人工井壁防砂在渤海油田適用性分析及效果評價*

袁偉偉 張啟龍 賈立新 徐濤 閆切海

(中海石油(中國)有限公司天津分公司；海洋石油高效開發國家重點實驗室)

0 引 言

渤海油田儲層多為疏松砂巖油藏，隨著開采年限的延長，篩管破損導致防砂失效的問題日益突出[1-2]。根據統計數據，渤海油田因油井出砂造成停產進行大修作業的井數每年占比近10%[3]。目前，針對篩管破損井的治理方式主要為打撈失效篩管、下小篩管防砂、漏點卡封、開窗側鉆以及人工井壁二次防砂等[3-8]。其中：打撈篩管及開窗側鉆由于難度較大且所用工期長，導致修井費用居高不下；下小篩管二次防砂及對篩管漏點卡封雖可降低修井投資，但由于刺漏點位置較難判斷以及縮小原井筒通徑，對后期實施分采有一定影響，應用范圍受到了很大限制。人工井壁防砂技術利用覆膜砂通過篩管破損點擠注至虧空地層，并進行高溫固化封堵建立具有一定滲透率的人工井壁，以滿足防砂需求。由于該技術不需要找刺漏點且不影響原井防砂通徑，所以在篩管刺漏出砂井的治理中應用逐年增多。

針對人工井壁防砂技術研究，目前多集中在礫石表層覆膜材質的選擇和分析中[9-14]，且多應用于儲層的增產壓裂以及稠油熱采開發[15-18]。針對人工井壁技術在篩管刺漏的治理應用中，雖然部分研究人員做了相關報道，但主要涉及人工井壁防砂技術的施工流程及施工工藝研究[18-20]，而關于人工井壁技術的適用條件分析少有研究，特別是影響施工效果的影響因素及影響權重研究。隨著該技術應用井數的不斷增多，亟待開展人工井壁技術應用后的評估研究，以期為今后選井及修井方案的制定提供必要的依據。

1 人工井壁防砂技術原理

人工井壁防砂技術原理是利用攜砂液將覆膜砂攜帶至井筒，在篩管破損處及儲層虧空部位充填和堆積并壓實，在固化劑和高溫循環注入作用下，顆粒表面的樹脂軟化粘連并固結，形成具有良好滲透性和強度的人工井壁，以防止油氣層出砂。人工井壁防砂作業流程如圖1所示，主要包括全井筒沖砂、下防砂作業管柱、擠壓充填篩管破損點至飽和、下沖砂管柱沖砂清潔井筒及下加熱管循環加熱固化覆膜砂。

圖1 人工井壁防砂作業流程圖Fig.1 Flow chart for sand control operation of artificial borehole wall

覆膜砂是在礫石或石英砂表面通過物理方法預涂覆一層樹脂層，經過烘干晾曬后形成的一種防砂材料，再經過高溫加熱至一定溫度(>40 ℃)后，其表面樹脂發生軟化，礫石之間通過樹脂發生粘連，停止加熱后覆膜砂開始重新固結，形成具有一定強度及滲透率的整體，其微觀圖如圖2所示。圖3為覆膜砂固結強度隨加熱溫度的變化曲線。

圖2 覆膜砂加熱固化后微觀圖Fig.2 Microgram of precoated sand after thermosetting

圖3 覆膜砂固結強度隨加熱溫度的變化曲線Fig.3 Variation curve of consolidated strength and heating temperature of precoated sand

通過室內試驗對選取的覆膜砂固化溫度及強度進行試驗分析，固結后的覆膜砂單軸抗壓強度在4.1～7.9 MPa(見圖3)。通過對現場加熱數據監測統計，井口注入溫度一般為90～98 ℃，井底壓力計計量溫度高于70 ℃。

2 渤海油田應用情況分析

防砂篩管刺漏后，地層砂隨原油被攜帶至井筒，大量地層砂在井下電泵吸入口堆積并堵塞生產油管，影響油井的產能，嚴重的出砂會造成井下采油電泵損壞。

渤海油田于2016年開始利用人工井壁防砂技術治理篩管刺漏導致出砂停產的油井，目前累計應用生產井數17口且逐年增加，累計實施19井次(其中2口井進行過二次人工井壁防砂)。通過施工前、后穩定期的平均產量對比分析，其中11口井施工后可完全恢復原產能，其余6口井未能完全恢復原井產能，CFD-A17井人工井壁防砂修井后啟泵無產液，如圖4所示。

圖4 人工井壁防砂后產能恢復比Fig.4 Productivity restoration ratio after sand control of artificial borehole wall

通過渤海油田目前應用情況分析，人工井壁防砂技術在篩管刺漏出砂井的治理中具有一定效果，但并非完全適用，從產能未恢復的6口井統計中發現，4口井有二次出砂現象，其中2口井經過二次人工井壁防砂治理，3口井由于產量較低防砂后進行酸化解堵措施，產量恢復效果不佳，具體如表1所示。

表1 應用人工井壁防砂技術后產能未恢復井統計Table 1 Statistics for wells where productivity is not restored after application of artificial borehole wall sand control technology

3 人工井壁效果影響因素分析

影響人工井壁防砂效果的因素較多，本文通過對渤海油田17口生產井應用情況進行總結，梳理了地質因素、原井參數、施工參數以及生產制度等4大影響因素。其中：地質因素主要包括儲層滲透率、含泥質量分數及孔隙度；原井參數主要包括防砂方式、防砂長度及篩管容積等；施工參數主要包括泵入砂量、鋪砂濃度及施工流速等；生產制度參數主要為生產過程中的壓差控制。

從10個影響因素的統計分析中得到，儲層滲透率、孔隙度、防砂方式及泵入砂量等4個因素對防砂后效果影響無明顯差異，其余6個因素的影響具有一定的規律性。

3.1 地質因素

通過對實施人工井壁治理的17口井儲層含泥質量分數分析，11口產能恢復井含泥質量分數為9.90%～15.20%，平均含泥質量分數為13%，6口產能未恢復井含泥質量分數為17.50%～32.00%，平均含泥質量分數為20%，如圖5所示。

圖5 儲層含泥質量分數統計Fig.5 Statistics for argilliferous mass fraction of reservoir

原因分析：儲層中含泥質量分數較高，吸水膨脹性較強，在防砂治理作業中與大量攜砂液接觸，吸水膨脹后堵塞篩管及礫石層流道，影響產能，其中CFD-A17井平均含泥質量分數為32%，開泵生產后無產液。這說明含泥質量分數對篩管破損防砂后產能恢復影響的敏感性較強。

3.2 原井參數

通過統計施工井防砂段內容積，11口產能恢復井防砂段內容積范圍為2.7～11.3 m3，平均內容積為5.0 m3。產能未恢復井內容積范圍為1.2～2.3 m3，平均內容積為1.7 m3，防砂段內容積較小井在進行人工井壁修井后產能恢復比較低，其中BZ-A03井防砂段內容積為1.2 m3，施工后依然恢復產能，如圖6所示。

圖6 防砂段篩管內容積統計Fig.6 Statistics for internal volume of screen pipe in sand control section

原因分析：由于防砂段較短篩管內容積小，在擠注充填作業過程中大排量的前置液會導致井筒徑向流速較高，破壞近井地帶礫石堆積方式，結合原井防砂方式分析，產能未恢復井均為礫石充填方式，而BZ-A03井雖然內容積小，但其防砂方式為篩管防砂，大排量前置液的沖刷并不會破壞近井地帶滲透率。

3.3 施工參數分析

通過對人工井壁應用井施工作業參數統計，11口產能恢復井擠注流速范圍為2.0～3.2 m/s，平均流速為2.5 m/s。6口產能未恢復井作業期間擠注流速范圍為3.4～5.9 m/s，平均流速為4.5 m/s，其中，JX-A10井雖然擠注期間流速較高，但作業后產能依然恢復，如圖7所示。

圖7 防砂作業最大流速Fig.7 Maximum flow rate of sand control operation

原因分析：人工井壁修井作業中，大排量的引導液及攜砂液進入井筒及地層，導致防砂段液體流速過快，對原井筒防砂礫石層及井壁破壞嚴重，特別是針對礫石充填防砂井，過高流速導致原井礫石層堆積方式發生破壞，與近井地帶地層砂會進行充分混合重新堆積，降低近井地帶滲透率。而JX-A10井防砂方式為優質篩管簡易防砂，雖然過高流速會對近井地帶進行沖刷，但不影響滲透率。

3.4 生產制度

通過對人工井壁應用井生產制度進行統計，11口產能恢復井后期穩定生產壓差為1.16～6.00 MPa，平均生產壓差為4.00 MPa。而6口產能未恢復井生產壓差為6.70～9.00 MPa，平均生產壓差為8.00 MPa。其中CFD-A17井雖然初期投產生產壓差為2.32 MPa，但開泵后一直無產出。生產壓差與產能恢復對比如圖8所示。

圖8 生產壓差與產能恢復對比Fig.8 Correlation of drawdown pressure and productivity restoration

原因分析：人工井壁防砂機理是利用礫石表層樹脂固化連接，根據室內抗壓強度試驗數據，在高溫固結后的覆膜砂抗壓強度為6～8 MPa，過大的生產壓差會造成人工井壁發生擠壓或剪切破壞，防砂失效導致二次出砂。從生產制度統計情況分析，產能未恢復的5口井生產壓差均大于6 MPa，導致人工井壁發生破壞防砂失效，因此后期應嚴格控制人工井壁的生產制度。

4 防砂效果影響因素權重分析

根據前文分析，影響人工井壁作業后產能恢復的因素除了儲層含泥質量分數、施工流速、防砂方式以及生產壓差外，還與防砂長度、泵入砂量、鋪砂濃度及篩管容積等因素有關。分析各影響因素在修井后產量恢復中的權重大小，對后期人工井壁作業的選井和施工具有重要指導意義。

灰色關聯度分析方法是一種多因素的統計學方法，通過對相關影響因素進行無量綱化處理后，利用灰色關聯法對子序列以及母序列計算灰色關聯系數以及關聯度，并進行關聯度排序，進而判斷每個參數對防砂效果的影響權重。

4.1 灰色關聯度計算模型建立

灰色關聯度分析法通過計算子序列和母序列之間的關聯系數，進而求解關聯度并對其進行排序，從而定量地衡量系統中各因素對目標值的影響程度。根據人工井壁防砂后產能恢復比與各影響因素之間的關系，建立灰色關聯模型：

(1)

式中：ξi(k)是母序列y與子序列xi的關聯度系數；子序列為xi=(xi(1),xi(2),……，xi(n))；將描述人工井壁防砂后產能恢復比作為母序列y=(y(1),y(2),……，y(n))；ξ為分辨系數，一般取0.5。

根據防砂后產能恢復與影響因素的關聯模型，確定關聯度的處理方法，具體如下。

(1)確定子序列和母序列。分別將防砂長度、篩管容積、泵入砂量、鋪砂濃度、施工流速、生產壓差及含泥質量分數等作為子序列，將施工后產量相對于施工前產量恢復比作為母序列。

(2)對初始數據進行無量綱化處理。由于各子序列和母序列采用的量綱不同，所以在計算時需要將所有參數進行無量綱化處理。

(3)求極值運算。依據式(2)、式(3)和式(4)，分別求差序列Δi、兩級最小差以及兩級最大差。

Δi=|x0(k)-xi(k)|

(2)

(3)

(4)

(4)計算灰色關聯度系數。將計算的極值帶入式(1)，求取關聯度系數ξi(k)。

(5)計算關聯度ri。關聯度為灰色關聯系數ξi(k)的算數平均值。

(5)

(6)子序列權重排序。通過計算不同子序列的關聯度數值ri后，按照其值的大小進行排序，即可得到子序列對母序列影響權重的大小。

4.2 人工井壁防砂影響因素關聯度分析

本文按照灰色關聯度分析方法，建立了人工井壁防砂效果影響因素灰色關聯度分析模型。分析通過引入修井防砂后產能與修井前穩定期產能的比值作為母序列，依據第3章的防砂效果主要影響因素，包括防砂段長度、防砂段內容積、鋪砂濃度、施工流速、生產壓差以及含泥質量分數6個因素，將影響因素作為子序列，具體的子系列數據如表2所示。

表2 子序列和母序列參數Table 2 Parameters of subsequence and parent sequence

對母序列及子序列數據進行無量綱處理，由于子序列中施工流速、生產壓差以及含泥質量分數與母序列存在負相關性，所以先對這3個參數進行倒數化處理，后采用均值化對所有序列進行無量綱處理，具體結果如表3所示。

表3 初始數據無量綱化處理結果Table 3 Dimensionless processed results of initial data

依據式(2)～式(4)分別計算絕對差序列、兩級最小值及兩級最大值，并求得每個子序列的灰色關聯系數，進而進行數值排序，結果如表4所示。

表4 灰色關聯度計算及子序列權重Table 4 Gray correlation degree calculation and subsequence weight

4.3 結果分析及建議

通過采用灰色關聯度分析方法，分別對渤海油田17口篩管破損井應用人工井壁修井后的影響因素進行分析，其影響因素按照權重從大到小排序為儲層含泥質量分數>施工流速=防砂段篩管容積>生產壓差>防砂段長度>鋪砂濃度。其中，儲層含泥質量分數對修井后效果影響權重最大，含泥質量分數越大的井(>20%)，應用人工井壁技術防砂后產能恢復明顯降低，且隨著含泥質量分數的增大產能恢復效果越差。施工流速以及生產壓差對人工井壁防砂后效果影響權重次之，但屬于可控因素，其中施工流速為擠注作業參數，從分析結果得到，流速越大，產能恢復效果越差，建議后期在人工井壁防砂作業中，擠注覆膜砂作業應以小排量低砂比進行。生產壓差為后期生產階段制度管理，由分析結果得到，較大的生產壓差(>6 MPa)會導致人工井壁發生一定的破壞，導致防砂失效，影響后期防砂效果及產量，所以在后期生產制度的管理上要嚴格控制生產壓差。

5 結 論

通過統計目前渤海油田人工井壁防砂技術應用情況，對防砂后產量變化進行了系統的分析及跟蹤，針對每口井的地質參數、施工參數、原井參數以及生產制度等4個方面進行了分析，利用灰色關聯度分析方法將不同的影響因素對產能恢復的影響進行了權重分析，對后續篩管破損井人工井壁防砂技術應用的選井、施工和管理可起到指導作用，所得結論如下：

(1)利用灰色關聯度分析方法建立了人工井壁防砂效果影響因素權重分析模型，影響因素權重大小依次為含泥質量分數>施工流速=防砂段篩管容積>生產壓差>防砂段長度>鋪砂濃度；

(2)對于采用人工井壁防砂技術治理的篩管破損井應嚴格分析其適用性，儲層含泥質量分數影響人工井壁防砂效果的敏感性較大，特別是針對儲層含泥質量分數>20%的井應慎重選擇；

(3)大排量、高流速擠注充填會破壞原井筒近井地帶防砂方式，人工井壁防砂作業建議以小排量低砂比進行；

(4)在后期生產制度的管理上，由于人工井壁防砂的特點，應嚴格控制本井的生產壓差，建議生產壓差不得高于6 MPa，以保證人工井壁的完整性。

本文僅從渤海油田已發生篩管破損出砂后，采用人工井壁防砂技術治理的效果進行分析和探討，從選井的適用性、施工參數以及管理方式等進行系統總結，對未來常規生產井采用人工井壁防砂技術同樣具有指導作用，可為人工井壁防砂技術的普及提供理論支持。