王亮亮 ，王杰祥 ，王鵬 ，周懷光 ，鐘婷 ，陳毅 ，宋偉

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；2.中國石油塔里木油田分公司油氣工程研究院，新疆 庫爾勒 841000）

0 引言

東河油田是我國陸上發(fā)現(xiàn)的首個濱海相巨厚砂巖油藏，屬于深層、高溫、高鹽油藏。儲層非均質(zhì)性較強，在開發(fā)過程中表現(xiàn)出明顯的層狀油藏開發(fā)特點，注氣開發(fā)階段，東河油田油井普遍出砂［1-3］。2006—2020年，井口平均含砂量0.08%～1.20%，井筒內(nèi)最大砂埋速度高達(dá)32.89 m/月，嚴(yán)重時砂面已達(dá)到射孔井段，造成砂埋油層。因此，出砂是影響油井正常生產(chǎn)的主要因素。

儲層巖石微粒運移往往是砂巖油藏出砂的根本原因，造成油井出砂的原因主要包括目標(biāo)油藏地質(zhì)特征、開發(fā)對策、完井方式等3個方面［4］。而油井出砂是多種因素共同作用的結(jié)果，與油藏沉積特征、隔夾層類型與特征、巖性特征、應(yīng)力特征和儲層敏感性等地質(zhì)因素有關(guān)，也與生產(chǎn)壓差、含水率、氣油比、瀝青質(zhì)析出、作業(yè)和流速等開發(fā)因素，以及射孔參數(shù)（孔密）、井斜和射孔相位角等完井因素密不可分。其中，地質(zhì)因素是油藏固有特征，無法改變，而開發(fā)因素和完井因素在油藏開發(fā)過程中是可以人為改變的。因此，明確不同影響因素與出砂程度的相關(guān)性，對于出砂嚴(yán)重油井合理開發(fā)對策的制定至關(guān)重要。此外，當(dāng)新井選擇防砂完井方法時，應(yīng)在了解油井出砂機理、出砂影響因素及產(chǎn)出砂粒度特征的基礎(chǔ)上，參考目標(biāo)區(qū)塊現(xiàn)有防砂井防砂方法及效果，設(shè)計適當(dāng)?shù)姆郎巴昃に嚒?/p>

為此，針對東河油田注氣開發(fā)中日益突出的砂埋油層問題，本文基于東河油田現(xiàn)場提供的井下作業(yè)日志和生產(chǎn)日報等資料，統(tǒng)計得到現(xiàn)有生產(chǎn)井出砂情況及生產(chǎn)特征曲線。首先，通過分析油田注氣開發(fā)區(qū)塊的地質(zhì)因素、開發(fā)因素和完井因素與油層砂埋速度的關(guān)系，明確注氣開發(fā)階段的出砂原因；其次，采用灰色關(guān)聯(lián)理論定量分析各因素對油井出砂的影響程度，從而為選擇合適的防砂方式或優(yōu)化防砂參數(shù)設(shè)計提供理論支持；最后，基于出砂影響主次因素分析結(jié)果，通過理論計算結(jié)合室內(nèi)實驗，從舉升工藝等合理開發(fā)對策以及防砂完井技術(shù)等方面開展研究，提出了一套注氣開發(fā)階段防砂控砂的技術(shù)對策，以保障東河油田高效注氣開發(fā)。

1 注氣開發(fā)出砂影響因素

1.1 地質(zhì)因素

1.1.1 沉積特征與隔夾層特征

東河油田砂巖段為灘海沉積，主要受海岸波浪作用控制，以砂為主，礫石次之，從陸地向海方向可以劃分為沙丘、后濱、前濱、臨濱等4個沉積相帶。

東河油田灘海沉積儲層巖性均為粉砂、細(xì)砂，這一巖性特征決定了油田本身具有出砂的地質(zhì)條件。同時，東河油田儲層隔夾層整體泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)相對較少，并且由于單層夾層厚度較小，導(dǎo)致夾層整體穩(wěn)定性、橫向連續(xù)性均較差。分析認(rèn)為，目前東河油田在持續(xù)生產(chǎn)時受隔夾層影響，地層壓力分布不均勻，造成油層出砂的可能性增大。

1.1.2 巖性特征與應(yīng)力特征

由東河油田部分出砂油井實物巖心可以看出：1）東河油田儲層砂巖以細(xì)砂為主，砂粒極易脫落；2）巖石膠結(jié)疏松；3）巖心儲集空間存在微裂縫。這些特征再次表明，油藏本身具有出砂的地質(zhì)條件。

此外，隨著東河油田油層鉆開、射孔及補孔等作業(yè)，打破了儲層原有的應(yīng)力平衡狀態(tài)，使得近井地帶儲層巖石因為受力不平衡而發(fā)生破壞，從而引起油井出砂。而且隨著油層深度的不斷增加，這種被打破的應(yīng)力不平衡會越來越明顯，從而造成油井出砂程度進(jìn)一步加劇［5］?，F(xiàn)場生產(chǎn)資料表明，東河油田超深井開發(fā)初期只是在近井地帶形成出砂區(qū)，砂埋速度緩慢。但是，隨著開發(fā)程度的加深，尤其是實施注氣開發(fā)之后，出砂范圍逐漸擴大，造成砂埋速度急劇上升，嚴(yán)重影響了東河油田的正常生產(chǎn)。

1.2 開發(fā)因素

1.2.1 生產(chǎn)壓差

研究表明，油井生產(chǎn)壓差加大，會使得產(chǎn)量增加，但同時也會帶來滲流速度過高及水體突進(jìn)等問題。當(dāng)流體流速大于出砂臨界流速時，巖石微粒發(fā)生運移，從而加劇油井出砂。東河油田部分生產(chǎn)井平均生產(chǎn)壓差和平均砂埋速度如圖1所示。

此外，基于未防砂油井儲層地應(yīng)力參數(shù)及巖石力學(xué)實驗結(jié)果，通過Morita出砂臨界生產(chǎn)壓差計算模型，得到東河油田注氣開發(fā)階段出砂臨界生產(chǎn)壓差為5.6～7.9 MPa。由圖1可以看出，D77T井平均生產(chǎn)壓差為15.6 MPa，對應(yīng)的平均砂埋速度為32.89 m/月，遠(yuǎn)高于其他出砂油井。對比分析出砂程度較輕油井的生產(chǎn)壓差，建議東河油田注氣開發(fā)過程中，未采取防砂措施的油井可以依靠控制生產(chǎn)壓差進(jìn)行開采，從而減輕油井出砂程度。而防砂井可以放大生產(chǎn)壓差進(jìn)行生產(chǎn)，從而保證油井產(chǎn)量。

1.2.2 含水率

東河油田屬于塊狀底水油藏，邊底水對儲層巖石束縛水的極性有較大影響，從而影響巖石吸附強度。而且，儲層長期浸泡在外來水中，巖石易發(fā)生膨脹，導(dǎo)致吸附強度降低。當(dāng)油井含水率達(dá)到60%以上，地層巖石骨架會發(fā)生坍塌性破壞，導(dǎo)致油井大量出砂［6-7］。

圖2為東河油田D1井含水率與平均砂埋速度的關(guān)系。由圖可以看出，當(dāng)含水率超過60%時，平均砂埋速度急劇升高，最高至4.86 m/月。分析結(jié)果表明，油井砂埋速度受含水率變化影響較大，含水率升高會加劇油井出砂。因此，建議東河油田合理控制油井產(chǎn)水量，從而減輕由于產(chǎn)水造成的出砂程度。

1.2.3 氣油比

以DB18C井為例，研究了出砂油井氣油比與平均砂埋速度的關(guān)系，如圖3所示。

由圖3可以看出，隨著DB18C井日產(chǎn)氣量及氣油比急劇升高，平均砂埋速度顯著加快。分析認(rèn)為，氣竄不是油井出砂主要因素，而較高的日產(chǎn)氣量會對油井近井地帶產(chǎn)生擾動。大量注入的氣體反復(fù)經(jīng)過前期注水開發(fā)浸泡的非均質(zhì)儲層孔隙和喉道時，由于氣體不斷壓縮、膨脹導(dǎo)致儲層巖石強度降低，從而加劇了儲層出砂程度。因此，東河油田在后期注氣開發(fā)過程中，應(yīng)合理控制油井日產(chǎn)氣量，以減輕油井出砂程度。

1.2.4 產(chǎn)液速度

東河油田部分生產(chǎn)井最大產(chǎn)液速度與平均砂埋速度的關(guān)系如圖 4 所示。以 D77T，D79，D1，D88，D68 等油井為例，當(dāng)最大產(chǎn)液速度接近或超過200 t/d時，油井砂埋程度較嚴(yán)重，平均砂埋速度大于4 m/月。而DB18C和DB7油井最大產(chǎn)液速度分別為84，114 t/d，其對應(yīng)的平均砂埋速度分別為3.44，3.10 m/月。對比分析可以看出，高產(chǎn)液量油井對應(yīng)的砂埋速度較快，而低產(chǎn)液量油井的砂埋速度明顯減慢。因此，針對東河油田出砂嚴(yán)重等開發(fā)現(xiàn)狀，建議后期開發(fā)過程中合理控制油井產(chǎn)液量。

1.2.5 膠質(zhì)和瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)

原油中膠質(zhì)和瀝青質(zhì)等重質(zhì)組分不僅影響原油流動，而且重質(zhì)組分自身對儲層具有一定的膠結(jié)作用。東河油田部分出砂嚴(yán)重油井2018—2020年井口原油中的膠質(zhì)平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化情況如圖5所示。

由圖 5 可以看出，D1，D68，DB7，D77T，DB18C 等5口油井中的膠質(zhì)平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)呈現(xiàn)逐漸下降的趨勢。這表明隨著長時間的注氣開發(fā)，由于膠質(zhì)和原油之間存在萃取作用，膠質(zhì)等重質(zhì)組分的質(zhì)量分?jǐn)?shù)逐漸降低，減弱了地層膠結(jié)強度，導(dǎo)致出砂加劇。而D79和D88井中的膠質(zhì)平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)先下降后上升，分析認(rèn)為，此現(xiàn)象可能和開發(fā)后期油井出砂造成的流速不穩(wěn)定，部分重質(zhì)組分質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高的稠油被攜帶至井口有關(guān)。此外，劉先珊等［8］研究指出，一定外界條件下，流體黏度越高，流動時對砂巖受力的影響越大，從而導(dǎo)致油井出砂越明顯。東河油田經(jīng)過長時間注氣開發(fā)，逐漸出現(xiàn)瀝青沉積的現(xiàn)象，瀝青質(zhì)的不斷沉積不僅使得流體黏度不斷增大，而且高瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)會對地層孔隙、喉道造成一定堵塞，極大地增大了生產(chǎn)壓差，加劇油井出砂程度。由于該區(qū)塊原油黏度不高，因此流體拖曳力并不是油井出砂的主要因素。

1.2.6 作業(yè)情況

在油井正常開采過程中，由于工作制度急劇變化，作業(yè)次數(shù)頻繁，容易對弱膠結(jié)地層產(chǎn)生過大的應(yīng)力，應(yīng)力急劇變化造成地層巖石發(fā)生變形或破壞，因此引起油井出砂。東河油田部分油井2014—2017年作業(yè)次數(shù)及平均砂埋速度統(tǒng)計結(jié)果如圖6所示。

D77T，D79，D68，D88，D1 等油井在 2014—2017 年作業(yè)次數(shù)頻繁。結(jié)合現(xiàn)場實際出砂情況統(tǒng)計結(jié)果可以看出，作業(yè)次數(shù)與平均砂埋速度變化趨勢具有較好的一致性。分析認(rèn)為，作業(yè)次數(shù)增多和生產(chǎn)過程中頻繁開關(guān)井，會改變地下流體流動情況，打破油水界面推進(jìn)現(xiàn)狀，從而加劇油井出砂［9］。

1.3 完井因素

1.3.1 射孔參數(shù)

通過統(tǒng)計各油井射孔參數(shù)，對比設(shè)計孔密和實際孔密，分析孔密對油井出砂的影響，統(tǒng)計結(jié)果見圖7。

射孔參數(shù)對油井出砂有一定影響，因為油井90%的壓降都集中在射孔炮眼內(nèi)，只有大孔徑、高孔密、深穿透才能確保射孔炮眼內(nèi)的壓降最小。以D69，D712，D45等油井為例。當(dāng)實際孔密和設(shè)計孔密接近時，油井出砂程度較輕；相反，當(dāng)實際孔密遠(yuǎn)小于設(shè)計孔密時，油井砂埋速度明顯加快。由圖7可以看出，D1，DB18C，D66C等油井設(shè)計孔密分別為11，16，16孔/m，而實際孔密分別為2，4，5孔/m，實際孔密遠(yuǎn)小于設(shè)計孔密，平均砂埋速度均大于3 m/月。分析認(rèn)為，相同射孔距離內(nèi)，實際射孔數(shù)減少，會引起油井生產(chǎn)壓差急劇上升，故而加劇油井出砂。結(jié)合東河油田出砂現(xiàn)狀，建議后期注氣開發(fā)過程中合理提升實際孔密（16孔/m），從而減輕油井出砂程度。

1.3.2 井斜角

由井斜角定義可知，如果井斜角小于45°，依然可看作垂直井。劉向君等［10］研究指出，在一定的應(yīng)力和地層條件下，井斜角低于45°時，隨著井斜角的增加，井壁內(nèi)的塑性應(yīng)變最大值和塑性區(qū)范圍都在不斷增加，油井出砂的概率增大。相反，當(dāng)井斜角超過45°時，在產(chǎn)量一定的情況下，因為油井和油層段接觸范圍變大，出砂速度變慢。結(jié)合東河油田出砂統(tǒng)計結(jié)果可以看出，相比水平井，垂直井出砂現(xiàn)象更加普遍，并且出砂程度更加嚴(yán)重。

2 灰色關(guān)聯(lián)理論分析

基于東河油田現(xiàn)場生產(chǎn)資料分析了不同因素對油井出砂的影響，可以發(fā)現(xiàn)油井出砂的影響因素具有多樣性，各因素量綱不一，不能直觀地判斷影響油井出砂程度的主次因素。因此，本研究擬采用灰色關(guān)聯(lián)理論方法，定量分析東河油田注氣開發(fā)過程中各因素對油井出砂的影響程度［11-12］。

2.1 分析方法

灰色關(guān)聯(lián)理論分析方法主要通過分析系統(tǒng)內(nèi)的數(shù)據(jù)序列，找出系統(tǒng)內(nèi)部各因素的關(guān)系，通過求取關(guān)聯(lián)系數(shù)來確定影響目標(biāo)參數(shù)的主要因素［13-14］。

參考數(shù)據(jù)矩陣Y為

由于不同參數(shù)的量綱不統(tǒng)一，要使其相互具有可比性，需對原始的參數(shù)數(shù)據(jù)進(jìn)行處理。本研究采用均值化處理方法。

設(shè) U={u1，u2，…，um}為所分析油井的集合，V={v1，v2，…，vn}為影響油井出砂各因素的集合。U和V的任意組合（ui，vj）所代表的元素記作 xij，m×n 個 xij構(gòu)成比較數(shù)據(jù)矩陣Xij。均值化處理后的數(shù)據(jù)列X′ij為

式中：i為 1，2，…，m；j為 1，2，…，n。

求取差序列Δij：

式中：Y′0j為均值化處理后的參考數(shù)據(jù)列。

差序列的最大差和最小差分別為

因此，灰色關(guān)聯(lián)系數(shù)γ0ij計算公式為

式中：ξ為分辨系數(shù)。

計算得到灰色關(guān)聯(lián)度 γ0i［15-17］：

2.2 應(yīng)用實例

選取東河油田地質(zhì)及生產(chǎn)資料較為全面、準(zhǔn)確的10口油井作為研究對象，確定參考數(shù)據(jù)列為該井組3年內(nèi)（2017—2020年）的平均砂埋速度，以生產(chǎn)壓差、產(chǎn)液量、氣油比以及含水率為例（見表1），計算地層參數(shù)與平均砂埋速度的灰色關(guān)聯(lián)度。

表1 油井平均砂埋速度與生產(chǎn)參數(shù)統(tǒng)計

通過灰色關(guān)聯(lián)理論對基礎(chǔ)參數(shù)進(jìn)行均值化處理，計算差序列、灰色關(guān)聯(lián)系數(shù)以及灰色關(guān)聯(lián)度。油井平均砂埋速度與各因素（i=1，2，…，8）的灰色關(guān)聯(lián)度分析結(jié)果如表2所示。

表2 各因素的灰色關(guān)聯(lián)度分析結(jié)果

計算得到各因素對出砂量的影響程度，從大到小依次為膠結(jié)方式、生產(chǎn)壓差、產(chǎn)液量、含水率、氣油比、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)、作業(yè)次數(shù)、射孔孔密。除巖性特征外，對油井砂埋速度影響最大的前5個參數(shù)依次為膠結(jié)方式、生產(chǎn)壓差、產(chǎn)液量、含水率及氣油比，與現(xiàn)場實際出砂因素具有較好的一致性。

同時，將部分具有代表性的油井的生產(chǎn)壓差、產(chǎn)液量、氣油比和含水率等生產(chǎn)數(shù)據(jù)，與砂埋情況統(tǒng)計結(jié)果進(jìn)行線性擬合，對比分析得到不同生產(chǎn)參數(shù)和平均砂埋速度的相關(guān)性（見圖8—11）。由圖可以看出，各生產(chǎn)參數(shù)與平均砂埋速度的相關(guān)性從大到小依次為生產(chǎn)壓差、產(chǎn)液量、含水率、氣油比。

3 注氣開發(fā)技術(shù)對策

3.1 防砂完井技術(shù)

針對東河油田易出砂、產(chǎn)氣量大的開發(fā)特點，為了確保水平井正常生產(chǎn)，根據(jù)目標(biāo)區(qū)塊地層砂篩析結(jié)論，地層砂粒徑中值均在150 μm以上，而且泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)低于6%，綜合考慮井深（大于5 700 m）、高溫高壓（145℃，62.38 MPa）以及施工成本等因素，推薦東河油田新井采用割縫篩管防砂完井技術(shù)。

基于巖石粒度分析實驗結(jié)果，根據(jù)Abrams原則、Coberly原則和完全擋砂原則，計算不同方法下防砂篩管寬度［18-20］。以D1井為例，根據(jù)防砂篩管縫寬的3種設(shè)計方法，預(yù)測縫寬變化對油井產(chǎn)量的影響，結(jié)果如圖12所示。

3種防砂篩管縫寬設(shè)計方法對油井產(chǎn)量的影響從大到小依次為Abrams原則、Coberly原則、完全擋砂原則［21-22］。盡管完全擋砂原則對油井產(chǎn)量影響最小，但是擋砂量較少，因此建議選用Coberly原則，最終推薦東河油田新井防砂篩管的縫寬為0.8～1.2 mm。

以割縫篩管縫寬為0.8 mm為例，其他參數(shù)相同，優(yōu)化割縫篩管縫長對油井產(chǎn)量的影響，計算結(jié)果如圖13所示。因此，推薦東河油田注氣開發(fā)過程中割縫篩管縫長為0.2 m。

3.2 舉升工藝

結(jié)合目前東河油田的舉升工藝，對電潛泵、有桿泵和氣舉3種方式進(jìn)行綜合對比分析。綜合考慮氣液比、出砂、瀝青質(zhì)、井口承壓及套管保護(hù)等因素，可以看出電泵和抽油泵不再適應(yīng)東河油田高氣油比的生產(chǎn)現(xiàn)狀。而氣舉舉升工藝不僅適合高氣油比的生產(chǎn)井，還具有一定的攜砂能力，因此推薦東河油田注氣開發(fā)采用氣舉舉升工藝。以D68油井為例，按照2倍出砂速度計算地層年出砂量，進(jìn)行氣舉舉升工藝參數(shù)設(shè)計［23］。油井出砂粒徑分析結(jié)果如圖14所示，氣舉攜砂設(shè)計結(jié)果如表3所示。

表3 氣舉攜砂設(shè)計結(jié)果

氣舉舉升工藝設(shè)計結(jié)果表明，東河油田注氣開發(fā)階段采用氣舉工藝采油時，推薦合理氣舉氣量為1.5×104m3/d，井底口袋深度為 85～110 m。

4 結(jié)論

1）出砂影響因素分析結(jié)果表明，灘海沉積決定了東河油田本身具有出砂的條件。生產(chǎn)壓差、含水率、氣油比等生產(chǎn)參數(shù)升高，實際孔密小于設(shè)計孔密時，油井出砂程度加劇?；疑P(guān)聯(lián)分析結(jié)果表明，影響油井出砂程度的因素從大到小依次為膠結(jié)方式、生產(chǎn)壓差、產(chǎn)液量、含水率、氣油比、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)、作業(yè)次數(shù)、射孔孔密。

2）基于東河油田地質(zhì)特征和開發(fā)特點、防砂管柱設(shè)計原則及施工成本，推薦東河油田采用割縫篩管防砂工藝，縫寬為0.8～1.2 mm，縫長為0.2 m。

3）綜合對比舉升方式的優(yōu)缺點，針對東河油田生產(chǎn)氣油比大、油井易出砂等特點，推薦采用氣舉采油工藝。氣舉工藝設(shè)計結(jié)果表明，合理氣舉氣量為1.5×104m3/d，口袋深度為 85～110 m。