東河油田注氣出砂機(jī)理及實(shí)驗(yàn)

沈建新 ，黃錕 ，鐘婷 ，王杰祥 ，童世俊 ，王亮亮 ，蘇洲 ，王鵬

（1.中國石油塔里木油田分公司油氣工程研究院，新疆 庫爾勒 841000；2.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580）

0 引言

塔里木盆地東河油田是我國首個(gè)勘探開發(fā)的陸上超深、高溫、高壓、高鹽、巨厚砂巖油藏[1]。東河油田于1990年投入生產(chǎn)，2013年進(jìn)入注水注氣開發(fā)階段。目前，東河油田1CⅢ油藏注氣開發(fā)油井普遍出砂，井口取樣化驗(yàn)結(jié)果顯示，2006—2020年，井口砂質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均在0.08%～1.20%。統(tǒng)計(jì)目前生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)電泵井及其清砂作業(yè)情況發(fā)現(xiàn)，井筒內(nèi)砂埋速度最高達(dá)到32.89 m/月，嚴(yán)重時(shí)，砂面達(dá)到射孔井段，造成砂埋油層，出砂是影響該區(qū)塊電泵井生產(chǎn)的主要因素。由于注氣開發(fā)受效油井出砂嚴(yán)重，地面油嘴頻繁沖蝕，油嘴、絲堵更換周期大大縮短。例如：DB13井油嘴更換5 d后，產(chǎn)生沖蝕裂縫；DB18C井絲堵更換3 d后，產(chǎn)生沖蝕坑。據(jù)統(tǒng)計(jì)，東河油田平均檢泵周期為330～680 d，遠(yuǎn)低于塔里木油田的1 006 d，因出砂造成的檢泵井?dāng)?shù)占比為64%。此外，塔里木東河油田壓力系數(shù)普遍小于1，井筒砂埋后沖撈砂難度極大。因此，出砂問題是影響東河油田穩(wěn)產(chǎn)的主要問題，分析和研究其出砂機(jī)理具有重要的意義[2]。

為此，本文通過理論結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，分析了東河油田注氣開發(fā)出砂的主控因素，厘清了東河油田注氣開發(fā)出砂機(jī)理，為提出注氣開發(fā)油田地層出砂防治方案提供技術(shù)參考。

1 油藏出砂機(jī)理分析

1.1 油藏巖石及沉積特征分析

東河油田砂巖巖石成分組成為石英76.00%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同）、黏土礦物21.75%、長(zhǎng)石2.25%。總體上看，儲(chǔ)層巖石以石英顆粒為主，黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)低，且大部分由高嶺石構(gòu)成，因此，目標(biāo)儲(chǔ)層膠結(jié)程度低。

灘海沉積主要受海岸波浪作用的控制，砂巖最多，礫巖次之，從陸地向海方向劃分出沙丘、后濱、前濱、臨濱等4個(gè)微相帶，特征各異。受沉積特征影響，東河油田砂巖儲(chǔ)層表現(xiàn)出以粉細(xì)砂巖為主的特點(diǎn)。因此，東河油田海灘沉積特征決定了目標(biāo)區(qū)塊非均質(zhì)性強(qiáng)、膠結(jié)疏松、砂粒極易脫落，油藏本身具備出砂的地質(zhì)條件。

1.2 油藏物性特征分析

東河油田屬陸上超深（中部深度5750m）、高溫（140～145℃）、高壓（地層壓力62.38 MPa）油田。原油性質(zhì)中等，密度為 0.862 7 g/cm3，黏度為 7.08 mPa·s（50 ℃）。該油田地層水礦化度高達(dá)233 866.5 mg/L，密度為1.158 5 g/cm3。受地質(zhì)構(gòu)造與儲(chǔ)層特征等因素的影響，東河油田油層的空間分布表現(xiàn)出較強(qiáng)的非均質(zhì)性。

依據(jù)沉積旋回、儲(chǔ)層特征，可以將東河油田儲(chǔ)層劃為 10 個(gè)巖性段：CⅢ0—CⅢ9。其中，CⅢ1，CⅢ2，CⅢ3，CⅢ5 巖性段又分別細(xì)分為 CⅢ11，CⅢ12，CⅢ13；CⅢ21，CⅢ22；CⅢ31，CⅢ32 和 CⅢ51，CⅢ52，CⅢ53 等小層，各小層厚度分布無規(guī)律。根據(jù)有關(guān)資料，繪制各層位孔隙度和滲透率的分布情況（見圖1）。計(jì)算表明，東河油田儲(chǔ)層平均孔隙度為15.1%，滲透率為68.1×10-3μm2，屬于中孔、中滲物性較好的儲(chǔ)層。

圖1 各小層孔隙度和滲透率的分布

1.3 開發(fā)因素分析

1.3.1 壓降與生產(chǎn)壓差

東河油田注水開發(fā)初期，注水量達(dá)不到生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)配注的要求，導(dǎo)致地層壓力不斷下降。到1996年下半年，地層壓力為42.00 MPa，總壓降高達(dá)20.38 MPa。分析認(rèn)為，注水開發(fā)期間，由于未能及時(shí)補(bǔ)充地層能量，因此電泵井動(dòng)液面偏低，增加了儲(chǔ)層巖體的承載負(fù)荷，使原始地層應(yīng)力處于一個(gè)不平衡狀態(tài)，巖石的應(yīng)力狀態(tài)集中在井底射孔段附近，造成儲(chǔ)層骨架破壞。儲(chǔ)層損害程度的不斷加深，最終導(dǎo)致出砂區(qū)域不斷加大、砂埋油層越來越嚴(yán)重的生產(chǎn)現(xiàn)狀。

基于各生產(chǎn)油井靜壓、流壓的測(cè)試結(jié)果，以及井下作業(yè)日志等現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)，得到了東河油田部分油井2017—2020年平均生產(chǎn)壓差和砂埋速度（見圖2）。分析平均生產(chǎn)壓差和砂埋速度之間的相關(guān)性，可以看出，生產(chǎn)壓差越大，滲流速度越高，當(dāng)流速大于臨界流速時(shí)，地層出砂加劇[3-5]。

圖2 2017—2020年油田井平均生產(chǎn)壓差及砂埋速度

由圖2可以看出，油井生產(chǎn)壓差越大，砂面上升速度越快，砂埋越嚴(yán)重。相比其他油井，D79，D88，D1，D77T等油井平均生產(chǎn)壓差均大于15 MPa，遠(yuǎn)高于目標(biāo)區(qū)塊合理生產(chǎn)壓差（6 MPa左右），其對(duì)應(yīng)相同生產(chǎn)時(shí)間段內(nèi)的砂埋速度均高于5 m/月。

1.3.2 瀝青質(zhì)析出與作業(yè)

東河油田1CⅢ油藏經(jīng)過長(zhǎng)時(shí)間的注氣，逐步出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉積現(xiàn)象。瀝青質(zhì)等有機(jī)重質(zhì)組分在近井地帶形成的堵塞大幅增加了油井作業(yè)的頻率，頻繁的開關(guān)井增加了出砂的可能性[6-8]。統(tǒng)計(jì)顯示，2018—2019年1CⅢ油藏注氣過程中，有10口受效油井發(fā)生瀝青質(zhì)沉積，堵塞井筒和油嘴共33井次，影響生產(chǎn)585 d。平面上，瀝青質(zhì)析出井位置分布無規(guī)律；縱向上，井筒內(nèi)瀝青質(zhì)析出位置隨機(jī)性強(qiáng)，注氣受效明顯井7口，受效不明顯井3口。

基于各油井生產(chǎn)日?qǐng)?bào)及井下作業(yè)日志，得到了2017—2020年東河油田目標(biāo)區(qū)塊注氣開發(fā)部分油井的作業(yè)次數(shù)和砂埋速度 （見圖3）。由圖3可以看出，D77T，D79，D68，D88，D1，DB7，DB18C 等 7 口油井嚴(yán)重出砂，由于燒電機(jī)、燒電纜、卡泵、管柱漏失、防砂管腐蝕穿孔等原因，油井作業(yè)次數(shù)頻繁，普遍在4次以上。結(jié)合砂埋速度統(tǒng)計(jì)結(jié)果，在該生產(chǎn)時(shí)期內(nèi)，這7口嚴(yán)重出砂油井平均砂埋速度大于3 m/月。隨著作業(yè)次數(shù)的增多，出砂程度在油井生產(chǎn)過程中明顯升高。

圖3 2017—2020年部分油井作業(yè)次數(shù)和砂埋速度

1.3.3 氣油比的影響

生產(chǎn)資料顯示，2014年之后，東河油田注氣開發(fā)過程中，產(chǎn)氣量不斷升高，氣油比顯著升高。D77T井日產(chǎn)氣量和氣油比變化曲線見圖4。

圖4 D77T井日產(chǎn)氣量與氣油比變化曲線

由圖4可以看出，在2016年之后，油井產(chǎn)氣量急劇升高，氣油比顯著增大。結(jié)合砂埋情況的統(tǒng)計(jì)結(jié)果，可以認(rèn)為D77T井屬于出砂嚴(yán)重的油井，該井2014—2017年平均砂埋速度為4.59 m/月，2017—2020年平均砂埋速度急劇升高至32.89 m/月，砂埋程度明顯加劇。注氣開發(fā)后期，由于油井產(chǎn)氣量急劇升高，高流速氣體容易對(duì)近井地帶產(chǎn)生擾動(dòng)，造成儲(chǔ)層更易出砂。

2 油藏出砂機(jī)理實(shí)驗(yàn)

2.1 巖心物性實(shí)驗(yàn)

2.1.1 巖石黏土礦物及全巖X射線衍射分析

由 X射線衍射分析[9]結(jié)果（見表1）看出，儲(chǔ)層巖石黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，所以膠結(jié)程度比較低。相比其他黏土礦物，高嶺石的速敏效應(yīng)較強(qiáng)，高流速生產(chǎn)會(huì)造成地層微粒運(yùn)移。因此，在東河油田高速開采的情況下，黏土礦物易被產(chǎn)液流攜帶走，使儲(chǔ)層膠結(jié)更加薄弱，儲(chǔ)層巖石的骨架容易遭到破壞，從而加劇油井出砂。

表1 D1井D10巖心分析結(jié)果

2.1.2 巖石鑄體薄片分析

由鑄體薄片分析結(jié)果可以看出（見圖5），東河油田巖石以細(xì)砂級(jí)石英顆粒為主，其次為少量石英質(zhì)巖石碎屑，長(zhǎng)石質(zhì)量分?jǐn)?shù)極低。巖石較為疏松，儲(chǔ)集空間多為原生孔隙，在局部區(qū)域可見少量次生溶蝕孔隙，裂縫不發(fā)育。此外，膠結(jié)方式主要為孔隙膠結(jié)，這使得巖石膠結(jié)質(zhì)量差，而且泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)不高，因此東河油田開發(fā)過程中巖石骨架容易遭到破壞，造成地層出砂。

圖5 E7巖心碎屑巖薄片

2.1.3 儲(chǔ)層巖石粒度分析

取 B2（D610J井）、F1（D69 井）、F4（D69 井）和 D6（D1井）等4塊巖心，以及D77T井的地層砂和沉砂管砂樣進(jìn)行粒度分析。其平均粒徑分別為195.96，141.66，204.11，211.49，252.12，182.82 μm； 粒度中值分 別 為185.25，133.59，198.37，237.34，277.71，196.82 μm。 根 據(jù)粒級(jí)劃分標(biāo)準(zhǔn)，東河油田儲(chǔ)層砂巖主要屬于含粉砂細(xì)砂巖。

2.2 儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)研究

正常情況下，儲(chǔ)層流體在自生礦物、原始油層內(nèi)能夠保持平衡態(tài)，隨著不同流體的流入，這種平衡會(huì)被打破，從而影響儲(chǔ)層的穩(wěn)定性[10-13]，這種影響直接表現(xiàn)在儲(chǔ)層滲透率的損害，速敏、水/鹽敏、堿敏和酸敏等因素對(duì)儲(chǔ)層有不同程度的損害。對(duì)于速敏性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，滲透率損害率計(jì)算公式為

式中：Dn為不同流速下的巖石滲透率損害率，%；Kn為不同流速下的巖石滲透率，10-3μm2；Ki為最小流速下的巖石滲透率，10-3μm2。

速敏損害率為

式中：Ds為由速敏引起的最大滲透率損害率，%；D2，D3，…，Dn為不同流速對(duì)應(yīng)的滲透率損害率，%。

速敏導(dǎo)致的滲透率損害程度評(píng)價(jià)指標(biāo)見表2。

表2 速敏損害程度評(píng)價(jià)指標(biāo)

根據(jù)速敏損害率計(jì)算公式，計(jì)算得出不同流速下D1井和D68井的滲透率損害率 （見圖6），可以看出D1井和D68井巖心最高滲透率損害率分別為304%，125%，所以損害程度為強(qiáng)。分析認(rèn)為高流速開采條件下，地層容易出砂。同樣利用該方法，針對(duì)其他因素進(jìn)行儲(chǔ)層滲透率敏感性實(shí)驗(yàn)研究。其他敏感性損害程度實(shí)驗(yàn)結(jié)果為：水/鹽敏為無—弱；堿敏為無—弱，無臨界pH值；鹽酸敏為無—弱，土酸敏為中等偏弱。

圖6 滲透率損害率和流速關(guān)系

2.3 巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)研究

通過模擬地層條件下的應(yīng)力環(huán)境，對(duì)B1和E3巖心進(jìn)行單軸應(yīng)力實(shí)驗(yàn)，得到巖石彈性模量、抗壓強(qiáng)度和泊松比。對(duì)B3和B6巖心開展三軸應(yīng)力實(shí)驗(yàn)，得到巖石彈性模量、抗壓強(qiáng)度和泊松比。在巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)中，通過施加的圍壓模擬巖心在地層中的水平應(yīng)力，施加軸向壓力模擬上覆巖層壓力。巖心圍壓加載值為其原始地層的有效應(yīng)力，施加軸向應(yīng)力直到巖樣破壞[14-15]（見表3—5）。

表3 巖心單軸應(yīng)力實(shí)驗(yàn)

表4 巖心三軸應(yīng)力實(shí)驗(yàn)

單軸應(yīng)力實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，儲(chǔ)層屬于軟砂巖；從三軸應(yīng)力實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，儲(chǔ)層介于軟砂巖與中硬砂巖之間，接近軟砂巖。整體上看，目標(biāo)儲(chǔ)層屬于松軟砂巖地層。

2.4 注氣出砂實(shí)驗(yàn)

為了定壓差注氣，測(cè)試滲透率，并觀察出砂情況，選取出砂油井儲(chǔ)層巖心，研究不同情況下注天然氣對(duì)油井出砂的影響。 選用的巖心為 A7，B8，C7，F(xiàn)8，F(xiàn)10，考慮到天然氣驅(qū)過程中產(chǎn)出流體含有油、氣、水，設(shè)計(jì)了 5 組平行實(shí)驗(yàn)[16-19]（見表6）。

表6 注天然氣出砂實(shí)驗(yàn)

由圖6可以看出：水驅(qū)后，含水率的升高使得巖心在較低的氣驅(qū)壓差下就會(huì)明顯出砂，這主要是由于巖石顆粒中的泥質(zhì)膠結(jié)物能夠溶解在水中，使得巖石顆粒膠結(jié)強(qiáng)度降低。注天然氣過程中，巖石的壓力分布發(fā)生了改變，壓力、含氣、含油飽和度有比較大的變化，注入氣體容易產(chǎn)生擾動(dòng)，產(chǎn)生的紊流會(huì)加劇地層出砂。油驅(qū)后氣驅(qū)，原油產(chǎn)生的拉伸破壞與剪切破壞對(duì)系統(tǒng)巖石有著顯著的作用，使地層出砂更為容易。水驅(qū)后氣驅(qū)，水使黏土發(fā)生膨脹運(yùn)移，巖石膠結(jié)力破壞導(dǎo)致出砂加劇。

3 結(jié)論

1）生產(chǎn)壓差越大，滲流速度越高，油井出砂越嚴(yán)重。注氣開發(fā)后期，油井含水率急劇升高，泥質(zhì)膠結(jié)物被溶解，使巖石顆粒膠結(jié)強(qiáng)度降低，地層出砂加劇。油井氣油比急劇升高，對(duì)近井地帶產(chǎn)生擾動(dòng)，儲(chǔ)層更易出砂。瀝青質(zhì)的不斷沉積使得流體黏度不斷增大，油井出砂概率更大，并增加了油井作業(yè)的頻率，頻繁開關(guān)井容易造成流速不穩(wěn)定，也會(huì)加劇油井出砂。

2）儲(chǔ)層巖石黏土質(zhì)量分?jǐn)?shù)較低，膠結(jié)程度低。黏土礦物中高嶺石質(zhì)量分?jǐn)?shù)最高，高嶺石的速敏效應(yīng)容易造成微粒在地層中發(fā)生運(yùn)移。東河油田油藏主要含粉砂細(xì)砂巖，并且屬于松軟砂巖地層，因此容易出砂。

3）注天然氣過程中，由于近井地帶壓力分布變化，產(chǎn)生紊流。油驅(qū)后氣驅(qū)，系統(tǒng)巖石受到剪切與拉伸破壞。水驅(qū)后氣驅(qū)，黏土發(fā)生膨脹運(yùn)移，破壞巖石膠結(jié)力，這些都導(dǎo)致出砂加劇。