研究区大段合采的开发模式，开展了综合调整研究，逐步形成“平面流场调控、纵向细分层系、严控合理压差”的三位一体调整策略，从而提高新井产能初值，减缓产能递减速度。

3.1 流场调控

研究区储层非均质性强，水驱方式为反九点井网，经历十余年高强度水驱开发，流场严重固化，局部存在水窜通道，无效注水严重。实施综合调整后，通过采取“注采双向联动，连片协同治理，解放新井产能”的策略，实现了流场调整与重构。实践表明，新增注水井点、完善注采井网、注水井分层调配和实施调剖调驱等措施能够有效改善新井产能。例如：新井C35S3井投产初期因高含水处于低产低效状态，产油量明显低于周边生产井。开展流场调控技术后发现，该井与注水井C07S1井之间存在水窜通道，流线分布不均衡(图3a)，存在水驱波及盲区，因此，补充注水井D13S3井完善注采井网，同时降低C07S1井注水量，实现液流转向，治理后流场改善效果较好(图3b)。C35S3井含水率下降5%，日增油60 t，米采油指数从0.10 m3/(d·MPa·m)增大至0.38 m3/(d·MPa·m)，米采油指数为治理前3.8倍(图4)。

图3 C35S3井区流场分布

图4 C35S3井组注采曲线

3.2 细分开发层系

研究区进入高含水期后，新井随钻测压和测井解释成果表明纵向压力和水淹程度差异巨大，纵向超亏压幅度高达5.0 MPa，主力储层强水淹厚度占比是薄层的10.6倍，层间干扰急剧增加，制约纵向各小层产能正常释放，因此，研究区开展以“细分开发层系”为策略的综合调整项目，通过低产低效井侧钻治理和新平台项目，推进细分层系开发，降低单井产层厚度。目前，已实施分层系生产井121口，分层系开发井比例从调整前11%提高至55%。实施综合调整后，纵向上由一套开发层系逐步转化为三套开发层系，局部利用水平井挖潜厚层顶部剩余油，单井平均产层厚度由67 m降低至43 m，层系内渗透率极差从11.9下降至5.0。实践表明，大段合采井初期平均米采油指数为0.26 m3/(d·MPa·m)，细分层系开发后，新井初期米采油指数增大至0.33 m3/(d·MPa·m)，增幅达26.9%，改善效果较好。

3.3 严控合理压差

研究区新井产液量随着含水率的上升呈下降的趋势，严重影响油井产能的稳定释放。基于储层微观特征以及出砂机理，研究区新井初期采用“低频起泵，小步慢跑”的策略。以2021年新井为例，初期泵频平均约为30 Hz，生产压差缓慢增大至4.0 MPa，而2018年投产井初期年平均生产压差高达6.1 MPa。实践表明，通过合理控制生产压差，新井产液量随着含水率的上升呈增大的趋势，2021年新井第一年产能递减率为20.6%，明显低于治理前初期产能递减率64.6%(图5)，新井产能释放稳定。

图5 研究区新井初期产能递减率变化

4 结论与认识

(1)低含水期，生产压差是影响初期产能的主控因素；高含水期，含水率和产层厚度是影响初期产能的主控因素。

(2)对于疏松砂岩油藏，生产压差过大易导致储层微粒运移而堵塞近井地带，建议新井初期采用“低频起泵，小步慢跑”的生产压差优化策略，确保产能长期稳定释放。

(3)因流场固化、高含水导致新井低产，以“注采双向联动、连片协同治理、解放新井产能”为治理方法，实现流场调整与重构，改善新井产能。

(4)针对多层疏松砂岩油藏，高含水期综合调整应坚持“流场调控、细分层系、合理压差”的三位一体策略，提高新井初期产能，减缓产能递减速度。