鄧 晗，劉玉飛，張春升，王 堯，孟召蘭，季菊香

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)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(yè)費(fèi)用昂貴，嚴(yán)格防砂幾乎成為海上開發(fā)的共識[1，2]，但目前出砂預(yù)測研究主要集中在油田開發(fā)前期以及生產(chǎn)管理過程中，對處于開發(fā)中后期的油田出砂研究甚少[3，4]。海上油氣田開發(fā)方案中出砂預(yù)測常采用出砂指數(shù)法、斯倫貝謝出砂指數(shù)法和聲波時差法等經(jīng)驗(yàn)公式定性預(yù)測儲層出砂可能性，經(jīng)驗(yàn)公式法應(yīng)用便捷，但模型考慮因素單一，未考慮油藏動態(tài)變化，不適用于油田中后期開發(fā)調(diào)整預(yù)測[5，6]。國內(nèi)外學(xué)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(fēng)險[7-9]，多位學(xué)者通過建立數(shù)字模型，將地應(yīng)力、地層孔隙壓力、含水率、完井方式等因素綜合考慮進(jìn)出砂風(fēng)險預(yù)測中，致力于將出砂風(fēng)險由定性轉(zhuǎn)為定量預(yù)測[10-13]，較為典型的代表是出砂風(fēng)險預(yù)測SAND_PRO軟件。筆者借助其為南海西部某油田進(jìn)行出砂風(fēng)險預(yù)測和關(guān)鍵因素分析，形成了油井全壽命期出砂預(yù)測圖版，經(jīng)過油田出砂井出砂條件的驗(yàn)證，結(jié)果準(zhǔn)確，為油田綜合調(diào)整制定合理的開發(fā)方案及后期生產(chǎn)提供了指導(dǎo)。

1 油田基本信息

南海西部某油田開發(fā)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(jié)構(gòu)以細(xì)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?？傮w來看，本區(qū)塊為復(fù)雜斷塊油藏，多層系，屬于中低孔、中低滲儲層，層間非均質(zhì)性強(qiáng)。從老井開發(fā)動態(tài)來看，經(jīng)過16年的開發(fā)，油田地層壓力衰竭大，局部井區(qū)地層壓力系數(shù)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(yīng)力上升、巖石強(qiáng)度下降的綜合作用下，老井逐漸出現(xiàn)出砂停產(chǎn)的現(xiàn)象。因此，對中后期綜合調(diào)整井出砂程度及防砂時機(jī)進(jìn)行準(zhǔn)確預(yù)測，是綜合調(diào)整開發(fā)方案防砂決策的重要工作內(nèi)容。

2 巖石力學(xué)參數(shù)求取

地層壓力、巖石內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角、單軸抗壓強(qiáng)度、楊氏模量、水平應(yīng)力方向等參數(shù)是進(jìn)行出砂預(yù)測的主要參數(shù)[14]，可通過室內(nèi)巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)以及測井?dāng)?shù)據(jù)分析得到。本文通過單軸和三軸巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)測得儲層巖石強(qiáng)度，并應(yīng)用SAND_PRO軟件計(jì)算得到各深度點(diǎn)巖石內(nèi)聚力、內(nèi)摩擦角以及楊氏模量等參數(shù)（見圖1）。根據(jù)測井曲線，采用軟件計(jì)算得到不同儲層段巖石力學(xué)參數(shù)剖面，并應(yīng)用圖1所得單點(diǎn)巖石強(qiáng)度值進(jìn)行剖面校正，用于后面的出砂預(yù)測（見圖2）。

3 出砂預(yù)測

圖1 巖石內(nèi)聚力和內(nèi)摩擦角參數(shù)計(jì)算Fig.1 Parameter calculation of cohesive force and internal friction angle of rock

圖2 儲層巖石強(qiáng)度剖面計(jì)算Fig.2 Calculation of strength profile of reservoir rocks

出砂預(yù)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(jù)。在油田開發(fā)過程中，通過合理的管理流體和出砂來優(yōu)化油氣井產(chǎn)能的整個過程稱為防砂管理。而出砂預(yù)測作為防砂管理的重要要素之一，包括臨界生產(chǎn)壓差計(jì)算以及因素敏感性分析[15]。SAND_PRO軟件定量出砂預(yù)測模型需要輸入的關(guān)鍵參數(shù)包括：地層孔隙壓力、含水率、巖石力學(xué)參數(shù)、地應(yīng)力、井眼直徑、射孔參數(shù)（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(jì)算出單井各層位不同開發(fā)年限的臨界出砂生產(chǎn)壓差，并繪制圖版，將老井出砂條件投射到圖版上，檢驗(yàn)了圖版的準(zhǔn)確性。新井預(yù)測時，將新井全壽命期生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測數(shù)據(jù)投射到圖版上不同位置，比對判斷生產(chǎn)制度是否在安全范圍以內(nèi)；在安全區(qū)間內(nèi)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(yù)測結(jié)果。

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

3.1 單井出砂預(yù)測

3.1.1 臨界生產(chǎn)壓差圖版繪制 將單井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)錄入SAND_PRO軟件界面，預(yù)測原始地層條件下（孔隙壓力系數(shù)1.0 MPa/100m，含水率0）儲層臨界出砂生產(chǎn)壓差值，軟件計(jì)算結(jié)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(chǎn)壓差。

計(jì)算結(jié)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(zhì)含量較高，單軸抗壓強(qiáng)度強(qiáng)，因此該部位初始臨界出砂壓差較高。

為了解整個開發(fā)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(shù)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(shù) 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(jì)算得到該油田臨界出砂生產(chǎn)壓差縱向分布規(guī)律圖版（見圖4）。

3.1.2 圖版驗(yàn)證 利用已出砂井資料驗(yàn)證本圖版的可靠性至關(guān)重要，因此應(yīng)用該油田已出砂井出砂條件進(jìn)行驗(yàn)證。經(jīng)過老井生產(chǎn)資料統(tǒng)計(jì)、分析，出砂井及其相應(yīng)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(chǎn)層位臨界出砂生產(chǎn)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(yù)測結(jié)果對比圖Fig.5 The oilfield three sanding wells and prediction results comparison chart

將表1數(shù)據(jù)投射到本次預(yù)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(chǎn)壓差下超出了儲層含水率0.4時預(yù)測臨界出砂壓差值12.81 MPa，表明產(chǎn)層會出砂，預(yù)測結(jié)果與實(shí)際井狀態(tài)一致。A5井出砂生產(chǎn)壓差11.77 MPa與預(yù)測值12.81 MPa較為接近，可認(rèn)為在預(yù)測誤差范圍內(nèi)。

3.1.3 新井應(yīng)用 南海西部某油田新布兩口開發(fā)井A3H1和A17H2井，主力開發(fā)層位為W4I油組，在14年生產(chǎn)周期內(nèi)，預(yù)測地層壓力系數(shù)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(yīng)層位臨界出砂壓差圖版上，繪制單井全壽命期生產(chǎn)壓差范圍，比對出砂狀態(tài)（見圖6）。

通過圖版分析，可知兩口井在其各自的生產(chǎn)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(yù)測臨界出砂壓差下降至6 MPa以下，W4I儲層進(jìn)入出砂高風(fēng)險期。因此可知，A3H1、A17H2兩口井在其開發(fā)后期（含水率＞0.6），出砂風(fēng)險性較高，需要采取防砂措施，該預(yù)測結(jié)果與油田在產(chǎn)井生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)非常吻合。

3.2 出砂敏感性因素分析

文獻(xiàn)調(diào)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(xué)特征、壓實(shí)情況、流體性質(zhì)等；（3）工程因素，包括完井類型、井身結(jié)構(gòu)以及生產(chǎn)工藝參數(shù)等[16]。然而，井眼形成后，儲層特征就不可改變；在油田開發(fā)過程中，完井類型、井身結(jié)構(gòu)以及工作制度等已經(jīng)確定，不會對出砂預(yù)測結(jié)果產(chǎn)生影響。因此本文主要研究隨著油田開發(fā)的進(jìn)行，對出砂產(chǎn)生重要影響的參數(shù)：地層壓力和含水率。本文以某井潿三段進(jìn)行分析。

圖6 W4I油組臨界出砂壓差敏感性計(jì)算及生產(chǎn)井生產(chǎn)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(fā)過程中，隨著地層壓力系數(shù)的降低，會將部分上覆壓力從流體轉(zhuǎn)移到砂粒上，增加了砂粒之間的壓應(yīng)力，從而使砂粒之間的剪切應(yīng)力增大，達(dá)到剪切破壞點(diǎn)，導(dǎo)致地層體積發(fā)生變化，骨架砂變?yōu)樽杂缮埃?jīng)過流體在一定速度沖刷下，流向井底，造成油井出砂。文獻(xiàn)調(diào)研表明，地層壓力系數(shù)下降是引起出砂的一個重要因素[17，18]。

該油田臨界生產(chǎn)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(shù)的降低，儲層壓力衰竭過程中，臨界生產(chǎn)壓差逐漸降低。儲層地層壓力系數(shù)從1 MPa/100m降低到0.1 MPa/100m時，臨界生產(chǎn)壓差從20.21 MPa降低到2.01 MPa，下降幅度達(dá)到90.1%，下降明顯。因此在完井設(shè)計(jì)時，必須注意生產(chǎn)壓差的變化帶來的出砂風(fēng)險。當(dāng)?shù)貙訅毫ο陆档揭欢ㄖ禃r，應(yīng)向地層及時補(bǔ)充能量，避免出現(xiàn)油層產(chǎn)量下降和大量出砂的現(xiàn)象，保證油田正常、安全生產(chǎn)、油井長期穩(wěn)產(chǎn)。

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(qiáng)度隨泡水時間變化關(guān)系Fig.8 The rock strength changed with bubble water time of the oilfield

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

3.2.2 含水率的影響 根據(jù)文獻(xiàn)調(diào)研表明，巖石含水主要產(chǎn)生以下幾方面的影響[19，20]：（1）巖石表面能較小；（2）毛細(xì)管壓力降低；（3）化學(xué)作用導(dǎo)致黏土礦物分散。含水飽和度越高，巖樣單軸抗壓強(qiáng)度越低。通過對該油田巖心單軸抗壓強(qiáng)度測試（見圖8），可以得出：油田儲層單軸強(qiáng)度隨泡水時間的延長，強(qiáng)度值下降。潿三段儲層單軸抗壓強(qiáng)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(qiáng)度下降至24.46 MPa，降幅達(dá)20%。通過實(shí)驗(yàn)證明了含水對巖石強(qiáng)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(jìn)一步分析計(jì)算，假設(shè)開發(fā)中油層邊底水錐進(jìn)，油田沒有注水能量補(bǔ)充時，臨界生產(chǎn)壓差隨含水率、地層壓力系數(shù)的變化關(guān)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(shù)下降，會加劇出砂的風(fēng)險，臨界出砂壓差呈現(xiàn)下降的趨勢，這是由于在低含水時（含水率＜0.4），巖石內(nèi)聚力強(qiáng)度處于高值區(qū)間，在地層壓力系數(shù)由1.0 MPa/100m下降至0.5 MPa/100m的過程中，作用于巖石基質(zhì)的有效地應(yīng)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(shù)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(nèi)聚力強(qiáng)度低，此時地層壓力系數(shù)的變化對巖石出砂壓差的影響幅度降低了。

4 結(jié)論

（1）利用SAND_PRO軟件可以定量計(jì)算單井生產(chǎn)周期內(nèi)的臨界生產(chǎn)壓差，并依此繪制臨界生產(chǎn)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(yù)測研究結(jié)果表明，南海西部某油田兩口新井在其主要的開發(fā)層位段在開發(fā)初期，生產(chǎn)不出砂。但在開發(fā)后期，含水率上升到0.4后，臨界生產(chǎn)壓差降低至6 MPa以內(nèi)，面臨較大出砂風(fēng)險，需要采取防砂措施。

（3）通過實(shí)驗(yàn)研究和軟件模擬計(jì)算，發(fā)現(xiàn)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(fēng)險急劇增加；含水率上升后，出砂風(fēng)險也升高。