基于攜砂試驗的稠油水平井防砂埋風險生產優化研究

周瑞國，李志強

(1.山東省濰坊市勘察測繪研究院，山東 濰坊 261000；2.山東省安丘市規劃建筑設計院，山東 安丘 262100)

稠油油藏在我國以及全球范圍內都有廣泛的分布，開發潛力巨大，水平井是目前稠油油藏開發效果最好、應用最廣泛的開發方式之一。油氣井出砂是困擾稠油開發的常見問題，地層砂進入水平井易沉積形成砂床并造成井筒砂埋油管砂堵等問題，增加了作業成本，降低了油井產能，因此針對稠油出砂水平井，研究稠油水平井中地層砂的運移規律，防止地層砂沉積造成井筒砂埋，是保證油井正常生產的關鍵之一。Dabirian等[1]、Stevenson等[2]針對稠油水平井筒中砂粒運移動態，提出懸浮狀態、松散顆粒、移動沙丘、固定砂床4種運移機理，并通過水平井攜砂能力試驗，測量不同運移狀態下地層砂臨界攜砂流速，通過擬合得到不同運移狀態下地層砂臨界攜砂流速的計算公式；研究者通過水平井攜砂能力試驗發現，砂粒主要以沿管壁翻滾、推移的形式運移，水平井筒中地層砂運移與地層產出液黏度、液體流速、地層砂粒徑、地層砂密度以及地層砂產出速度等因素有關[3-9]；李幫民等[10]利用Fluent軟件對適度出砂開采的水平井筒中流場進行了數值模擬，分別建立了液-固兩相流和氣-液-固三相流的流動模型，得到了水平井筒中地層砂攜砂流速、出砂量、出砂粒徑、稠油黏度等敏感因素對水平井攜砂能力和井筒中壓降的影響規律；劉承婷等[11]利用PIV(粒子圖像測速)技術探究了沖砂液的攜砂性能，并采用Tecplot等軟件分析了不同因素對沖砂液攜砂效果的影響，結果表明液體黏度對沖砂液攜砂效果的影響最大，其次是地層砂粒徑；有研究者以適度出砂水平井為研究對象，考慮變質量流和氣相，建立了稠油水平井攜砂模型，并對水平井筒中壓力梯度、固定砂床或流動砂床的高度進行了計算，同時結合水平井中地層砂動態流動關系耦合求解模型，計算了水平段各流動參數的變化規律，并進行了沉砂動態預測[12-16]；董長銀等[17]根據平衡砂床高度與摩阻流速和平均流速的關系，建立了水平井筒中固-液兩相流動條件下平衡砂床高度預測的概率模型。

上述研究主要集中在常規油藏中水平井攜砂能力的敏感因素分析以及水平井中地層砂臨界攜砂流速的測定，但存在如下問題：一是未考慮稠油等非常規油藏條件；二是對于稠油攜砂未考慮各敏感因素的綜合影響；三是缺少對于稠油水平井開采時防砂埋風險生產優化方法的研究。針對這些問題，本文基于水平井攜砂能力試驗，著重研究液體中稠油黏度和稠油比例對水平井筒中地層砂運移的影響。首先測量了不同稠油黏度和稠油比例條件下水平井筒中地層砂的臨界攜砂流速，分析了稠油黏度和稠油比例對水平井筒中地層砂臨界攜砂流速的影響；然后定義了稠油比例黏度系數和稠油極值比例黏度系數，探究了稠油黏度和稠油比例對水平井筒中地層砂攜砂能力的綜合影響；最后基于水平井攜砂能力測試及敏感性探究試驗，提出了適用于稠油水平井開發時防砂埋風險的生產優化方法，以為實際生產提供參考。

1 水平井攜砂試驗

1. 1 試驗原理與方法

水平井攜砂試驗使用水平井筒攜砂能力測試裝置，見圖1。該裝置主要由模擬井筒、調頻螺桿泵、儲液罐、計算機數據采集系統等組成。模擬井筒傾角可以在0°～90°內調節，液泵泵送清水或增黏液通過管道進入模擬井筒，通過模擬井筒上游的管道旁注窗口向流體中加入地層砂或稠油。稠油預先存儲在柱塞容器中，在平流泵的驅動下注入模擬井筒，通過調節容器中稠油的黏度和平流泵排量控制稠油注入的比例及黏度。試驗時，將模擬井筒調整至水平狀態，以較高排量泵送液體，觀察砂粒隨液體進入井筒后的運移狀態，然后逐漸降低液泵排量，記錄砂粒開始沉積時的液泵排量。

圖1 水平井筒攜砂能力測試裝置Fig.1 Test device for sand carrying capacity of horizontal wellbore

1. 2 試驗材料與條件

本試驗在室溫(溫度約20℃)條件下進行，管線出口壓力為大氣壓力，管道內實際壓力取決于液泵排量以及模擬井筒的高度。

試驗流體使用清水(黏度約為1 mPa·s)和胍膠溶液(黏度約為1～10 mPa·s);試驗所用的模擬地層砂由不同粒徑的石英砂配制而成，泥質部分由高嶺石、伊利石、蒙脫粉按1∶3∶1比例配制，模擬地層砂及參數見表1；試驗所用稠油取自某稠油區塊，其黏度約為100～30 000 mPa·s。

表1 模擬地層砂及參數

本試驗中模擬水平井筒中液體的流速根據實際生產井中產液速度折算得到，如以某水平井為例，日產液量為100 m3，水平段井筒內徑為5.5寸(約140 mm)，折算得到水平段液體流速約為4.5 m/min。試驗所用的模擬井筒內徑為50 mm，液泵排量為0.3～1.2 m3/h，折算得到模擬井筒中液體流速約為2.5～10 m/min，因此該試驗液泵排量的設置合理。

2 結果與分析

2.1 稠油黏度對水平井筒中地層砂臨界攜砂流速的影響

本試驗總共選用10種黏度不同的稠油樣品，通過平流泵以50 mL/min的恒定速度向模擬水平井筒中注入稠油，逐漸降低液泵排量，觀察記錄地層砂砂粒開始沉降時的液泵排量，并計算水平井筒中液體流速，得到不同稠油黏度下水平井筒中兩種模擬地層砂(S1、S2)臨界攜砂流速的變化曲線，見圖2。

圖2 水平井筒中兩種模擬地層砂(S1、S2)臨界攜砂 流速隨稠油黏度的變化曲線Fig.2 Variation curves of critical sand carrying velocity of two kinds of simulated formation sand (S1 and S2) in horizontal wellbore with heavy oil viscosity

由圖2可見，當只注入清水時，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速均為最大值；開始注入不同黏度的稠油后，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速均有不同程度的降低，地層砂運移難度降低；當稠油黏度分別為8 745 mPa·s和13 566 mPa·s時，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速達到最低值，當稠油黏度超過該值，繼續增加稠油黏度，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速均呈現上升的變化趨勢。

清水攜帶地層砂以混砂液的形式進入模擬水平井筒，地層砂受力主要包括流體的攜帶作用、重力作用以及與管壁的摩擦作用，當向混砂液中注入稠油時，由于其黏度較大，對接觸到稠油的地層砂砂粒有較強的吸附作用，且其對地層砂的攜帶作用增強，地層砂更容易被攜帶，造成水平井筒中地層砂的臨界攜砂流速降低；當稠油黏度增加至較高水平時，稠油吸附地層砂落在井筒內壁上方，與井筒內壁的摩擦阻力增強，導致地層砂運移困難，造成水平井筒中地層砂的臨界攜砂流速增加。

2.2 稠油比例對水平井筒中地層砂臨界攜砂流速的影響

稠油通過平流泵注入模擬水平井筒中，試驗過程中選用黏度為8 745 mPa·s的稠油樣品，調整平流泵排量控制稠油注入的速度，結合清水注入速度計算稠油注入的比例，記錄不同稠油注入速度對應的水平井筒中模擬地層砂的臨界攜砂流速，并計算稠油注入比例即液體中稠油含量(以下簡稱稠油比例)，分析稠油注入速度和注入比例對水平井筒中模擬地層砂臨界攜砂流速的影響，其結果見圖3和圖4。

圖3 水平井筒中兩種模擬地層砂臨界攜砂流速與稠油 注入速度的關系曲線Fig.3 Relationship curves between the critical sand carrying velocity of two kinds of simulated formation sand and the injection velocity of heavy oil in horizontal wellbore

由圖3可見，對于兩種模擬地層砂，當稠油注入速度較低時，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速均會隨著稠油注入速度的增加而降低;當稠油注入速度增加至一定值時，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速基本保持穩定，不再隨稠油注入速度的增加而繼續降低，繼續提高稠油注入速度，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速均呈現升高的變化趨勢，地層砂運移的難度增加。

通過稠油注入速度與地層砂臨界攜砂流速來折算模擬水平井筒中稠油的比例，兩種模擬地層砂在稠油注入速度相同時，其臨界攜砂流速不同導致稠油注入比例不同，繪制不同稠油比例下水平井筒中兩種模擬地層砂臨界攜砂流速的變化曲線，見圖4。

圖4 水平井筒中兩種模擬地層砂臨界攜砂流速與稠油 比例的關系曲線Fig.4 Relationship curves between the critical sand carrying velocity of two kinds of simulated formation sand and the ratio of heavy oil in horizontal wellbore

由圖4可見，水平井筒中兩種模擬地層砂的臨界攜砂流速隨稠油比例的變化規律基本一致：當稠油比例較低時，地層砂臨界攜砂流速隨稠油比例的增加而迅速降低；當稠油比例增加至一定值時，地層砂臨界攜砂流速基本保持穩定在某一范圍內，繼續增加稠油比例，地層砂運移的難度增加，其臨界攜砂流速增大。

當混砂液中出現稠油時，稠油在水平井筒中呈團狀，由于其黏度大、相對密度較低，容易懸浮在水平井筒中，混砂液中的地層砂砂粒接觸到稠油被黏附而隨稠油油團一起運動，因此當稠油注入比例即液體中稠油含量較低時，混砂液中的稠油有助于降低地層砂砂粒運移的難度，地層砂臨界攜砂流速隨稠油比例的增加而降低；當稠油比例增加至一定值時，水平井筒中部分稠油吸附在井筒內壁，地層砂接觸到井筒內壁的稠油后被黏附，更易沉積難以運移，因此當稠油比例較高時，流體攜帶地層砂的難度反而增大，地層砂臨界攜砂流速隨稠油比例的增加而增加。

2.3 稠油比例黏度系數對水平井筒中地層砂臨界攜砂流速的影響

已有研究表明，稠油水平井筒中稠油黏度和稠油比例對水平井攜砂能力具有重要的影響，在一定范圍內增加稠油黏度或稠油比例都會使得地層砂臨界攜砂流速降低，但繼續增加稠油黏度或稠油比例會使得地層砂臨界攜砂流速產生相反的變化。因此，為了研究稠油黏度和稠油比例對水平井筒中地層砂臨界攜砂流速的綜合影響[17-18]，本文引入了稠油比例黏度系數概念，定義稠油比例黏度系數的表達式如下：

β=μ·φ

(1)

式中：β為稠油比例黏度系數(mPa·s)；μ為流體黏度(mPa·s)；φ為井筒中稠油體積含量(無量綱)。

為了探究稠油黏度比例系數對水平井攜砂能力的影響，分別在不同的稠油黏度和稠油比例條件下進行了水平井筒中地層砂臨界攜砂流速測試試驗，獲得了不同的稠油黏度與稠油比例組合，即不同的稠油比例黏度系數下相應的地層砂臨界攜砂流速，水平井筒中兩種模擬地層砂臨界攜砂流速與稠油比例黏度系數的關系曲線，見圖5。

圖5 水平井筒中兩種模擬地層砂臨界攜砂流速與稠油 比例黏度系數的關系曲線Fig.5 Relationship curves between the critical sand carrying velocity of two kinds of simulated formation sand and the proportional viscosity coefficient of heavy oil in horizontal wellbore

由圖5可見，水平井筒中兩種模擬地層砂(S1、S2)臨界攜砂流速隨稠油比例黏度系數的變化規律基本一致。對于模擬地層砂S1，當稠油比例黏度系數小于100 mPa·s時，增加稠油比例黏度系數會導致水平井筒中模擬地層砂S1臨界攜砂流速急速下降，即增加稠油黏度或稠油比例將會導致地層砂砂粒運移的難度降低；當稠油比例黏度系數介于100～200 mPa·s時，水平井筒中模擬地層砂S1的臨界攜砂流速基本保持穩定，其不隨稠油比例黏度系數的增加而變化；繼續增加稠油比例黏度系數時，水平井筒中模擬地層砂S1的臨界攜砂流速會增加，直至稠油比例黏度系數增加至400 mPa·s時，水平井筒中模擬地層砂S1的臨界攜砂流速增加速度放緩，基本保持穩定。與模擬地層砂S1相比，水平井筒中模擬地層砂S2的臨界攜砂流速在不同稠油比例黏度系數下其值偏小，且其隨稠油比例黏度系數變化時更容易達到穩定，且穩定時間更長。

3 稠油水平井防砂埋風險生產優化方法與應用案例

由上述試驗結果可知，對于稠油水平井中某一特定地層砂，增加液體中稠油的比例黏度系數，會使得水平井筒中該地層砂的臨界攜砂流速呈現先降低后增加的變化趨勢，即存在某一稠油比例黏度系數值或某一稠油比例黏度系數范圍，對應的地層砂臨界攜砂流速最低。本文定義該稠油比例黏度系數為稠油極值比例黏度系數βc，對應的稠油比例和稠油黏度分別為稠油極值比例φc和稠油極值黏度μc，在此狀態下進行生產，進入水平井筒中的地層砂更容易被攜帶，可降低出現砂埋等問題的風險。

由于稠油比例黏度系數取決于稠油的黏度以及地層產出液中稠油的比例，因此在實際生產過程中根據該油井地層砂攜砂的特征，可通過物理或化學方法進行生產優化，即通過調整油井中稠油的比例黏度系數，來降低砂埋的風險。基于上述試驗及結果分析，本文提出了一套用于稠油水平井開采時防砂埋風險的生產優化方法，用于指導油井的安全生產。

3. 1 防砂埋風險的生產優化方法

在稠油水平井開采過程中，可采用如下防砂埋風險的生產優化方法：

(1) 根據現場資料，確定地層產出砂的粒度特征(粒度中值、泥質含量、均勻系數)、原油黏度、產出液含水率等信息。

(2) 模擬現場條件進行稠油水平井攜砂試驗，確定稠油極值比例黏度系數βc。

(3) 根據現場油井基礎數據，計算實際稠油比例黏度系數β0，并對比稠油極值比例黏度系數進行生產設計與優化。

①若β0>βc，說明水平井中稠油實際比例黏度系數偏大，砂埋風險高，一般可通過降低稠油黏度或稠油比例來降低稠油比例黏度系數。對于熱采井，可通過提高蒸汽注入溫度和注入量或加入降黏劑來降低稠油黏度，或可通過向油套環空向生產井井底注入稀油來降低稠油比例。

②若βc<β0，說明水平井中稠油實際比例黏度系數偏小，砂埋風險高。對于熱采井，一般可通過降低蒸汽注入溫度和注入量來適當提高稠油黏度，進而增加稠油比例黏度系數。

③若β0=βc，說明無需通過此方法進行生產設計。

3. 2 應用案例

遼河油田某稠油井采用水平井蒸汽驅替進行生產，油井出砂量大，且油井水平段砂埋嚴重，沖砂作業頻繁、有效期短，約為105 d，生產成本增加，油井產能下降。為了降低生產成本，提高油井產能，對該稠油水平井進行了生產優化，具體過程如下：

(1) 獲取了該稠油水平井的基本信息，見表2。

(2) 模擬實際條件進行了稠油水平井攜砂試驗，確定了稠油極值比例黏度系數βc，得到該稠油水平井筒中地層砂臨界攜砂流速隨稠油比例黏度系數的變化曲線，見圖6。由圖6可見，該稠油水平井筒中地層砂的稠油極值比例黏度系數約為230 mPa·s左右。

表2 某稠油水平井基本信息表

圖6 某稠油水平筒中地層砂臨界攜砂流速隨稠油 比例黏度系數的變化曲線Fig.6 Variation curve of the critical sand carrying velocity of the formation sand and the proportional viscosity coefficient of heavy oil in an oil well

(3) 由該稠油水平井基本數據可計算得到稠油實際比例黏度系數β0=436 mPa·s，即β0>βc，因此需要對該稠油水平井進行生產優化。考慮到措施的可行性，生產優化的思路主要是提高井下溫度和降低原油黏度，進而降低稠油比例黏度系數。因此，對該稠油水平井主要采取以下措施來實現生產優化：①蒸汽注入溫度從250℃提高至320℃；②蒸汽注入速度從88 t/d提升至112 t/d。

通過采用以上優化措施，該稠油水平井沖砂作業有效期延長至189 d，延長了84 d，且控砂效果明顯，極大地降低了砂埋風險。在經濟方面，據統計，該稠油水平井基于稠油比例黏度系數進行生產設計與優化后，由于注汽量和注氣壓力提高，注汽開發效果明顯，該稠油水平井日均增產原油0.8 t，且沖砂作業頻率降低使油井年均可生產時間增長15 d左右，年增產原油約1 960桶，按當前油價(60美元/桶)和美元匯率(1美元=6.75元人民幣)折算，原油收入增加79.4萬元左右；除此之外，單井每年注汽成本增加106萬元左右，沖砂作業頻率降低，節約沖砂作業成本約39萬元。綜合成本與收益變化，該稠油水平井綜合經濟效益年均增加12.4萬元。可見，對于稠油水平井，按照稠油比例黏度系數進行生產設計與優化，可以有效地降低油井砂埋風險，減少沖砂作業次數，保證油井正常生產，提高了油井的綜合經濟效益。

4 結 論

(1) 地層砂進入稠油水平井運移時，稠油會吸附液體中的地層砂砂粒形成黏團，以整體的形式運移，黏團與井壁之間的摩擦阻力不利于地層砂運移，易導致其沉積，砂埋風險高。

(2) 稠油黏度和稠油比例均會對水平井筒中地層砂的運移產生影響，增加液體中稠油的黏度和比例，水平井筒中地層砂臨界攜砂流速會出現先下降后穩定或略微增加的變化趨勢。

(3) 定義了稠油比例黏度系數，并據此進行稠油水平井防砂埋風險生產優化，現場應用結果表明：該優化方法有利于降低油井砂埋風險，保證油井穩產高產，提高了油井的綜合經濟效益。