壓力衰竭油田全壽命期出砂風險預測研究

鄧 晗，劉玉飛，張春升，王 堯，孟召蘭，季菊香

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

油井出砂是砂巖油藏開采過程中所遇到的主要問題之一，海上油氣田由于作業費用昂貴，嚴格防砂幾乎成為海上開發的共識[1，2]，但目前出砂預測研究主要集中在油田開發前期以及生產管理過程中，對處于開發中后期的油田出砂研究甚少[3，4]。海上油氣田開發方案中出砂預測常采用出砂指數法、斯倫貝謝出砂指數法和聲波時差法等經驗公式定性預測儲層出砂可能性，經驗公式法應用便捷，但模型考慮因素單一，未考慮油藏動態變化，不適用于油田中后期開發調整預測[5，6]。國內外學者研究表明，隨著油氣的不斷開采，地層壓力逐漸降低，含水率逐漸升高，均會加劇油井的出砂風險[7-9]，多位學者通過建立數字模型，將地應力、地層孔隙壓力、含水率、完井方式等因素綜合考慮進出砂風險預測中，致力于將出砂風險由定性轉為定量預測[10-13]，較為典型的代表是出砂風險預測SAND_PRO軟件。筆者借助其為南海西部某油田進行出砂風險預測和關鍵因素分析，形成了油井全壽命期出砂預測圖版，經過油田出砂井出砂條件的驗證，結果準確，為油田綜合調整制定合理的開發方案及后期生產提供了指導。

1 油田基本信息

南海西部某油田開發層位潿洲組，屬于辮狀河三角洲平原沉積相；巖石類型以石英砂巖為主；巖石結構以細粒為主，分選中，次圓-次棱；孔隙類型以粒間孔為主，次為粒間溶孔和長石溶孔；孔隙度15%～17%，滲透率14 mD～100 mD。總體來看，本區塊為復雜斷塊油藏，多層系，屬于中低孔、中低滲儲層，層間非均質性強。從老井開發動態來看，經過16年的開發，油田地層壓力衰竭大，局部井區地層壓力系數由1.0 MPa/100m下降至0.5 MPa/100m，綜合含水率上升至50%左右，在巖石地應力上升、巖石強度下降的綜合作用下，老井逐漸出現出砂停產的現象。因此，對中后期綜合調整井出砂程度及防砂時機進行準確預測，是綜合調整開發方案防砂決策的重要工作內容。

2 巖石力學參數求取

地層壓力、巖石內聚力和內摩擦角、單軸抗壓強度、楊氏模量、水平應力方向等參數是進行出砂預測的主要參數[14]，可通過室內巖石力學實驗以及測井數據分析得到。本文通過單軸和三軸巖石力學實驗測得儲層巖石強度，并應用SAND_PRO軟件計算得到各深度點巖石內聚力、內摩擦角以及楊氏模量等參數（見圖1）。根據測井曲線，采用軟件計算得到不同儲層段巖石力學參數剖面，并應用圖1所得單點巖石強度值進行剖面校正，用于后面的出砂預測（見圖2）。

3 出砂預測

圖1 巖石內聚力和內摩擦角參數計算Fig.1 Parameter calculation of cohesive force and internal friction angle of rock

圖2 儲層巖石強度剖面計算Fig.2 Calculation of strength profile of reservoir rocks

出砂預測的主要目的之一是為完井工程決策防砂方案提供理論依據。在油田開發過程中，通過合理的管理流體和出砂來優化油氣井產能的整個過程稱為防砂管理。而出砂預測作為防砂管理的重要要素之一，包括臨界生產壓差計算以及因素敏感性分析[15]。SAND_PRO軟件定量出砂預測模型需要輸入的關鍵參數包括：地層孔隙壓力、含水率、巖石力學參數、地應力、井眼直徑、射孔參數（射孔孔眼直徑、相位、孔密以及孔深）以及完井方式（套管完井或裸眼完井）。

隨著地層壓力降低以及含水上升，筆者將分別計算出單井各層位不同開發年限的臨界出砂生產壓差，并繪制圖版，將老井出砂條件投射到圖版上，檢驗了圖版的準確性。新井預測時，將新井全壽命期生產動態預測數據投射到圖版上不同位置，比對判斷生產制度是否在安全范圍以內；在安全區間內則表明出砂可能性低甚至不出砂，反之則表明出砂可能性較大，從而得到全壽命期出砂預測結果。

圖3 原始地層條件下臨界出砂生產壓差計算結果圖Fig.3 Calculation results of critical sanding production pressure under the condition of original formation

3.1 單井出砂預測

3.1.1 臨界生產壓差圖版繪制 將單井基礎數據錄入SAND_PRO軟件界面，預測原始地層條件下（孔隙壓力系數1.0 MPa/100m，含水率0）儲層臨界出砂生產壓差值，軟件計算結果（見圖3），第一列表示深度，第二列表示臨界井底流壓，第三列表示臨界出砂生產壓差。

計算結果表明，在原始地層壓力條件下，地層最小臨界出砂壓差為20.05 MPa；在2 539 m處由于泥質含量較高，單軸抗壓強度強，因此該部位初始臨界出砂壓差較高。

為了解整個開發過程中的地層臨界出砂壓差情況，取含水率和地層壓力系數為出砂敏感因素，分別在含水率 0、0.4、0.6、0.8，地層壓力系數 1.0 MPa/100m、0.9MPa/100m、0.8 MPa/100m、0.7 MPa/100m、0.6MPa/100m、0.5 MPa/100m、0.4 MPa/100m、0.3 MPa/100m、0.2 MPa/100m、0.1 MPa/100m條件下，計算得到該油田臨界出砂生產壓差縱向分布規律圖版（見圖4）。

3.1.2 圖版驗證 利用已出砂井資料驗證本圖版的可靠性至關重要，因此應用該油田已出砂井出砂條件進行驗證。經過老井生產資料統計、分析，出砂井及其相應的出砂條件匯總（見表1）。

表1 出砂井及其出砂條件匯總表Tab.1 Summary table of sand producing wells and sand produciong conditions

圖4 南海西部某油田主要生產層位臨界出砂生產壓差圖版Fig.4 The oilfield's mainly production layer critical sanding production pressure difference

圖5 南海西部某油田潿三段油組出砂井與預測結果對比圖Fig.5 The oilfield three sanding wells and prediction results comparison chart

將表1數據投射到本次預測的潿三段油組臨界出砂壓差圖版上（見圖5），比對后可見，A3井及A8井在13.067 MPa和14.396 MPa生產壓差下超出了儲層含水率0.4時預測臨界出砂壓差值12.81 MPa，表明產層會出砂，預測結果與實際井狀態一致。A5井出砂生產壓差11.77 MPa與預測值12.81 MPa較為接近，可認為在預測誤差范圍內。

3.1.3 新井應用 南海西部某油田新布兩口開發井A3H1和A17H2井，主力開發層位為W4I油組，在14年生產周期內，預測地層壓力系數將下降至0.4 MPa/100m左右，儲層含水率上升至0.9，屬于典型的壓力衰竭儲層。在油田對應層位臨界出砂壓差圖版上，繪制單井全壽命期生產壓差范圍，比對出砂狀態（見圖6）。

通過圖版分析，可知兩口井在其各自的生產條件下，前三年（含水率＜0.4時）出砂可能性均很低。但隨著含水率增大，地層壓力下降，預測臨界出砂壓差下降至6 MPa以下，W4I儲層進入出砂高風險期。因此可知，A3H1、A17H2兩口井在其開發后期（含水率＞0.6），出砂風險性較高，需要采取防砂措施，該預測結果與油田在產井生產經驗非常吻合。

3.2 出砂敏感性因素分析

文獻調研表明，影響地層出砂因素包括：（1）地層壓力因素；（2）儲層特征，包括井深、巖石力學特征、壓實情況、流體性質等；（3）工程因素，包括完井類型、井身結構以及生產工藝參數等[16]。然而，井眼形成后，儲層特征就不可改變；在油田開發過程中，完井類型、井身結構以及工作制度等已經確定，不會對出砂預測結果產生影響。因此本文主要研究隨著油田開發的進行，對出砂產生重要影響的參數：地層壓力和含水率。本文以某井潿三段進行分析。

圖6 W4I油組臨界出砂壓差敏感性計算及生產井生產壓差分布Fig.6 Calculation of critical sanding pressure and distribution of pressure difference in production wells in W4I layer

3.2.1 壓力衰竭的影響 在油田開發過程中，隨著地層壓力系數的降低，會將部分上覆壓力從流體轉移到砂粒上，增加了砂粒之間的壓應力，從而使砂粒之間的剪切應力增大，達到剪切破壞點，導致地層體積發生變化，骨架砂變為自由砂，經過流體在一定速度沖刷下，流向井底，造成油井出砂。文獻調研表明，地層壓力系數下降是引起出砂的一個重要因素[17，18]。

該油田臨界生產壓差隨地層壓力變化圖（見圖7），從圖7可以看出，隨著地層壓力系數的降低，儲層壓力衰竭過程中，臨界生產壓差逐漸降低。儲層地層壓力系數從1 MPa/100m降低到0.1 MPa/100m時，臨界生產壓差從20.21 MPa降低到2.01 MPa，下降幅度達到90.1%，下降明顯。因此在完井設計時，必須注意生產壓差的變化帶來的出砂風險。當地層壓力下降到一定值時，應向地層及時補充能量，避免出現油層產量下降和大量出砂的現象，保證油田正常、安全生產、油井長期穩產。

圖7 南海西部某油田臨界出砂壓差隨地層壓力變化圖Fig.7 The oilfield critical sanding pressure difference with formation pressure variation

圖8 南海西部某油田巖石單軸強度隨泡水時間變化關系Fig.8 The rock strength changed with bubble water time of the oilfield

圖9 臨界生產壓差隨含水率變化關系圖Fig.9 Relationship between critical production pressure and water content

3.2.2 含水率的影響 根據文獻調研表明，巖石含水主要產生以下幾方面的影響[19，20]：（1）巖石表面能較小；（2）毛細管壓力降低；（3）化學作用導致黏土礦物分散。含水飽和度越高，巖樣單軸抗壓強度越低。通過對該油田巖心單軸抗壓強度測試（見圖8），可以得出：油田儲層單軸強度隨泡水時間的延長，強度值下降。潿三段儲層單軸抗壓強度泡水之前為30.576 MPa，泡水96 h后，巖石含水率0.2，單軸抗壓強度下降至24.46 MPa，降幅達20%。通過實驗證明了含水對巖石強度存在較大的影響。

3.2.3 地層壓力與含水率綜合影響幅度 通過軟件進一步分析計算，假設開發中油層邊底水錐進，油田沒有注水能量補充時，臨界生產壓差隨含水率、地層壓力系數的變化關系（見圖9）。從圖9可知，在低含水期（含水率＜0.4），隨著儲層衰竭式開采，地層壓力系數下降，會加劇出砂的風險，臨界出砂壓差呈現下降的趨勢，這是由于在低含水時（含水率＜0.4），巖石內聚力強度處于高值區間，在地層壓力系數由1.0 MPa/100m下降至0.5 MPa/100m的過程中，作用于巖石基質的有效地應力增大，儲層更易出砂，臨界出砂壓差下降趨勢明顯；在高含水期（含水率＞0.6），隨著地層壓力系數的下降，臨界出砂壓差幾乎維持不變，主要原因是高含水時巖石內聚力強度低，此時地層壓力系數的變化對巖石出砂壓差的影響幅度降低了。

4 結論

（1）利用SAND_PRO軟件可以定量計算單井生產周期內的臨界生產壓差，并依此繪制臨界生產壓差圖版，這對選擇合理的完井措施以避免出砂具有重要意義。

（2）出砂預測研究結果表明，南海西部某油田兩口新井在其主要的開發層位段在開發初期，生產不出砂。但在開發后期，含水率上升到0.4后，臨界生產壓差降低至6 MPa以內，面臨較大出砂風險，需要采取防砂措施。

（3）通過實驗研究和軟件模擬計算，發現地層壓力和含水率是影響出砂的重要因素。且隨著地層壓力下降，出砂風險急劇增加；含水率上升后，出砂風險也升高。