渤海灣疏松砂巖儲層微觀特征及開發(fā)實踐

劉 超，王 剛，韓建斌，范佳樂，姜立富

（中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津300452）

自水平井技術(shù)經(jīng)過多年的嘗試和改進，在國外得到逐步應(yīng)用。渤海油田第一口水平井于2002 年投產(chǎn)，水平井技術(shù)已經(jīng)成為渤海灣油田提高采收率的重要技術(shù)之一[1]。張芨強等[2?3]基于等值滲流阻力法，引入平均短半軸思想和平均質(zhì)量守恒原理，求得厚層油藏水平井產(chǎn)能公式。常偉等[4?5]根據(jù)水平井產(chǎn)能公式，通過計算及分析，表明地層厚度、儲層各向異性、水平井段長度、地層傷害對水平井產(chǎn)能的影響。黃世軍等[6?7]基于勢疊加原理和微元線匯理論，形成了考慮生產(chǎn)段耦合流動的階梯水平井產(chǎn)能評價方法。目前關(guān)于水平井滲流理論、產(chǎn)能的研究甚多，但涉及疏松砂巖、速敏儲層、長井段多層油藏的研究成果較少。在油田作業(yè)權(quán)回歸之前，由于外方作業(yè)者在砂體描述方面的研究不夠清晰，對多層油藏水平井井網(wǎng)部署的思路不明確，缺乏水平井在疏松砂巖儲層中的適應(yīng)性評價，導(dǎo)致5 口先導(dǎo)試驗水平井投產(chǎn)效果不理想。因此，水平井一度被認為不適合在渤海PL 油田應(yīng)用[8]。該油田在經(jīng)歷十幾年定向井大段合注合采的粗狂式開發(fā)后，于2018年邁入問題集中爆發(fā)的中高含水階段，定向井鉆完井過程中的儲層污染及生產(chǎn)過程中的微粒運移堵塞問題嚴重制約油井產(chǎn)能有效釋放[9]。油田開發(fā)面臨長井段多層油藏開發(fā)層系劃分、水平井挖潛剩余油、水平井與定向井的干擾等多重挑戰(zhàn)。本文基于渤海PL 油田微觀儲層特征，采用滲流理論、數(shù)值模擬與礦場實踐相結(jié)合的手段，研究得到了疏松砂巖水平井評價技術(shù)和厚薄間互多層油藏聯(lián)合井網(wǎng)分類開發(fā)技術(shù)，有效地改善了疏松砂巖中定向井由于速敏發(fā)生微粒運移而導(dǎo)致的產(chǎn)液量下降問題，同時采用聯(lián)合井網(wǎng)進一步論證了井間干擾的主控因素，為油田中高含水期綜合治理提供技術(shù)支撐。

1 渤海灣疏松砂巖油藏的微觀儲層特征

疏松砂巖類型的油田在渤海灣油田的開發(fā)中占據(jù)重要地位，隨著越來越多的此類油田投入開發(fā)，它們表現(xiàn)出截然不同的開發(fā)特征，尤其是注水開發(fā)的中后期，單井產(chǎn)液變化規(guī)律差異明顯，部分井表現(xiàn)為產(chǎn)液量迅速增加，通過大泵提液來實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)[10?11]，而有些井則表現(xiàn)為產(chǎn)液量迅速下降，產(chǎn)油量遞減率很大。顯然，對此類油田的認識還不能滿足精細開發(fā)的需求。

以渤海PL 油田為例，定向井生產(chǎn)實踐表明，產(chǎn)液量隨含水率呈上升趨勢的生產(chǎn)井占15%，產(chǎn)液量處于穩(wěn)定狀態(tài)的生產(chǎn)井占25%，其余定向井產(chǎn)液量呈現(xiàn)下降特征，占總油井60%（見圖1）。以定向井D54ST01 為例，該井屬于典型產(chǎn)液量下降型，投產(chǎn)初期小壓差生產(chǎn)，產(chǎn)液量穩(wěn)中有升，后期生產(chǎn)壓差增大，產(chǎn)液量急劇下降，從800 m3/d 降低至80 m3/d，由于井底流壓快速下降，導(dǎo)致高含水期無法通過繼續(xù)提高生產(chǎn)壓差獲得穩(wěn)產(chǎn)（見圖2）。

圖1 渤海PL 油田定向井產(chǎn)液量變化規(guī)律分類統(tǒng)計Fig.1 Classified statistics of fluid production variation of directional wells in Bohai PL oilfield

圖2 渤海PL 油田D54ST01 井生產(chǎn)曲線Fig.2 Production curve of well D54ST01 in Bohai PL oilfield

分析認為，渤海PL 油田定向井產(chǎn)液量下降與儲層微粒運移有關(guān)，為改善開發(fā)效果，有必要從宏觀沉積控制到微觀儲層特征系統(tǒng)分析儲層敏感性控制機理，以便進一步指導(dǎo)儲層保護和綜合治理。

宏觀因素包括古物源、古氣候、古地貌、沉積相[12?13]。原生黏土礦物形成于沉積階段，受控于古物源、古氣候、流體介質(zhì)酸堿性。由古物源、古地貌影響水動力環(huán)境及沉積方式、沉積模式，最終影響儲層成熟度[14?16]。渤海PL 油田明化鎮(zhèn)組物源來自遼東隆起，母巖巖性為花崗巖和酸性火山巖，老鐵山水系距離物源60 km，古地貌坡度平緩，屬于曲流河沉積，水動力環(huán)境較弱，沉積速度較慢，成熟度較高，古氣候?qū)儆趤啛釒?；而館陶組物源來自膠遼隆起，母巖巖性為變質(zhì)石英巖，屬于廟島水系，距離物源25 km，古地貌坡度較陡，屬于辮狀河沉積，水動力環(huán)境較強，沉積速度較快，成熟度較低，古氣候?qū)儆跍貛А＝Y(jié)合渤海PL 油田古氣候與古物源，蒙脫石主要發(fā)育在館陶組L60、L80、L90、L100、L120 等油組，其中L60 油組最為富集，而高嶺石主要發(fā)育在館陶組L60、L80、L90 等油組，以長石溶蝕自生高嶺石為主。

微觀因素包括儲層結(jié)構(gòu)成熟度、孔喉特征、成分成熟度、黏土礦物。渤海PL 油田長石、巖屑等不穩(wěn)定組分含量高，成分成熟度僅為0.57。同時，儲層細粒組分含量高，明下段以粉?細砂巖為主，館陶組以中?細砂巖和含礫中?粗砂巖為主，油田平均分選系如表1 所示，結(jié)構(gòu)成熟度低。

表1 渤海PL 油田不同油組分選系數(shù)統(tǒng)計Table 1 Sorting coefficient statistics of different oil groups in Bohai PL oilfield

由于成分成熟度低，分選成熟度高，渤海PL 油田儲層喉道半徑小，主要呈點狀、片狀、縮頸狀連通（見圖3）。同時，毛管壓力曲線進汞段平緩，且壓力值較高，退汞率最低，經(jīng)計算館陶組儲層平均孔喉半徑10.5 μm，因此渤海PL 油田儲層喉道具有易堵塞特征。

圖3 渤海PL 油田PL19?3?1 井巖心水驅(qū)油薄片F(xiàn)ig.3 Thin section of core water flooding of well PL 19?3?1 in Bohai PL oilfield

巖心速度敏感性評價實驗的目的在于定量刻畫流體滲流速度變化引起儲層微粒運移對滲透率的影響，并且測定臨界流速作為衡量儲層速敏強弱的指標。選取4 組巖心繪制驅(qū)替速度與滲透率變化的關(guān)系曲線（見圖4）。巖心實驗表明，渤海PL 油田L(fēng)50、L80 油組具有速敏效應(yīng)，當流體運動速度達到一定時，疏松儲層發(fā)生微粒運移，且堵塞在窄小喉道處，造成滲透率降低，經(jīng)計算，渤海PL 油田儲層臨界流速為1.00 mL/min。

圖4 不同模擬地層水驅(qū)替速度下滲透率變量Fig.4 Permeability variable values under different simulated formation water displacement rates

綜上所述，渤海PL 油田儲層具有“易敏體質(zhì)”，主要體現(xiàn)在3 個方面：（1）細微顆粒含量高，流體沖刷或黏土礦物膨脹會造成脫落、運移，堵塞喉道。（2）黏土礦物中高嶺石、伊利石含量高，結(jié)構(gòu)松散易運移；蒙脫石含量高，遇水膨脹堵塞喉道。（3）孔喉半徑小，速敏礦物多，細微顆粒運移到細小喉道不易通過，從而堵塞喉道。綜合參考儲層結(jié)構(gòu)、黏土礦物、孔喉特征，以實驗數(shù)據(jù)為標準，對各油組的整體敏感性做半定量的評價，得出渤海PL 油田明下段中等速敏，而館陶組儲層速敏強（見表2）。

表2 渤海PL 油田不同油組儲層速敏評價Table 2 Velocity sensitivity evaluation of different oil group in Bohai PL oilfield

2 儲層水平井適應(yīng)性評價

渤海PL 油田屬于典型的易堵疏松砂巖油藏，不僅速敏礦物豐富，且喉道半徑小，具有較強速敏效應(yīng)，這種微觀儲層特征導(dǎo)致定向井近井地帶微粒運移普遍發(fā)生，產(chǎn)液能力未能充分釋放，制約油田高效開發(fā)?；诜€(wěn)態(tài)滲流理論，研究定向井與水平井在近井地帶的滲流規(guī)律。假設(shè)儲層均質(zhì)，不考慮井筒內(nèi)壓力降，定向井滲流區(qū)域形狀近似為圓柱體，水平井滲流區(qū)域形狀近似為圓柱與半球結(jié)合體。

根據(jù)圓柱體和橢球體的面積計算公式，得到定向井和水平井滲流場內(nèi)任意一點的滲流橫截面積分別為式（1）、（2）：

式中，re為泄油半徑，m；h為油層厚度，m；L為水平井水平段長度，m。

當油井產(chǎn)量為Q（m3/d），定向井和水平井在滲流場內(nèi)的滲流速度為：

基于式（3），代入渤海PL 油田基本參數(shù)，泄油半徑300 m，水平段長度200 m，生產(chǎn)壓差4 MPa，得到定向井和水平井在滲流區(qū)域內(nèi)單位面積流量和地層壓力對比（見圖5）。顯然，由于模擬穩(wěn)態(tài)時井筒附近水平井壓降遠小于定向井，在距離井筒同樣半徑條件下，水平井滲流面積遠大于定向井，單位面積流速遠小于定向井。在相同產(chǎn)量情況下，在近井10 m 范圍內(nèi)水平井的流速只有定向井流速的0.1~0.2 倍，根據(jù)實驗室測量得到的巖心速敏臨界值，換算為礦場速敏臨界值，得到礦場實際水平井的最大產(chǎn)液量可以達到900~1 500 m3/d，不超過此值就不會發(fā)生產(chǎn)液量的大幅下降。因此，與定向井相比，水平井更能適應(yīng)易堵疏松砂巖儲層。

圖5 定向井和水平井在滲流區(qū)域內(nèi)單位面積流量和地層壓力對比Fig.5 Comparison of unit area flow and formation pressure between directional well and horizontal well in seepage area

自2014 年油田作業(yè)權(quán)回歸之后，得益于地震、構(gòu)造、儲層、水淹等基礎(chǔ)研究成果，砂體刻畫更為清晰，剩余油分布更加精確，2018-2020 年大批水平井也順利投產(chǎn)。實踐表明，定向井與水平井生產(chǎn)規(guī)律差異明顯，水平井平均日產(chǎn)液505 m3/d，水平井平均流壓7.5 MPa，定向井平均日產(chǎn)液245 m3/d，定向井平均流壓3.1 MPa，水平井不僅產(chǎn)液量高，井底流壓高，同時產(chǎn)液規(guī)律符合正常上升趨勢（見圖6）。由于井底流壓較高，特別是后期生產(chǎn)過程中，水平井通過放大生產(chǎn)壓差使產(chǎn)液能力逐步提高，而定向井產(chǎn)液量逐步下降。

圖6 渤海PL 油田已實施水平井和定向井產(chǎn)液變化曲線Fig.6 Liquid production curve of horizontal wells anddirectional well in Bohai PL oilfield

以2018 年渤海PL 油田實施的2 口調(diào)整井（D06ST01、D26H1）為例，這2 口井位于油田中部同一個注水井組，由東北側(cè)A04ST02 提供單向注水支持，定向井D06ST01 生產(chǎn)L50-L90 油組，生產(chǎn)厚度78.3 m，初期生產(chǎn)壓差5.4 MPa，日產(chǎn)液472 m3/d。由于生產(chǎn)壓差過大，產(chǎn)液量不斷下降，繼續(xù)提高生產(chǎn)壓差無增油效果（見圖7）；水平井D26H1 生產(chǎn)L50 小層，該小層為油田主力層，儲層厚度12.0 m，初期生產(chǎn)壓差0.9 MPa，日產(chǎn)液764 m3/d，提頻后液量顯著上升，后期也能維持在900 m3/d（見圖7）。實踐證明，水平井更能適應(yīng)易堵疏松砂巖儲層。

圖7 水平井D06ST01 和D26H1 生產(chǎn)曲線Fig.7 Production curve of horizontal well D06ST01 and well D26H1

3 長井段多層油藏聯(lián)合井網(wǎng)設(shè)計與優(yōu)化

渤海PL 油田主力含油層發(fā)育于明化鎮(zhèn)組和館陶組，含油層段地層厚度100~600 m，單井鉆遇油層厚度30~160 m，砂泥巖互層?？v向劃分為13 個油組，47 個小層。由于早期采用一套層系大段合注合采，層間干擾嚴重，導(dǎo)致油田在中高含水期開發(fā)矛盾集中爆發(fā)，以縱向壓力不均衡和儲層微粒運移最為嚴重。

早在2014 年綜合調(diào)整方案設(shè)計階段，基于渤海PL 油田地質(zhì)油藏特征，確定縱向細分開發(fā)層系的策略。由于當時縱向各小層壓力差異較小，考慮流體差異和層間干擾程度，綜合調(diào)整方案采用三套開發(fā)層系，明化鎮(zhèn)一套層系，館陶組分館上段和館下段兩套層系，井型以定向井為主。然而隨著地質(zhì)認識不斷加深、動態(tài)資料不斷豐富，縱向小層壓力差異增大，微粒運移日益嚴重，三套開發(fā)層系已然不能滿足渤海PL 油田高效開發(fā)。因此，在油田綜合調(diào)整隨鉆實施過程中，創(chuàng)新性實施綜合調(diào)整方案，縱向上進一步細分開發(fā)層系。

明化鎮(zhèn)屬于曲流河沉積，主力砂體主要呈窄條帶狀，河道方向儲層厚度大且穩(wěn)定，垂直河道方向砂體變化快。同時，河道擺動頻繁，砂體縱向疊置程度低，定向井很難同時鉆遇多套主力砂體，因此明化鎮(zhèn)組分單砂體水平井開發(fā)；館陶組屬于辮狀河沉積，薄層廣泛發(fā)育，主力層上部剩余油富集，在定向井開發(fā)基礎(chǔ)上，局部主力層利用水平井挖潛剩余油。

水平井與定向井聯(lián)合井網(wǎng)的井間干擾程度是決定聯(lián)合井網(wǎng)成功的關(guān)鍵。利用數(shù)模手段，基于渤海PL 油田C10 井區(qū)館陶組精細油藏模型，模型網(wǎng)格尺寸：25 m×25 m×2 m。模擬初期采用反九點井網(wǎng)，在中高含水期利用水平井挖潛主力層L50 小層頂部剩余油。通過控制L50 小層累計注采比，模擬超壓和虧壓2 種狀況，得到不同壓力狀況下定向井產(chǎn)油量變化規(guī)律（見圖8）。

圖8 不同壓力狀況下定向井產(chǎn)油量變化曲線Fig.8 Oil production curve of directional well

在地層能量充足的主力層，設(shè)計5 組不同水平井與定向井井距，分別為30、40、50、80、120、160 m，定向井采用打開L50 小層和關(guān)閉L50 小層2 種生產(chǎn)方式，預(yù)測定向井開關(guān)層兩種條件下不同井距對井組累增油的影響（見圖9）。

圖9 不同井距下定向井開關(guān)層對累產(chǎn)油的影響Fig.9 Effect of cumulative production of well group on directional

模擬結(jié)果發(fā)現(xiàn)：（1）定向井產(chǎn)油變化規(guī)律受地層能量的影響，小層壓力充足時產(chǎn)量出現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)階段，反之產(chǎn)油量快速遞減。（2）在主力層能量充足時，定向井開層效果更好。因此，在主力層超壓區(qū)域，利用水平井與定向井聯(lián)合開發(fā)是行之有效的。

基于易堵疏松砂巖油藏水平井適應(yīng)性評價結(jié)果，以及水平井與定向井聯(lián)合井網(wǎng)干擾程度認識，加上油田實鉆資料和生產(chǎn)動態(tài)資料日益豐富，砂體結(jié)構(gòu)刻畫更加清晰，水平井適用于渤海PL 油田中高含水期剩余油挖潛。針對渤海PL 油田綜合治理聯(lián)合井網(wǎng)堅持縱向細分開發(fā)層系：明化鎮(zhèn)分單砂體水平井開發(fā)（2-3 套），館陶組在定向井開發(fā)基礎(chǔ)上，局部主力層利用水平井開發(fā)（3-4 套），逐步形成定向井與水平井聯(lián)合分層系的立體井網(wǎng)。在一定程度上，整套層系井網(wǎng)有效降低了儲層微粒運移和層間干擾對油田開發(fā)的影響，共指導(dǎo)實施水平井13 口，平均初期日產(chǎn)油112 m3/d，比定向井高出42 m3/d，增油效果良好。下一步依托油田綜合治理方案，規(guī)劃實施87 口水平井，預(yù)計高峰貢獻年產(chǎn)油115×104m3。

4 結(jié) 論

（1）通過易堵疏松砂巖水平井評價技術(shù)得到，在近井地帶，水平井的圓柱與半球結(jié)合體滲流區(qū)域的單位面積流速遠小于定向井圓柱體滲流區(qū)域的單位面積流速，并在礦場實踐證實了水平井在易堵疏松砂巖儲層中對抗速敏現(xiàn)象更具優(yōu)勢。

（2）采用厚薄間互多層油藏聯(lián)合井網(wǎng)分類開發(fā)技術(shù)得到，定向井與水平井聯(lián)合開發(fā)時，井間干擾程度受控于主力層供液能力和生產(chǎn)井井距，在主力層能量充足且井距較大時，定向井開層效果更好。

（3）針對渤海PL 油田長井段易堵疏松砂巖多層油藏，細分開發(fā)層系是關(guān)鍵，明化鎮(zhèn)分單砂體水平井開發(fā)，館陶組在定向井開發(fā)基礎(chǔ)上，局部主力層利用水平井開發(fā)，逐步形成定向井與水平井聯(lián)合分層系的立體井網(wǎng)，劃分5-6 套開發(fā)層系。