稠油熱采防砂井動態產能評價方法及其應用

董長銀，張清華，鄭華安，董云彬，何海峰*

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580；2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524000；3.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257237)

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稠油熱采防砂井動態產能評價方法及其應用

董長銀1，張清華1，鄭華安2，董云彬3，何海峰3*

(1.中國石油大學(華東)，山東 青島 266580；2.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524000；3.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257237)

稠油熱采井防砂后由于擋砂介質堵塞和生產條件改變，防砂井表皮系數和產能將隨時間動態變化，但目前尚無相應的動態產能評價方法。通過實驗手段研究礫石層堵塞規律與時間、黏土與細質含量、流體黏度、流速、礫砂中值比等生產條件的關系，擬合建立了礫石層堵塞滲透率比隨時間變化規律預測模型，通過熱采井近井溫度變化和原油黏溫關系計算溫度對產液指數的影響，建立了一套稠油熱采防砂井動態產能評價方法，用于預測投產后產液指數和產量隨時間的動態變化規律。孤東油田典型井實例分析表明：防砂介質堵塞和熱損失是稠油熱采防砂井產能下降的的主要原因，兩者對油井產能降低的貢獻分別為47%和53%，基本相當；投產早期，油井產能下降較快，然后下降速度減緩，最終產能趨于穩定；具體變化規律取決于油井地質特征、防砂參數和生產條件。該研究結果對提高防砂井產能和優化防砂措施有指導意義。

稠油熱采；防砂；礫石充填；介質堵塞；動態產能評價；孤東油田

0 引 言

稠油出砂油藏的正常開發不但需要注蒸汽熱采，而且還需要采取防砂(完井)措施。防砂后的產能預測與評價是此類油井防砂完井工程設計的關鍵問題和研究熱點之一。文獻[1-9]主要針對礫石充填防砂工藝計算防砂產能比，從而進行產能預測，預測結果僅為投產初期情況，與生產時間無關；文獻[10-14]使用類似的方法將研究擴展到了其他類型的防砂井、氣井以及水平井。上述關于常規及熱采油藏的防砂井的產能預測實質上屬于靜態預測的范疇，只能代表防砂后初期的情況。實際上，防砂井投產后，由于流體攜帶地層砂及堵塞物不斷沖擊，擋砂介質的擋砂過程實質上也是儲層逐步被堵塞的過程，防砂層滲透率不斷變化，造成表皮系數和產能比都是隨時間動態變化的；對于熱采井，再考慮熱損失和溫度變化，這種產能的動態變化會更加復雜。目前，關于防砂井擋砂介質堵塞規律已有大量的實驗研究，但尚未形成堵塞滲透率隨時間變化的定量預測模型或方法。因此，關于防砂井，尤其是稠油熱采防砂井的動態產能預測也未形成系統有效的方法。針對上述問題，以稠油蒸汽吞吐礫石充填防砂井為例，首先通過實驗手段研究礫石層堵塞規律與時間以及各生產參數的關系，建立礫石層堵塞滲透率比隨時間變化規律預測模型，然后考慮熱損失溫度降低對產液指數的影響，建立了一套稠油熱采防砂井動態產能評價方法，為防砂井投產后產液指數和產量隨時間的動態變化規律預測提供了一條有效途徑。

1 礫石層堵塞規律實驗

1.1 實驗方法與實驗材料

圖1為礫石層擋砂介質堵塞評價實驗裝置流程圖。實驗時將礫石層充填于不同直徑的單向驅替裝置中，然后用流體攜帶堵塞物驅替礫石層，模擬井底礫石層擋砂和堵塞過程。礫石充填裝置兩側安裝差壓傳感器，實時測量驅替流量和礫石層的流動壓差，利用達西公式即可計算礫石層充填短節的堵塞滲透率，其變化反映礫石層的堵塞情況。

圖1 礫石層擋砂介質堵塞驅替實驗裝置

實驗材料：清水、黏度為1～35 mPa·s的增黏水、黏度(室溫)為35～80 mPa·s的稠油；地層砂根據實際油田地層砂篩析曲線配制而成，編號為A1—A6，粒度中值分別為0.06、0.10、0.16、0.19、0.23、0.27 mm，均勻系數為1.89～3.45；礫石使用普通石英砂，編號為B1、B2和B3，粒徑分別為0.30～0.60、0.42～0.84和0.60～1.20 mm；黏土材料使用膨潤土代替。

1.2 礫石層堵塞規律實驗結果分析

為了避免由于礫石尺寸不同以及填砂壓實程度差異造成礫石層滲透率不同，使用礫石層堵塞滲透率比(驅替試驗后礫石層滲透率與未堵塞狀態下的礫石層初始滲透率的比值)表征礫石層的堵塞程度。利用上述實驗方法和材料共進行了45組礫石層堵塞規律實驗，分析各因素對堵塞程度的影響規律，建立堵塞滲透率的預測模型。

1.2.1 堵塞滲透率隨時間的變化規律

用A1、A2、A3、A5地層砂驅替B1、B2礫石(分別用A1B1、A2B1、A3B2、A5B1表示實驗序號)，得到礫石層堵塞滲透率比與時間的變化關系(圖2)。由圖2可知：堵塞開始時礫石層滲透率比以較快速度降低，然后逐步減緩，直至最終保持在某一穩定值；圖2中的各實驗曲線形狀類似，但下降的速度和幅度受流體流速、地層砂粒徑、礫石粒徑、黏土含量、流體物性等條件影響而表現各異。

圖2 礫石層滲透率比與驅替時間的關系

1.2.2 堵塞滲透率隨含砂率與礫砂中值比的變化規律

在驅替流量為0.52 m3/h條件下，利用A1—A6地層砂分別驅替B1—B3礫石，組合得到1.6～9.0不同的礫砂中值比(即礫石粒度中值與地層砂粒度中值的比值，用GSR表示)，研究GSR對FPR(達到穩定不再變化時的堵塞滲透率比稱為最終堵塞滲透率比)的影響規律；利用黏度為5 mPa·s增黏水攜帶A2地層砂驅替B2礫石，設定地層砂含砂率變化范圍為0.5‰～8.0‰，研究含砂率對FPR的影響規律(圖3)。由圖3可知：FPR隨著GSR增大下降較快，然后變緩；FPR隨著含砂率的增加總體呈下降趨勢，但不明顯。

圖3 最終堵塞滲透率比與GSR和含砂率的關系

1.2.3 堵塞滲透率隨黏土含量與細質含量的變化規律

為了考察地層砂細質(粒徑低于0.044 mm的細砂組分)含量和黏土含量對堵塞滲透率的影響，使用A2地層砂，混合不同含量的細質，分別驅替B1礫石進行實驗，在A3地層砂中摻入不同比例的膨潤土模擬不同黏土含量，分別驅替B2礫石進行實驗。實驗結果表明：隨著細質含量和黏土含量的增加，礫石層FPR明顯降低；在較高的細質和黏土含量下，FPR隨兩者含量變化敏感性降低；相比而言，泥質比細質成分對堵塞影響更大一些。

1.2.4 堵塞滲透率隨流體黏度和驅替流速的變化規律

使用不同黏度流體攜帶A3地層砂驅替B2礫石進行實驗，研究流體黏度對礫石層FPR的影響規律。實驗結果表明：流體黏度由1 mPa·s增至70 mPa·s時，礫石FPR由0.60降至0.28；黏度越高的流體對堵塞物的攜帶能力越強，對礫石層的侵入和堵塞越嚴重，最終堵塞滲透率越低。

使用黏度為2.0 mPa·s的增黏水攜帶A3地層砂驅替B2礫石，設定不同初始流量，研究驅替流速對礫石層FPR的影響規律。實驗結果表明：驅替流速由0.25 m/s提高至1.35 m/s時，礫石層FPR由0.90下降至0.29；流速越高攜砂能力越強，導致最終的礫石層堵塞滲透率比越低。

2 礫石層FPR預測經驗模型

首先根據圖3的實驗結果擬合堵塞滲透率比隨時間的變化規律。經擬合試算，其變化符合對數變化規律：

kr=1-YsArlnt+Br

(1)

式中：t為實驗(生產)時間，s；kr為時間t時的礫石層堵塞滲透率比；Ar、Br為經驗擬合系數；Ys為綜合堵塞影響系數。

綜合堵塞影響系數Ys用來表征含砂率、GSR、黏土含量、細質含量、產液強度、原油黏度等生產參數對堵塞變化規律和最終堵塞程度的影響。利用孤東油田某熱采油藏的生產數據，根據實際產量、含砂率等資料將實驗驅替的時間量綱轉換為油井實際生產的時間量綱，擬合得到系數Ar=0.207 7，Br=0.052 3。

綜合堵塞影響系數Ys通過上述各單項生產條件的堵塞影響系數加權平均得到：

Ys=WqsYqs+WGSRYGSR+WRcYRc+

WRfYRf+WUoYUo+WqlYql

(2)

式中：Yqs、YGSR、YRc、YRf、YUo、Yql分別為含砂率、GSR、黏土含量、細質含量、原油黏度、產液強度的單項堵塞影響系數；Wqs、WGSR、WRc、WRf、WUo、Wql分別為上述對應各單項因素所占的權重系數。

根據實驗結果得到的礫石層FPR與各生產條件的定量關系，發現礫石層FPR隨各因素的基本變化規律相似，可統一采用如下經驗公式描述單項堵塞影響系數與生產參數之間的關系：

(3)

式中：Yi為第i個生產因素的單項堵塞影響系數；Xi為第i個生產條件的實驗數據；Ki為第i個因素的擬合特征值；ni為第i個因素的擬合系數。

根據實驗結果，礫砂中值比、細質含量、黏土含量、原油黏度、產液強度、出砂濃度等對應的擬合特征值Ki和系數ni推薦值見表1。

表1 各生產因素的擬合特征值和系數

3 動態產能預測模型及應用分析

3.1 動態產能預測模型

對于熱采防砂井，投產后采油指數隨時間的變化主要由如下2種因素引起。

(1) 注蒸汽完畢后，近井地帶地層溫度會不斷降低，原油黏度升高，導致采油指數降低。根據井底溫度變化和原油黏溫關系，可以預測不同生產時間下的原油黏度。使用原油黏度與初始溫度條件下的原油黏度的比值的倒數表征溫度對采油指數的影響程度，即溫度降低影響產能比：

(4)

式中：t為生產時間，d；μ(t)為t時間的原油黏度，mPa·s；μ(0)為注蒸汽投產時井底溫度條件下的原油黏度，mPa·s；Rμ(t)為t時間時由于溫度降低原油黏度升高形成的產能比。

(2) 礫石充填層隨生產時間延長逐步被堵塞，堵塞滲透率(比)通過式(1)經驗模型計算得到，然后使用文獻[1，4-5]中的表皮系數模型可計算給定生產時間下的防砂表皮系數SSC。防砂介質堵塞造成的產能比為：

(5)

式中：rw為井眼半徑，m；re為油井控制泄油半徑，m；S為由鉆井污染引起的油井表皮系數；Sp為射孔表皮系數；SSC(t)為在t時間時由于防砂介質堵塞形成的防砂表皮系數；RPI(t)為t時間時由于防砂介質堵塞形成的產能比。

綜合考慮熱損失溫度降低和防砂介質堵塞，熱采井防砂投產后生產t時間后的綜合產能比為：

R(t)=Rμ(t)·RPI(t)

(6)

式中：R(t)為t時間時由于溫度降低原油黏度升高和防砂介質堵塞形成的總產能比。

上述產能比的定義為防砂后與防砂前產能的比值。為表征投產后防砂產能的下降規律，定義產能保持率為：

(7)

式中：K(t)為投產t時間后的產能保持率；R(0)為投產初期的綜合產能比。

3.2 模型應用案例分析

勝利油田某稠油油藏采用蒸汽吞吐方式開采，防砂措施為礫石充填防砂。利用直井XR19井的生產數據進行動態滲透率比預測和產能評價。該井地層靜壓為10.33 MPa，油層埋深為1 325～1 350 m，含水率為80%。該井于2014年1月21日注蒸汽后采用礫石充填防砂，地層砂粒度中值為0.18 mm，礫石尺寸為0.42～0.84 mm，當量充填半徑為0.65 m，地層砂細質含量為7.5%，地層黏土含量為15.2%。注蒸汽投產初期地層溫度為175 ℃。

利用上述基礎數據，首先預測地層溫度隨生產時間的變化，然后根據黏溫系數計算不同生產時間下的原油黏度，利用式(4)可計算溫度降低影響產能比；利用礫石層堵塞滲透率預測模型計算滲透率比，利用式(5)計算防砂介質堵塞產能比，利用式(6)計算綜合產能比，利用式(7)計算產能保持率。最終計算得到該井投產后的溫度降低產能比、介質堵塞產能比、綜合產能比隨時間的變化(圖4)，預測得到的產能保持率與該井實際產液量的對比如圖5所示。

由圖4可知：由于溫度降低導致黏度上升以及擋砂介質堵塞，溫度降低產能比和介質堵塞產能比隨時間明顯降低，兩者的乘積即為綜合產能比，生產350 d后，該井產能降為防砂前產能的5%左右。由圖5可知：產能保持率的預測結果表征了產能變化規律，與該井實際產量基本符合，生產350 d后，該井產量由投產初期的33.0 t/d降低為2.5 t/d，僅為初期產能的7.5%，與預測結果基本一致。防砂介質堵塞和熱損失是稠油熱采防砂井產能下降的主要原因，投產后溫度降低和介質堵塞對產能降低的貢獻率分別為53%和47%，即由于防砂介質堵塞形成的產能降低程度要略小于溫度降低的影響程度，但比較接近。

圖4 預測產能比隨時間變化

圖5 產能保持率與實際產量對比

文中模型主要針對稠油熱采礫石充填防砂井，重點考慮礫石層擋砂介質堵塞和溫度變化兩方面的影響，進行動態產能預測可得到產能比隨時間的定量變化規律。模型不但適用于稠油熱采礫石充填防砂井，也可用于常規開采的礫石充填防砂井，可為礫石充填防砂效果預測和工藝參數優化提供重要依據。模型中涉及的防砂介質主要針對礫石層，對機械篩管的堵塞特性及影響程度尚需進行深入研究。

4 結論與認識

(1) 考慮防砂介質堵塞和熱損失對產液指數的影響，在防砂介質堵塞滲透率定量預測的基礎上，建立了一套稠油熱采防砂井動態產能評價方法。該方法區別于傳統的靜態產能預測，可以評價常規及熱采防砂井投產后產能隨生產時間的動態變化規律。

(2) 防砂井投產后的擋砂介質堵塞是必然現象。礫石層滲透率在投產早期隨時間下降較快，然后減緩并趨于穩定，達到堵塞平衡狀態。具體的變化規律受GSR、細質含量、黏土含量、原油黏度、含砂率、產液強度等生產參數和條件的控制。

(3) 對于稠油熱采防砂井，防砂介質堵塞造成的滲透率降低以及溫度降低導致的原油黏度升高是油井產能下降的2個主要原因，兩者對產能降低的貢獻率分別為47%和53%，基本相當。保持產能的關鍵是優化防砂施工參數、延緩堵塞以及提高熱效率。

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編輯 孟凡勤

20160701；改回日期：20160905

國家自然科學基金“疏松砂巖油氣藏水平井管外地層礫石充填機理及模擬基礎研究”(51374226)

董長銀(1976-)，男，教授，1998年畢業于石油大學(華東)石油工程專業，2003年畢業于該校油氣田開發工程專業，獲博士學位，現從事油氣井防砂完井領域的教學與科研工作

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.028

TE357.4

A

1006-6535(2016)06-0123-05

* 參加該項研究的還有武延鑫。