熊 鈺 李 航 耿站立 王守磊 朱英斌

（1.西南石油大學(xué) 四川成都 610500； 2.中海油研究總院 北京 100028）

熊鈺，李航，耿站立，等.壓實(shí)與出砂雙重作用下疏松砂巖稠油油藏產(chǎn)能變化實(shí)驗(yàn)［J］.中國海上油氣，2015，27（6）：63-68.

疏松砂巖稠油油藏開發(fā)時(shí)地層壓力衰減快，巖石受壓實(shí)作用明顯［1］，骨架顆粒產(chǎn)生本體變形和結(jié)構(gòu)變形，降低了孔隙和喉道半徑，使?jié)B透率、孔隙度等減小，從而降低了產(chǎn)能。例如，前期常規(guī)注水、后期加密調(diào)整開發(fā)的渤海綏中36-1油田［2-3］，開發(fā)難點(diǎn)就是地層壓力下降過快。此外，疏松砂巖儲(chǔ)層膠結(jié)強(qiáng)度弱，壓實(shí)還會(huì)對(duì)儲(chǔ)層巖石骨架造成破壞，產(chǎn)生微粒運(yùn)移和出砂，如果骨架微粒被流體帶出地層，則會(huì)對(duì)儲(chǔ)層滲流起改善作用而增大油井產(chǎn)能；若微粒被小孔道捕獲而阻塞了流體流動(dòng)，則會(huì)造成儲(chǔ)層傷害而降低油井產(chǎn)能［4］。因此，如何評(píng)價(jià)壓實(shí)和出砂雙重作用下的油井產(chǎn)能變化是這類砂巖油藏開發(fā)的關(guān)鍵。

國內(nèi)外關(guān)于疏松砂巖稠油油藏開發(fā)中滲流特性的研究，主要集中在巖石物性參數(shù)變化方面［5-8］。P.M.等［9］實(shí)驗(yàn)研究認(rèn)為，在油田開發(fā)引起的壓實(shí)作用中，高孔隙度巖樣的壓實(shí)是非線性的；劉國勇等［10-11］通過壓實(shí)成巖模擬實(shí)驗(yàn)，認(rèn)為孔隙度和承載壓力存在線性關(guān)系，孔隙度和滲透率存在半對(duì)數(shù)關(guān)系，滲透率和承載壓力存在指數(shù)關(guān)系。而在出砂對(duì)產(chǎn)能影響方面的研究則主要針對(duì)適度出砂對(duì)產(chǎn)能的貢獻(xiàn)［12］。據(jù)統(tǒng)計(jì)地層出砂時(shí)油井的產(chǎn)量比不出砂時(shí)增加了44%［13］，我國一些油田的先導(dǎo)性試驗(yàn)也證明了這一點(diǎn)［14-15］。目前主要采用改變圍壓的方法研究壓實(shí)作用對(duì)孔隙度和滲透率的影響，未見有關(guān)模擬實(shí)際儲(chǔ)層壓力變化過程中壓實(shí)和出砂共同作用時(shí)油藏產(chǎn)能變化的實(shí)驗(yàn)研究報(bào)道。

本文以渤海綏中36-1疏松砂巖稠油油藏（原始地層壓力15 MPa，現(xiàn)今地層壓力13 MPa）為例，通過保持圍壓不變、改變地層壓力（內(nèi)壓）模擬實(shí)際儲(chǔ)層壓降，并用120目（孔徑0.125 mm）金屬篩網(wǎng)提供防砂條件，實(shí)現(xiàn)了壓實(shí)和出砂共同對(duì)稠油產(chǎn)能影響的連續(xù)測(cè)試，并討論了不同含水階段下受壓實(shí)和出砂雙重控制下的疏松砂巖稠油油藏產(chǎn)能變化特征。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)裝置主要由恒壓恒流泵A和B（驅(qū)替泵）、恒溫烘箱、中間容器、巖心夾持器、高精度數(shù)字壓力傳感器、回壓泵、圍壓泵、高精度電子天平等組成（圖1），其中高精度數(shù)字壓力傳感器C和D（型號(hào)CY205，精度0.05%FS，量程為0～60 MPa）分別用于監(jiān)測(cè)巖心夾持器進(jìn)出口端實(shí)際壓力變化，并將采集到的壓力信號(hào)值連續(xù)傳輸?shù)诫娔X上顯示出來，克服了常規(guī)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)有效數(shù)據(jù)點(diǎn)少和可靠性難以保證的不足。

圖1 實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.1 Flow chart of the experimental equipment

1.2 實(shí)驗(yàn)材料

疏松砂巖油藏取心成本高，具有代表性的儲(chǔ)層巖心難以獲取，現(xiàn)場取出的巖心多為散砂，因此實(shí)驗(yàn)中使用人造巖心。參照以下標(biāo)準(zhǔn)制備巖心：①采用現(xiàn)場巖樣的粒度配比關(guān)系；②孔滲特性接近實(shí)際儲(chǔ)層；③選取與實(shí)際儲(chǔ)層相近的巖石力學(xué)參數(shù)。制備巖心的物性參數(shù)如表1所示，可以看出，1、2號(hào)巖心以及3、4號(hào)巖心的滲透率大小相近，這樣做的目的有2個(gè)，一是研究壓實(shí)作用下疏松程度略有不同的巖心的產(chǎn)能變化，二是達(dá)到近似重復(fù)實(shí)驗(yàn)的目的，以驗(yàn)證本文實(shí)驗(yàn)的合理性和正確性。

表1 人造巖心物性參數(shù)Table 1 Physical parameters of the artificial cores

實(shí)驗(yàn)用水為配制的地層水，礦化度為6 071 mg／L。實(shí)驗(yàn)用油為原油加煤油稀釋的模擬油，黏度為100 mPa·s（溫度為60℃時(shí)）。

根據(jù)現(xiàn)場防砂情況，實(shí)驗(yàn)中采用120目（篩網(wǎng)孔徑0.125 mm）的金屬篩網(wǎng)進(jìn)行防砂。

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

1）將制備好的巖心烘干并稱重，測(cè)量其直徑、長度和滲透率。充分抽真空并飽和地層水后放入巖心夾持器，用地層水將管線中的氣驅(qū)出，減少實(shí)驗(yàn)誤差。

2）打開恒壓恒流泵，用流量為0.5 m L／min地層水驅(qū)替并檢查管線是否漏液，同時(shí)監(jiān)測(cè)巖心進(jìn)出口端壓力，壓力穩(wěn)定后停止水驅(qū)，改用流量為0.5 m L／min模擬油驅(qū)替并建立束縛水飽和度，保持高溫烘箱溫度為60℃（地層溫度），將巖心老化72 h；然后通過手動(dòng)調(diào)節(jié)泵將圍壓和內(nèi)壓同步升高，圍壓升至上覆地層壓力30 MPa，內(nèi)壓升至13 MPa，達(dá)到油藏地層壓降為2 MPa時(shí)的初始動(dòng)態(tài)測(cè)試壓力點(diǎn)。

3）設(shè)置油流量為5 mL／min、水流量為1 mL／min進(jìn)行油水同驅(qū)，待出口端有水產(chǎn)出、壓力穩(wěn)定時(shí)記錄進(jìn)出口端壓力和產(chǎn)油、水量，并計(jì)量時(shí)間和出砂量。依次設(shè)置油流量為3、2、1、0.5和0.2 m L／min，繼續(xù)記錄進(jìn)出口端壓力和產(chǎn)油、水量，并計(jì)量時(shí)間和出砂量。

4）保持圍壓為30 MPa，依次降低內(nèi)壓到11、9、7、5 MPa，重復(fù)步驟3）。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

對(duì)不同含水率下壓實(shí)和出砂共同作用時(shí)的產(chǎn)能變化（用采油指數(shù)Jo衡量）進(jìn)行分析。含水率等級(jí)劃分標(biāo)準(zhǔn)為小于等于20%為低含水，20%～60%為中含水，60%～90%為高含水，大于90%為特高含水。

利用采油指數(shù)衡量產(chǎn)能變化的前提是流體滲流符合達(dá)西定律。對(duì)于普通稠油油藏，可以用滲流雷諾數(shù)加以判斷。目前較通用的雷諾數(shù)計(jì)算公式［16］為

式（1）中：Re為雷諾數(shù)；v為滲流速度，cm／s；ρ為密度，g／cm3；K為滲透率，D；μ為流體黏度，mPa·s；φ為孔隙度，f。

根據(jù)本文實(shí)驗(yàn)條件，選取最大流量（5 m L／min）計(jì)算雷諾數(shù)，結(jié)果見表2。從表2可以看出，計(jì)算所得雷諾數(shù)均小于臨界值0.2～0.3［16］，因此本文實(shí)驗(yàn)均符合達(dá)西滲流。

表2 雷諾數(shù)計(jì)算參數(shù)及結(jié)果Table 2 Calculation parameters and results of Reynolds number

2.1 低含水條件下采油指數(shù)變化規(guī)律

低含水率下采油指數(shù)和出砂量隨地層壓降增大時(shí)的變化如圖2所示。從圖2可以看出，低含水率下即使出砂，隨著地層壓降的增大，稠油的采油指數(shù)在地層壓降早期（4 MPa之前）下降很快，4 MPa時(shí)各巖心產(chǎn)能下降幅度分別為28.6%、41.8%、45.8%和46.7%；相同壓降時(shí)，巖心滲透率越大（疏松程度越大），產(chǎn)能下降幅度越大。壓降大于4 MPa后，采油指數(shù)緩慢降低并且沒有因出砂而有明顯的增大，即低含水條件下稠油產(chǎn)能降低主要是因?yàn)閴簩?shí)作用導(dǎo)致的，出砂提高產(chǎn)能的作用相對(duì)很弱。

2.2 中含水條件下采油指數(shù)變化規(guī)律

中含水率下采油指數(shù)和出砂量隨地層壓降增大時(shí)的變化如圖3所示。從圖3可以看出，中含水率下壓實(shí)作用對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)能的影響也比較明顯，伴隨著出砂，油井采油指數(shù)隨之增大，產(chǎn)能有所恢復(fù)。從1、3號(hào)巖心的產(chǎn)能恢復(fù)來看，最大恢復(fù)幅度分別達(dá)到37.9%和62.3%，且處于出砂量最大的壓降階段，這一階段壓實(shí)作用對(duì)產(chǎn)能的影響被出砂的增滲作用減弱。地層壓降晚期（8 MPa以后），出砂減少，采油指數(shù)趨于穩(wěn)定，甚至還有一定程度的降低，表現(xiàn)出壓實(shí)作用較強(qiáng)。對(duì)于滲透率更大的4號(hào)巖心，在整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程中，不論含水率高與低，稠油產(chǎn)能隨地層壓降增大而一直減小且并無明顯恢復(fù)，分析認(rèn)為可能是由于實(shí)驗(yàn)中初始?jí)航禃r(shí)出砂較多而導(dǎo)致采油指數(shù)降低變緩。但從整個(gè)壓實(shí)過程看，即使存在出砂增滲階段，油井產(chǎn)能還是下降的，地層壓降小于4 MPa時(shí)也是壓實(shí)作用降低產(chǎn)能最快的階段。

圖2 低含水率（為16.7%）下不同巖心壓實(shí)、出砂作用對(duì)油井產(chǎn)能的影響Fig.2 The different core oil well productivity under compaction and sand production of low water content

圖3 中含水率（分別為25%、33.3%、50%）下不同巖心壓實(shí)、出砂作用對(duì)油井產(chǎn)能的影響Fig.3 The different core oil well productivity under compaction and sand production of mid water content

2.3 高含水條件下采油指數(shù)變化規(guī)律

圖4 高含水率（分別為66.7%、83.3%）下不同巖心壓實(shí)作用對(duì)油井產(chǎn)能的影響Fig.4 The different core oil well productivity under compaction of high water content

高含水率下采油指數(shù)和出砂量隨地層壓降增大時(shí)的變化如圖4所示。從圖4可以看出，高含水率階段與中含水率階段相比有一定程度的相似，但又有較大不同，即壓降早期（4 MPa之前）與壓降晚期（8 MPa以后）壓實(shí)作用對(duì)產(chǎn)能降低起主要作用，壓降中期產(chǎn)能隨出砂有一定程度增大，但產(chǎn)能恢復(fù)程度較小，產(chǎn)能降幅最大時(shí)1、2號(hào)巖心產(chǎn)能恢復(fù)幅度最大分別為26%和41.7%，比中含水率時(shí)的恢復(fù)程度小。

綜合上述分析，在低、中含水率階段的壓實(shí)和出砂雙重作用下，疏松砂巖稠油油藏由于巖石骨架無彈性而應(yīng)保持壓力開發(fā)，且壓力保持程度越高越好。

3 結(jié)論

1）低含水階段，壓實(shí)作用是疏松砂巖稠油油藏產(chǎn)能降低的主要原因，出砂提高產(chǎn)能的作用相對(duì)很弱；中、高含水階段，隨著含水率上升，出砂現(xiàn)象明顯，使得采油指數(shù)隨出砂量的增多而有所恢復(fù)，表現(xiàn)為出砂和壓實(shí)雙重作用的影響，出砂增產(chǎn)減緩了產(chǎn)能的快速下降趨勢(shì)。

2）疏松砂巖稠油油藏產(chǎn)能隨地層壓降增大而降低，儲(chǔ)層越疏松，產(chǎn)能下降幅度越大。地層壓降初期壓實(shí)作用是導(dǎo)致產(chǎn)能一直降低的主要原因。

3）在儲(chǔ)層壓實(shí)過程中，無論是否存在出砂增滲作用，疏松砂巖稠油油藏油井產(chǎn)能都是隨壓降增大而降低，且地層壓降初期（小于4 MPa）壓實(shí)作用導(dǎo)致產(chǎn)能下降程度更為明顯。因此，疏松砂巖稠油油藏開采過程中必須保持較高的地層壓力水平，以充分保護(hù)儲(chǔ)層并釋放油藏產(chǎn)能。

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