渤海Q油田油井出砂的原因分析及開發(fā)對策

許亞南，龍明，李軍，章威，歐陽雨薇

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）

渤海Q油田油井出砂的原因分析及開發(fā)對策

許亞南，龍明，李軍，章威，歐陽雨薇

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）

基于渤海Q油田的地質油藏特征，及60多口出砂井的生產數據，從地質及開采兩大方面動靜結合分析了油井出砂量與孔隙度、泥質含量、滲透率；原油黏度、原油密度；生產壓差、采油速度、含水率及增產措施之間的關系，明確了這些因素之間的內在聯系，確定了油層控制出砂的參數有利值，并以此優(yōu)化油井工作制度，取得良好的增油效果；根據油井出砂量的變化情況及出砂后的生產動態(tài)響應，將Q油田出砂井總結為三種出砂類型，針對每一種類型提出相應的生產制度及后期開發(fā)對策，以降低出砂對油田生產的影響。

渤海油田；地質因素；開采因素；出砂類型；治理對策

油層出砂是疏松砂巖稠油油藏開采過程中常見的問題之一，它不僅導致油井減產或停產以及地面和井下設備的腐蝕，而且會使套管損壞、油井報廢，給油田開發(fā)和管理帶來了困難；既影響油井產能，又影響油田最終采收率[1]。

目前水平井已成為主要的開發(fā)方式，水平井出砂躺井后仍沒有成熟的治理措施。關于油井出砂國內外專家從不同角度進行了分析與研究，取得了一定的成果和認識[2，3]。但是關于大多數結論都是普適性的，不能有效地與油田實際生產相結合，對現場的指導作用不強；缺乏油井出砂類型及出砂后的治理對策等方面的研究。本文在大量文獻調研的基礎上，基于渤海Q油田地質油藏特征及60多口出砂油井的生產數據，動靜結合分析了油井出砂的影響因素；根據出砂量的變化情況及出砂過程中油井的生產動態(tài)響應，歸納出三種出砂類型，并針對每一種出砂類型提出了相應的治理對策。

1 油田概況

Q油田位于渤海灣盆地石臼坨凸起中部，主要儲集層為新近系上新統明化鎮(zhèn)組砂巖，屬于曲流河沉積的油藏。Q油田油層埋藏深度淺（＜1 500 m），成巖作用較弱，因此砂巖疏松，儲層物性好。物性分析顯示為高孔、高滲儲層。據巖石物性樣品的覆壓分析統計，明下段孔隙度、滲透率區(qū)間值分布范圍較廣，孔隙度在11%～42.2%，平均32.3%；滲透率介于100 mD～16 455 mD，平均2 133 mD。地層原油黏度28 mPa·s～260 mPa·s，原油密度0.882 g/cm3～0.936 g/cm3，具有黏度高、密度高的特征，屬于重質稠油。儲層巖石類型均為長石砂巖。明下段砂巖顆粒結構的成熟度較低，主要為中～細砂巖及粉砂巖，磨圓度一般為次棱或次圓～次棱。顆粒接觸以游離～點接觸及點接觸為主。明下段填隙物主要為機械成因的雜基，雜基和膠結物含量為1%～20%，平均含量14%，以泥質為主。

隨著油田的不斷開發(fā)，地層壓降增大，含水上升，出砂已成為影響油井產能的一個重要問題。2014年Q油田投產新井112口，水平生產井109口，其中62口井存在出砂現象，占生產井數的55%，出砂井產量占總產量的63%，嚴重影響了油田的正常生產。因此深入了解生產過程中油井的出砂機理及影響因素，明確油井的出砂類型有利于制定針對性的開采工藝和工作制度，從根本上解決出砂問題。

2 油層出砂機理

一般地說，地層應力超過地層強度就有可能出砂。從力學角度分析，出砂機理可歸結為兩種巖石破壞機理：剪切破壞機理和拉伸破壞機理[4-6]。

形成剪切破壞的主要因素是油藏壓力的衰減或生產壓差過大。如果油藏能量得不到及時補充，注水效果差，或者生產壓差超過巖石的強度，都會造成地層的應力平衡失穩(wěn)，形成剪切破壞。拉伸破壞是地層出砂的另一機理，與過高的開采速度或過大的流體速度有關。在開采過程中，流體由油藏滲流至井筒，沿程與地層顆粒產生摩擦，流速越大，摩擦力越大，施加在巖石顆粒表面的拖曳力越大，即巖石顆粒前后的壓力梯度越大。這兩個機理相互作用，相互影響。一般來說，地層剪切破壞引發(fā)地層的“突發(fā)性大量出砂”，而拉伸破壞引起地層“細砂長流”。

除此之外，疏松砂巖油藏地層內部存在著大量的自由微粒，微粒運移也是地層出砂的機理之一。

3 油層出砂影響因素分析

從Q油田現場出砂情況看，油井出砂表現出四個特點：（1）出砂井的分布范圍越來越廣：從能量驅動方式看，天然水驅開發(fā)的井有，注水開發(fā)的井也有；從防砂方式看，優(yōu)質篩管的井有，礫石充填的井也有；從開發(fā)層系來講，不僅明化鎮(zhèn)組有，館陶組也有；從油藏類型看，底水油藏有，邊水油藏也有；（2）出砂井有成片出現的傾向：從平面分布上看，出砂井分布在Q油田的各個區(qū)塊，但某個區(qū)塊有成片出砂的傾向。例如西區(qū)NmⅡ1砂體、南區(qū)NmⅠ3砂體等，都是同時出現若干口井出砂。這種現象可能與地層性質和區(qū)塊措施有關；（3）出砂井往往伴隨著“流壓先降低后升高，含水急劇上升”的現象：例如P17H井，出砂早期流壓呈直線式下降，隨著出砂量的不斷增加，含水率突破至97%時流壓迅速升高至投產初期值；（4）提頻提液加劇了某些井的出砂現象：大多數井在頻繁提頻提液后或者換大泵時出現出砂現象的。例如P10H井，三次提頻提液后出現出砂現象。

油層出砂是多種因素共同作用的結果。它與油藏埋深、巖石的膠結程度、泥質含量和流體性質等地質因素有關，也與開采過程中生產壓差（地層壓降）、流體速度、含水率、增產措施等開采因素有關[7-10]。其中地質因素是儲層固有的特點，無法改變，而開采因素是人為可以改變的，通過尋找這些因素與出砂之間的內在關系，可以有效地創(chuàng)造良好的生產條件避免或減緩出砂。本文主要從地質因素和開采因素兩大方面分析油井生產過程中出砂的影響因素。

3.1 靜態(tài)地質因素

地質因素由儲層和油藏性質決定，包括膠結物及膠結程度、流體類型及性質等。從Q油田油井出砂量與孔隙度（見圖1a）之間的關系可知，當孔隙度大于30%時，隨著孔隙度的增大，出砂量增加。原因為孔隙度值反映地層成巖作用的強弱，孔隙度值越大，巖石膠結程度越差，越容易出砂。

從Q油田油井出砂量與泥質含量（見圖1b）之間的關系可知，泥質含量過低或者過高，出砂量都會增加，當泥質含量介于10.9%～14.9%時，油層基本不出砂。其原因為Q油田油層的膠結物主要為泥質，當泥質含量較低時，油層膠結差，易出砂；當泥質含量較高時，也使油層膠結疏松而在生產時出砂。

從Q油田油井出砂量與滲透率（見圖1c）之間的關系可知，隨著滲透率的增加，油井出砂量增大，當滲透率大于3 000 mD時，出砂量變化不大。原因在于原油在儲層中流動時需要克服毛細管力等滲流阻力，而儲層滲透率與毛細管力之間呈明顯的負相關，因而儲層滲透率越高，原油滲流速度越大，對儲層的破壞能力越強。

圖1 出砂量與地質因素之間的關系Fig.1 Diagram of relationship between sand production and geological factors

圖2 出砂量與流體性質之間的關系Fig.2 Diagram of relationship between sand production and fluid properties

此外油藏流體性質也是影響出砂的主要因素[11]。原油黏度越大，出砂量越大（見圖2b）；原油密度越大，出砂越嚴重。當原油密度小于0.949 g/cm3時，油層基本不出砂（見圖2a）。原因在于原油黏度越大，對巖石顆粒的剪切作用力越大，流動過程中的拖曳力也越大，對砂體的沖刷和剝蝕就越嚴重，最終導致出砂加劇。

3.2 動態(tài)開采因素

在開采過程中，生產條件的改變會對巖石或者流體產生不同程度的影響，從而改善或者惡化出砂程度，主要體現在地層壓降及生產壓差、含水上升、產液量以及增產措施等方面。

3.2.1 地層壓降及生產壓差對出砂的影響從鉆井開始到后期油田注水開發(fā)后，地層壓力一直是處于變化狀態(tài)的。當油層未打開時，地層壓力保持不變，油層處于穩(wěn)定狀態(tài)，受到上覆巖壓力、側向擠壓力和孔隙壓力，各種地層壓力均處于平衡狀態(tài)。隨著開采進行，地層壓力Pp下降，由于上覆巖層壓力P0不變，將導致巖石顆粒上的有效應力σ逐漸增大，當σ超過地層強度時，巖石骨架就會遭到破壞，地層顆粒被流體攜帶至井底，引起出砂[8]。

式中：P0－上覆巖層壓力；Pp－地層壓力或地層孔隙壓力；σ－骨架之間受到的接觸應力。

從Q油田油井生產資料統計分析（見圖3a）看出，生產壓差對儲層出砂有很大影響。在生產壓差低于2 MPa范圍內，儲層出砂量較??；當生產壓差超過3.5 MPa以后，出砂量隨著生產壓差的升高急劇加大。由此可見，合理的生產壓差是防止油井出砂的重要手段。

3.2.2 含水上升及注水對出砂的影響根據Q油田油井生產資料可以看出，油井出砂與含水率有一定的關系（見圖3b）。多數出砂井的含水率在80%～96%，且隨著含水率的升高出砂量有增加趨勢。原因是注水后，含水上升，使地層原始強度降低；另一方面注水的反復沖刷，導致巖石發(fā)生拉伸破壞，加劇地層出砂[13]。因此生產過程中應設計合理的開發(fā)方案，控制含水上升速度。

3.2.3 流速對出砂的影響從Q油田油井產液量與出砂量關系（見圖3c）看出，油井出砂量隨著產液量的增大線性增加。原因是產液量增大，地層流體流速增加，流體對砂粒的拖曳力也增大，地層穩(wěn)定性變差[14]。部分井在小液量下也會表現出較高的出砂量，原因在于出砂量過高，砂粒將液體的進泵口堵塞，使得泵的供液嚴重不足，造成油井實際產量下降。因此生產過程中應采用適當的采液速度。

圖3 出砂量與開采因素之間的關系Fig.3 Diagram of relationship between sand production and mining factors

3.2.4 增產措施對出砂的影響對疏松油層頻繁的開、關井、負壓射孔和沖砂都會造成油層激動，即流動壓差瞬間急劇上升誘發(fā)大量出砂。從Q油田油井提頻次數與出砂量的關系（見圖3d）看出，油井出砂量隨著提頻次數的增加而增大。原因在于生產制度的頻繁改變不利于篩管外穩(wěn)定砂橋的建立，從而引起出砂。因此開采過程中應保證穩(wěn)定合理的工作制度。

3.3 小結

根據上述研究，得到Q油田控制油井出砂的各項參數有利值為：泥質含量10.9%～14.9%，孔隙度小于30%，滲透率小于3 000 mD，原油密度小于0.949 g/cm3，生產壓差小于3.5 MPa；同時開采過程中保持穩(wěn)定的生產制度，避免頻繁改變工作制度。以該研究成果為依據優(yōu)化油井生產制度，控制出砂排液生產，先后實施15口井，累計增油4.8×104m3，取得了顯著效果。

4 油井出砂類型及治理對策

根據出砂量隨著時間的變化情況，以及出砂過程中油井的生產動態(tài)響應，Q油田出砂井可分為三類：意外性出砂、適度性出砂和破壞性出砂；針對每一種出砂類型提出了相應的治理對策（見表1）。

表1 渤海Q油田油井出砂類型及治理對策Tab.1 Types and management countermeasures of well sand production in Bohai Q oilfield

4.1 意外性出砂

由于某種原因導致油氣井產生激動而出砂，但未造成油氣井嚴重損害，隨著開發(fā)進行出砂量逐漸減少的一種出砂模式，通常出現在射孔或酸化后的排液過程中。油井壓力、含水正常變化，產油量初期有所降低，后期恢復正常，以Q16H井為例（見圖4）。該井于2016年10月12日投產，生產2 d后化驗含砂量較大，之后對其進行密切觀察，含砂量逐漸降低，6 d后恢復正常生產。這類井在Q油田分布較少，占總出砂井數的12%，大多是由于完井過程中作業(yè)污染所致。生產過程中持續(xù)跟蹤出砂情況，并謹慎調整工作制度。

圖4 意外性出砂生產特征Fig.4 Diagram of unstable sand production characteristics

4.2 適度性出砂

油氣井生產過程中長時間穩(wěn)定性的連續(xù)出砂，出砂量比較穩(wěn)定，衰減時間變化較小的一種出砂模式。油井壓力、含水及產油量沒有明顯變化，對油井影響較小，以Q14井為例（見圖5）。這類井在Q油田分布較多，占出砂井總井數的47%，多為地質因素導致。在生產過程中需要加密監(jiān)測，合理控制產液量，避免頻繁改變其生產制度。

圖5 適度性出砂生產特征Fig.5 Diagram of moderate sand production characteristics

4.3 破壞性出砂

短時間內大量出砂造成油氣井突然砂堵或者關閉的一種出砂模式。出砂量隨時間的變化較大，出砂前流壓呈現直線式下降的趨勢，隨著含水突然突破，流壓臺階式上升為一恒定值，油井產量遞減快，部分井導致躺井，以P17H井為例（見圖6）。這類油井在Q油田西區(qū)分布較為廣泛，占出砂井總井數的41%，大多由于開采因素導致。目前這類出砂井沒有成熟的治理措施，多采用小篩管重新防砂和同層側鉆等恢復產能。2016年Q油田實施小篩管重新防砂已成功治理1口井（P22H），2017年還將實施2口井；同層側鉆成功治理2口井（P22H1、P30H2），目前已投產，增油量80 m3/d，2017年還將實施8口井。

5 結論

（1）Q油田出砂機理可歸結為兩種巖石破壞機理：剪切破壞機理和拉伸破壞機理。這兩種機理相互作用，相互影響；同時疏松砂巖油藏地層內部還存在著微粒運移機理。

（2）Q油田控制油井出砂的各項參數有利值為：泥質含量10.9%～14.9%，孔隙度小于30%，滲透率小于3 000 mD，原油密度小于0.949 g/cm3，生產壓差小于3.5 MPa；同時開采過程中保持穩(wěn)定的生產制度，避免頻繁改變工作制度。

（3）Q油田出砂井可總結為三種類型：意外性出砂、適度性出砂和破壞性出砂。其中意外性出砂和適度性出砂對油井產量影響不大，生產過程中需要加密計量化驗，保持穩(wěn)定的生產制度；破壞性出砂對油井危害較大，導致油井產量遞減快，部分甚至躺井，需要重點關注。對于有出砂征兆的井要保持合理的生產制度，控制生產壓差，控制產液量；已出砂躺井的油井目前主要采用小篩管重新防砂和同層側鉆等恢復產能。

圖6 破壞性出砂生產特征Fig.6 Diagram of destructive sand production characteristics

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Sand production factors and technical strategy of sand control in Bohai Q oilfield

XU Yanan，LONG Ming，LI Jun，ZHANG Wei，OUYANG Yuwei
（Research Institute of Bohai Petroleum，Tianjin Branch of CNOOC Limited，Tianjin 300459，China）

Based on the geological reservoir characteristics and actual production datum of more than 60 sand producing wells in Bohai Q oilfield,the influencing factors of oil well sand production volume has been studied from the geological and mining factors,including porosity and shale content,permeability,crude oil viscosity,density of crude oil,production pressure difference,oil production rate,moisture content and measures to increase production.And the favorable values of the parameters controlling sand flow are derived.Based on the above results,the production systems of 15 wells are optimized,and better production performances are obtained.According to the situation of the quantity of sand production and the dynamic response of the well，three types of sand production is presented and the corresponding countermeasures is put forward for each types of sand production to reduce the effects on oilfield production.

Bohai oilfield；geological factor；mining factor；types of sand production；sand control technology

TE358.1

A

1673-5285（2017）06-0039-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.009

2017－04-14

2017－05-02

許亞南，女（1985-），油藏工程師，2011年畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學位，現從事油田生產管理及油藏工程研究工作，郵箱：xuyn2@cnooc.com.cn。