渤海Q油田油井出砂的原因分析及开发对策

许亚南，龙明，李军，章威，欧阳雨薇

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）

渤海Q油田油井出砂的原因分析及开发对策

许亚南，龙明，李军，章威，欧阳雨薇

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）

基于渤海Q油田的地质油藏特征，及60多口出砂井的生产数据，从地质及开采两大方面动静结合分析了油井出砂量与孔隙度、泥质含量、渗透率；原油黏度、原油密度；生产压差、采油速度、含水率及增产措施之间的关系，明确了这些因素之间的内在联系，确定了油层控制出砂的参数有利值，并以此优化油井工作制度，取得良好的增油效果；根据油井出砂量的变化情况及出砂后的生产动态响应，将Q油田出砂井总结为三种出砂类型，针对每一种类型提出相应的生产制度及后期开发对策，以降低出砂对油田生产的影响。

渤海油田；地质因素；开采因素；出砂类型；治理对策

油层出砂是疏松砂岩稠油油藏开采过程中常见的问题之一，它不仅导致油井减产或停产以及地面和井下设备的腐蚀，而且会使套管损坏、油井报废，给油田开发和管理带来了困难；既影响油井产能，又影响油田最终采收率[1]。

目前水平井已成为主要的开发方式，水平井出砂躺井后仍没有成熟的治理措施。关于油井出砂国内外专家从不同角度进行了分析与研究，取得了一定的成果和认识[2，3]。但是关于大多数结论都是普适性的，不能有效地与油田实际生产相结合，对现场的指导作用不强；缺乏油井出砂类型及出砂后的治理对策等方面的研究。本文在大量文献调研的基础上，基于渤海Q油田地质油藏特征及60多口出砂油井的生产数据，动静结合分析了油井出砂的影响因素；根据出砂量的变化情况及出砂过程中油井的生产动态响应，归纳出三种出砂类型，并针对每一种出砂类型提出了相应的治理对策。

1 油田概况

Q油田位于渤海湾盆地石臼坨凸起中部，主要储集层为新近系上新统明化镇组砂岩，属于曲流河沉积的油藏。Q油田油层埋藏深度浅（＜1 500 m），成岩作用较弱，因此砂岩疏松，储层物性好。物性分析显示为高孔、高渗储层。据岩石物性样品的覆压分析统计，明下段孔隙度、渗透率区间值分布范围较广，孔隙度在11%～42.2%，平均32.3%；渗透率介于100 mD～16 455 mD，平均2 133 mD。地层原油黏度28 mPa·s～260 mPa·s，原油密度0.882 g/cm3～0.936 g/cm3，具有黏度高、密度高的特征，属于重质稠油。储层岩石类型均为长石砂岩。明下段砂岩颗粒结构的成熟度较低，主要为中～细砂岩及粉砂岩，磨圆度一般为次棱或次圆～次棱。颗粒接触以游离～点接触及点接触为主。明下段填隙物主要为机械成因的杂基，杂基和胶结物含量为1%～20%，平均含量14%，以泥质为主。

随着油田的不断开发，地层压降增大，含水上升，出砂已成为影响油井产能的一个重要问题。2014年Q油田投产新井112口，水平生产井109口，其中62口井存在出砂现象，占生产井数的55%，出砂井产量占总产量的63%，严重影响了油田的正常生产。因此深入了解生产过程中油井的出砂机理及影响因素，明确油井的出砂类型有利于制定针对性的开采工艺和工作制度，从根本上解决出砂问题。

2 油层出砂机理

一般地说，地层应力超过地层强度就有可能出砂。从力学角度分析，出砂机理可归结为两种岩石破坏机理：剪切破坏机理和拉伸破坏机理[4-6]。

形成剪切破坏的主要因素是油藏压力的衰减或生产压差过大。如果油藏能量得不到及时补充，注水效果差，或者生产压差超过岩石的强度，都会造成地层的应力平衡失稳，形成剪切破坏。拉伸破坏是地层出砂的另一机理，与过高的开采速度或过大的流体速度有关。在开采过程中，流体由油藏渗流至井筒，沿程与地层颗粒产生摩擦，流速越大，摩擦力越大，施加在岩石颗粒表面的拖曳力越大，即岩石颗粒前后的压力梯度越大。这两个机理相互作用，相互影响。一般来说，地层剪切破坏引发地层的“突发性大量出砂”，而拉伸破坏引起地层“细砂长流”。

除此之外，疏松砂岩油藏地层内部存在着大量的自由微粒，微粒运移也是地层出砂的机理之一。

3 油层出砂影响因素分析

从Q油田现场出砂情况看，油井出砂表现出四个特点：（1）出砂井的分布范围越来越广：从能量驱动方式看，天然水驱开发的井有，注水开发的井也有；从防砂方式看，优质筛管的井有，砾石充填的井也有；从开发层系来讲，不仅明化镇组有，馆陶组也有；从油藏类型看，底水油藏有，边水油藏也有；（2）出砂井有成片出现的倾向：从平面分布上看，出砂井分布在Q油田的各个区块，但某个区块有成片出砂的倾向。例如西区NmⅡ1砂体、南区NmⅠ3砂体等，都是同时出现若干口井出砂。这种现象可能与地层性质和区块措施有关；（3）出砂井往往伴随着“流压先降低后升高，含水急剧上升”的现象：例如P17H井，出砂早期流压呈直线式下降，随着出砂量的不断增加，含水率突破至97%时流压迅速升高至投产初期值；（4）提频提液加剧了某些井的出砂现象：大多数井在频繁提频提液后或者换大泵时出现出砂现象的。例如P10H井，三次提频提液后出现出砂现象。

油层出砂是多种因素共同作用的结果。它与油藏埋深、岩石的胶结程度、泥质含量和流体性质等地质因素有关，也与开采过程中生产压差（地层压降）、流体速度、含水率、增产措施等开采因素有关[7-10]。其中地质因素是储层固有的特点，无法改变，而开采因素是人为可以改变的，通过寻找这些因素与出砂之间的内在关系，可以有效地创造良好的生产条件避免或减缓出砂。本文主要从地质因素和开采因素两大方面分析油井生产过程中出砂的影响因素。

3.1 静态地质因素

地质因素由储层和油藏性质决定，包括胶结物及胶结程度、流体类型及性质等。从Q油田油井出砂量与孔隙度（见图1a）之间的关系可知，当孔隙度大于30%时，随着孔隙度的增大，出砂量增加。原因为孔隙度值反映地层成岩作用的强弱，孔隙度值越大，岩石胶结程度越差，越容易出砂。

从Q油田油井出砂量与泥质含量（见图1b）之间的关系可知，泥质含量过低或者过高，出砂量都会增加，当泥质含量介于10.9%～14.9%时，油层基本不出砂。其原因为Q油田油层的胶结物主要为泥质，当泥质含量较低时，油层胶结差，易出砂；当泥质含量较高时，也使油层胶结疏松而在生产时出砂。

从Q油田油井出砂量与渗透率（见图1c）之间的关系可知，随着渗透率的增加，油井出砂量增大，当渗透率大于3 000 mD时，出砂量变化不大。原因在于原油在储层中流动时需要克服毛细管力等渗流阻力，而储层渗透率与毛细管力之间呈明显的负相关，因而储层渗透率越高，原油渗流速度越大，对储层的破坏能力越强。

图1 出砂量与地质因素之间的关系Fig.1 Diagram of relationship between sand production and geological factors

图2 出砂量与流体性质之间的关系Fig.2 Diagram of relationship between sand production and fluid properties

此外油藏流体性质也是影响出砂的主要因素[11]。原油黏度越大，出砂量越大（见图2b）；原油密度越大，出砂越严重。当原油密度小于0.949 g/cm3时，油层基本不出砂（见图2a）。原因在于原油黏度越大，对岩石颗粒的剪切作用力越大，流动过程中的拖曳力也越大，对砂体的冲刷和剥蚀就越严重，最终导致出砂加剧。

3.2 动态开采因素

在开采过程中，生产条件的改变会对岩石或者流体产生不同程度的影响，从而改善或者恶化出砂程度，主要体现在地层压降及生产压差、含水上升、产液量以及增产措施等方面。

3.2.1 地层压降及生产压差对出砂的影响从钻井开始到后期油田注水开发后，地层压力一直是处于变化状态的。当油层未打开时，地层压力保持不变，油层处于稳定状态，受到上覆岩压力、侧向挤压力和孔隙压力，各种地层压力均处于平衡状态。随着开采进行，地层压力Pp下降，由于上覆岩层压力P0不变，将导致岩石颗粒上的有效应力σ逐渐增大，当σ超过地层强度时，岩石骨架就会遭到破坏，地层颗粒被流体携带至井底，引起出砂[8]。

式中：P0－上覆岩层压力；Pp－地层压力或地层孔隙压力；σ－骨架之间受到的接触应力。

从Q油田油井生产资料统计分析（见图3a）看出，生产压差对储层出砂有很大影响。在生产压差低于2 MPa范围内，储层出砂量较小；当生产压差超过3.5 MPa以后，出砂量随着生产压差的升高急剧加大。由此可见，合理的生产压差是防止油井出砂的重要手段。

3.2.2 含水上升及注水对出砂的影响根据Q油田油井生产资料可以看出，油井出砂与含水率有一定的关系（见图3b）。多数出砂井的含水率在80%～96%，且随着含水率的升高出砂量有增加趋势。原因是注水后，含水上升，使地层原始强度降低；另一方面注水的反复冲刷，导致岩石发生拉伸破坏，加剧地层出砂[13]。因此生产过程中应设计合理的开发方案，控制含水上升速度。

3.2.3 流速对出砂的影响从Q油田油井产液量与出砂量关系（见图3c）看出，油井出砂量随着产液量的增大线性增加。原因是产液量增大，地层流体流速增加，流体对砂粒的拖曳力也增大，地层稳定性变差[14]。部分井在小液量下也会表现出较高的出砂量，原因在于出砂量过高，砂粒将液体的进泵口堵塞，使得泵的供液严重不足，造成油井实际产量下降。因此生产过程中应采用适当的采液速度。

图3 出砂量与开采因素之间的关系Fig.3 Diagram of relationship between sand production and mining factors

3.2.4 增产措施对出砂的影响对疏松油层频繁的开、关井、负压射孔和冲砂都会造成油层激动，即流动压差瞬间急剧上升诱发大量出砂。从Q油田油井提频次数与出砂量的关系（见图3d）看出，油井出砂量随着提频次数的增加而增大。原因在于生产制度的频繁改变不利于筛管外稳定砂桥的建立，从而引起出砂。因此开采过程中应保证稳定合理的工作制度。

3.3 小结

根据上述研究，得到Q油田控制油井出砂的各项参数有利值为：泥质含量10.9%～14.9%，孔隙度小于30%，渗透率小于3 000 mD，原油密度小于0.949 g/cm3，生产压差小于3.5 MPa；同时开采过程中保持稳定的生产制度，避免频繁改变工作制度。以该研究成果为依据优化油井生产制度，控制出砂排液生产，先后实施15口井，累计增油4.8×104m3，取得了显著效果。

4 油井出砂类型及治理对策

根据出砂量随着时间的变化情况，以及出砂过程中油井的生产动态响应，Q油田出砂井可分为三类：意外性出砂、适度性出砂和破坏性出砂；针对每一种出砂类型提出了相应的治理对策（见表1）。

表1 渤海Q油田油井出砂类型及治理对策Tab.1 Types and management countermeasures of well sand production in Bohai Q oilfield

4.1 意外性出砂

由于某种原因导致油气井产生激动而出砂，但未造成油气井严重损害，随着开发进行出砂量逐渐减少的一种出砂模式，通常出现在射孔或酸化后的排液过程中。油井压力、含水正常变化，产油量初期有所降低，后期恢复正常，以Q16H井为例（见图4）。该井于2016年10月12日投产，生产2 d后化验含砂量较大，之后对其进行密切观察，含砂量逐渐降低，6 d后恢复正常生产。这类井在Q油田分布较少，占总出砂井数的12%，大多是由于完井过程中作业污染所致。生产过程中持续跟踪出砂情况，并谨慎调整工作制度。

图4 意外性出砂生产特征Fig.4 Diagram of unstable sand production characteristics

4.2 适度性出砂

油气井生产过程中长时间稳定性的连续出砂，出砂量比较稳定，衰减时间变化较小的一种出砂模式。油井压力、含水及产油量没有明显变化，对油井影响较小，以Q14井为例（见图5）。这类井在Q油田分布较多，占出砂井总井数的47%，多为地质因素导致。在生产过程中需要加密监测，合理控制产液量，避免频繁改变其生产制度。

图5 适度性出砂生产特征Fig.5 Diagram of moderate sand production characteristics

4.3 破坏性出砂

短时间内大量出砂造成油气井突然砂堵或者关闭的一种出砂模式。出砂量随时间的变化较大，出砂前流压呈现直线式下降的趋势，随着含水突然突破，流压台阶式上升为一恒定值，油井产量递减快，部分井导致躺井，以P17H井为例（见图6）。这类油井在Q油田西区分布较为广泛，占出砂井总井数的41%，大多由于开采因素导致。目前这类出砂井没有成熟的治理措施，多采用小筛管重新防砂和同层侧钻等恢复产能。2016年Q油田实施小筛管重新防砂已成功治理1口井（P22H），2017年还将实施2口井；同层侧钻成功治理2口井（P22H1、P30H2），目前已投产，增油量80 m3/d，2017年还将实施8口井。

5 结论

（1）Q油田出砂机理可归结为两种岩石破坏机理：剪切破坏机理和拉伸破坏机理。这两种机理相互作用，相互影响；同时疏松砂岩油藏地层内部还存在着微粒运移机理。

（2）Q油田控制油井出砂的各项参数有利值为：泥质含量10.9%～14.9%，孔隙度小于30%，渗透率小于3 000 mD，原油密度小于0.949 g/cm3，生产压差小于3.5 MPa；同时开采过程中保持稳定的生产制度，避免频繁改变工作制度。

（3）Q油田出砂井可总结为三种类型：意外性出砂、适度性出砂和破坏性出砂。其中意外性出砂和适度性出砂对油井产量影响不大，生产过程中需要加密计量化验，保持稳定的生产制度；破坏性出砂对油井危害较大，导致油井产量递减快，部分甚至躺井，需要重点关注。对于有出砂征兆的井要保持合理的生产制度，控制生产压差，控制产液量；已出砂躺井的油井目前主要采用小筛管重新防砂和同层侧钻等恢复产能。

图6 破坏性出砂生产特征Fig.6 Diagram of destructive sand production characteristics

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Sand production factors and technical strategy of sand control in Bohai Q oilfield

XU Yanan，LONG Ming，LI Jun，ZHANG Wei，OUYANG Yuwei
（Research Institute of Bohai Petroleum，Tianjin Branch of CNOOC Limited，Tianjin 300459，China）

Based on the geological reservoir characteristics and actual production datum of more than 60 sand producing wells in Bohai Q oilfield,the influencing factors of oil well sand production volume has been studied from the geological and mining factors,including porosity and shale content,permeability,crude oil viscosity,density of crude oil,production pressure difference,oil production rate,moisture content and measures to increase production.And the favorable values of the parameters controlling sand flow are derived.Based on the above results,the production systems of 15 wells are optimized,and better production performances are obtained.According to the situation of the quantity of sand production and the dynamic response of the well，three types of sand production is presented and the corresponding countermeasures is put forward for each types of sand production to reduce the effects on oilfield production.

Bohai oilfield；geological factor；mining factor；types of sand production；sand control technology

TE358.1

A

1673-5285（2017）06-0039-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.009

2017－04-14

2017－05-02

许亚南，女（1985-），油藏工程师，2011年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事油田生产管理及油藏工程研究工作，邮箱：xuyn2@cnooc.com.cn。