在渤海灣多層薄互層稠油油藏防砂實踐分析

王彬 許紅林 文敏 范志利

1.中海油研究總院有限責任公司；2.重慶科技學院

渤海灣砂巖稠油油藏儲層巖石膠結疏松，滲透率高，易出砂，不同的完井及其防砂方式對其開發效益影響巨大，油田開發需根據油氣藏類型和油氣層的特性、開發開采技術要求選擇合理的完井及其防砂方式［1］。對渤海海域蓬萊19-3油田多年的防砂歷程進行了總結，對采用不同完井或防砂方式油井的表皮因數、產液/油量、產量遞減率，以及地層黏土礦物、蒙脫石含量等因素進行了綜合對比，結合該油田的儲層物性，分析了其防砂方式轉變的主要原因。

1 油田地質概況

渤海灣蓬萊19-3油田儲層埋深847～1632 m，目的層為明化鎮組和館陶組油層。儲層縱向跨度較大，從上到下分為13個油組，命名為L00、L10、L20、L30、L40、L50、L60、L70、L80、L90、L100、L110、L120，其中L00～L40油組屬于明化鎮組下段儲層，L50～L120油組屬于館陶組儲層，這些油組進一步細分為47個小層。

該油田儲層為河流相沉積砂體，顯著的特征是砂泥巖互層嚴重，砂巖段個數多、厚度薄，被多個泥頁巖夾層隔開，70%的砂巖層厚度小于3 m，凈毛比低（0.28～0.32），連通性較差；泥質含量波動較大，波動范圍0.15%～88.52%。

儲層巖石為細砂巖、中細砂巖和含礫中粗砂巖，膠結疏松，強度低（單軸抗壓強度3.45～6.70 MPa），分選差（分選系數85～237），非均質性強（不均勻系數12～130），地層砂粒度中值d50為88～250 μm。

儲層孔隙度18.9%～34.7%，滲透率分布范圍廣（15～2 330 mD），屬中孔/高孔、高滲儲層。地層原油密度0.890～0.934 g/cm3，地層原油黏度31～278 mPa·s。

2 防砂歷程

蓬萊19-3油田于2002年進行開發，油井防砂方式主要經歷了3個階段。階段1：實驗階段，嘗試不同的完井及防砂方式，為后續油田開發提供依據；階段2：油田大規模開發，生產井采用裸眼優質篩管防砂；階段3：改進防砂方式，采用壓裂充填防砂。

2.1 階段1（2002—2004年）

2002—2004年，共鉆24口井，分別采取不同的完井與防砂方式進行試驗，這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，下入膨脹篩管防砂；（3）OH+WWS：裸眼完井，下入繞絲篩管防砂；（4）OH+STAR：裸眼完井，下入星孔型篩管防砂；（5）OH+ESS：裸眼完井，下入膨脹篩管防砂；（6）Frac+ESS：逐層射孔，逐層壓裂，下入膨脹篩管防砂。套管射孔均采用正壓射孔，孔密40 孔/m，相位角135°/45°，穿透深度940 mm，孔徑14.5 mm。采用不同完井或防砂方式油井的表皮因數見表1。

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

從表1可以看出，各油井采用不同完井或防砂方式后地層表皮因數不一致，把表皮因數從低到高進行排序，對應的完井或防砂方式依次為：裸眼內下入膨脹篩管防砂方式，壓裂后下入膨脹篩管防砂，裸眼內下入優質篩管防砂，套管射孔系列完井方式。

分析原因，認為裸眼井泄油面積大，無固井、射孔作業對儲層造成的傷害，因而采用裸眼內下入膨脹篩管、優質篩管的防砂方式表皮因數最低；Frac+ESS防砂，通過壓裂地層產生裂縫，解除近井地帶傷害，也可獲得較低的表皮因數；而射孔后不防砂、射孔后下入膨脹篩管的防砂方式，由于固井、正壓射孔對儲層造成嚴重的傷害，使得表皮因數最大。隨著生產的進行，所有下入膨脹篩管的井均發生較為嚴重的出砂現象，檢測發現，井底膨脹篩管被擠毀，修井管柱重入井筒困難，這些井后期均側鉆。

2.2 階段2（2005—2011年）

基于階段1的試驗結果，裸眼內下入優質篩管防砂存在表皮因數低、完井時間短、費用低等優勢，2005—2011年，所有生產井均采用裸眼內下入優質篩管的防砂方式。期間，依據適度出砂理念［2-5］，優質篩管的擋砂精度發生較大的改變，依次為：2005—2007年，使用小篩縫尺寸的篩管，擋砂精度110 μm；2008—2009年，適當放大篩管篩縫尺寸，為175～225 μm；2009—2011年，篩管篩縫尺寸放大至250～400 μm、400～600 μm。各階段的篩管類型主要為貝克Excluder篩管、哈里伯頓Poromax篩管、蒼南Stars篩管等。

該油田共171口生產井使用優質篩管防砂，不同于渤海其他油田裸眼優質篩管防砂井［6-9］，多數井表現為前期產液量、產油量高，一旦見水后，油井產液、產油迅速下降，且無法通過提高生產壓差、增加泵的頻率等方式恢復產液量。2009年，油田開始注水，油井見水后，隨著含水率上升，日產液量、日產油量顯著下降。從2009年10月至2010年5月，平均含水率從2.29%升至11.10%，而日產液從200.35 m3/d降至98.94 m3/d，降低約50%，后期無法提液。

2.3 階段3（2010年至今）

裸眼優質篩管井普遍存在見水后產液、產油迅速下降的現象，使得該類防砂方式無法滿足油田穩產、高產的要求，需要尋求一種更為有效的防砂方式。2010年，在該油田試驗了壓裂充填防砂技術，旨在通過對地層壓開裂縫，解除井筒附近的傷害，同時在近井地帶及炮眼內緊密充填礫石，達到更好的擋砂效果。

同裸眼優質篩管防砂井相比，初期幾口壓裂充填井表現出日產液穩定、日產油遞減慢的特點。對比2010年投產的壓裂充填井和裸眼優質篩管防砂井的產液量和產油量，壓裂充填防砂井產液量較為穩定，而裸眼優質篩管防砂井產液量遞減較快，月遞減率為3.98%，壓裂充填防砂井產油量月遞減率為2.54%，裸眼優質篩管防砂井產油量月遞減率為4.75%。

基于壓裂充填井產液量穩定，日產油遞減慢，油田后期主要采用此種防砂方式。截至2015年7月，在該油田已進行壓裂充填防砂作業150井次，防砂層位多達507個，其中單井最大完井井段384 m（1076～1 460 m），單井最大井斜角76°。除7口井因為含水率高、地層供液不足關井外，其余各壓裂充填防砂井均正常生產，且產液穩定。

該油田的壓裂充填防砂工藝包括兩種：（1）一趟多層（STMZ），即一次性射開多個防砂層段，下入篩管，從下到上依次充填，用于?244.5 mm生產套管井，單次作業可完成4個層位的充填，具備完井作業工期相對較短、效率高的特點；（2）逐層充填（Stack Pack），因受作業工具的限制，對于?177.8 mm尾管井采用此種充填方式，逐層射孔，逐層充填，完井作業時間較長、效率低。

3 裸眼優質篩管防砂井產量遞減原因分析

在該油田，對裸眼優質篩管防砂井補射孔作業以及拔出井底篩管證明，這類井產液量下降的主要原因是篩管發生堵塞，篩管導流罩以及擋砂介質上殘留大量泥沙，且由于“熱點效應”產生局部破壞。

油井產水是篩管堵塞的外因，而地層黏土礦物含量、組成成分是導致篩管堵塞的內因［10］。為更好地指導該類油田后續防砂方式的選擇，對篩管堵塞原因進行了分析。基于測井解釋Cutoff值，把儲層段巖石分為砂巖層和隔夾層，以測井解釋泥質含量為標準，其中泥質含量低于20%為砂巖層段，主要成分為砂巖，泥質含量高于20%為隔夾層段，主要成分為泥頁巖。砂巖層段是主要的產油層位，孔隙度、滲透率高于隔夾層段。

通過室內X射線衍射實驗，測量該油田儲層不同油組的黏土礦物含量，砂巖層黏土礦物含量2%～9%，平均值4.42%，成分以高嶺石、伊蒙混層、伊利石為主；隔夾層段黏土礦物含量13%～57%，平均值為31.72%，成分以伊蒙混層、高嶺石、伊利石為主。隔夾層段的黏土礦物含量顯然高于純砂巖段的黏土礦物含量。

不同黏土礦物的吸水膨脹性不同，一般認為：蒙脫石＞伊/蒙混層＞伊利石＞高嶺石＞綠泥石，即蒙脫石吸水膨脹性最強，是油井見水以后堵塞篩管的主要因素。根據黏土礦物成分進一步計算蒙脫石的含量，其中砂巖層蒙脫石組分含量0.24%～18.00%（平均值6.58%），絕對含量0.01%～1.53%（平均值0.32%）；隔夾層的蒙脫石組分含量9.90%～82.30%（平均值34.25%），絕對含量0.59%～31.27%（平均值10.86%）。隔夾層蒙脫石含量高于純砂巖段的蒙脫石含量，認為隔夾層的吸水膨脹性更強。

該油田儲層為河流相沉積砂體，砂泥巖互層嚴重，平面上砂體連通性較差。采用裸眼優質篩管防砂，無法封隔數量眾多的泥頁巖夾層，而其中含量較高的蒙脫石暴露在裸眼井中，見水后，吸水膨脹，堵塞篩管，從而導致油井在見水后，產量顯著下降。壓裂充填井通過下入套管并固井，僅射開蒙脫石含量較低砂巖層段，因而油井見水后，篩管未發生堵塞，仍然具有較好的穩產、提液能力。

4 完井及防砂方式優化

國內學者鄧金根針對疏松砂巖做了大量的防砂實驗，提出了適用于渤海海域疏松砂巖的防砂選擇圖版［11-13］，實驗結果：黏土礦物含量小于10%，采用優質篩管防砂；黏土礦物含量大于25%，采用礫石充填防砂；當黏土礦物含量介于10%～25%之間時，蒙脫石絕對含量小于7%采用優質篩管防砂，蒙脫石絕對含量大于10%采用礫石充填防砂，蒙脫石絕對含量介于7%～10%之間則由出砂模擬實驗確定。

按照上述方法，將該油田黏土礦物含量數據和蒙脫石含量數據投影到防砂方式選擇圖版當中，可以看到對于砂巖層段，選擇優質篩管防砂即可；而隔夾層段黏土含量、蒙脫石含量分布范圍較廣，平均值分別為31.72%、34.25%，需采用礫石充填防砂。

壓裂充填防砂是最為先進的防砂方式，然而作業工序復雜，需要壓裂泵、混砂車、砂罐、儲液罐等眾多設備，對海上平臺作業面積要求較高，大大增加了油田的開發成本。且對于?177.8 mm尾管井，受作業工具的限制，只能采用逐層射孔、逐層充填的Stack Pack工藝，延長了作業時間，進一步增加了完井費用。

通過分析發現，對于該油田，只要封隔黏土礦物、蒙脫石含量較高的隔夾層，選擇性射開黏土礦物、蒙脫石含量相對較低的砂巖層，便可以采用優質篩管防砂。套管內射孔并下入優質篩管防砂的完井方式即可滿足該需求，且相對于壓裂充填防砂工藝，作業工序簡單、完井工期短、費用低，大幅度地降低了油田開發成本。配合負壓射孔或平衡射孔大負壓返涌技術［14］，可大幅度減小油井表皮因數，實現油田高效開發。

5 結論

（1）對儲層段砂巖層和隔夾層的黏土礦物含量進行了分析，結果表明：隔夾層中黏土礦物、蒙脫石含量高于砂巖層；隔夾層中含量較高的蒙脫石吸水后膨脹是優質篩管堵塞的主要原因，也是導致該稠油油田裸眼優質篩管防砂井日產液量和日產油量顯著下降、后期提液困難的主要因素。

（2）油田實際生產表明：油井未見水的情況下，采用井底裸眼優質篩管防砂與地面出砂管理技術相結合的方式是一種較為理想的完井方式；油井見水以后，采用壓裂充填防砂的生產井日產液量穩定、日產油遞減率低、防砂失效率低，能夠滿足油田穩產、高產開發的需求，但工藝較復雜，完井成本較高。

（3）套管射孔并下入優質篩管的完井方式能夠實現對砂巖層的選擇性射孔并封固隔夾層，避免油井見水后隔夾層中含量較高的蒙脫石遇水膨脹而堵塞井底篩管，該完井方式作業工序簡單、完井工期短、費用低，配合負壓射孔或平衡射孔大負壓返涌技術，可大幅度減小油井表皮因數，實現油田高效開發。