论文部分内容阅读
摘 要：针对吐哈玉东油田油藏特性，主要研究出砂对油井的危害，提出了油井出砂预测方法及稠油井出砂预测，通过模拟岩心试验的计算，当生产压差超过2.5MPa岩芯开始出砂，生产压差增大，出砂量增大，超过5MPa岩心出砂逐渐加剧，在5MPa压差时出砂量11.4kg/d砂子；利用出砂指数法对稠油油井出砂预测。
关键词：油井出砂 预测 方法 防砂技术
一、油井出砂机理及危害
1.油井出砂机理
内聚破坏：内聚力由两个因素产生，胶结材料和毛细压力；内聚力C由外推莫尔包络线应力为零时确定；当井筒周围的压降较高时开始出砂的原因是内聚强度较低。压降大于砂层的内聚力时，储层将会出砂。
流体作用产生的微粒运移：射孔开采时，在一个存在着差应力的应力场中，流体流动产生的压力脉冲会降低其剪切强度，微粒运移造成的部分孔隙的堵塞所形成的表皮效应议会使压力降升高，从而使应力变为拉伸，导致低拉伸强度的岩石产生拉伸剥离。由于流体阻力和井筒应力联合作用，在近射孔区引起岩石剥落和地层出砂。
剪切和拉伸破坏：剪切破坏是井壁附近或炮眼周围岩石受过高的应力所致，其原因是油藏压力过低或生产压差过大超过了岩石的强度，造成地层应力平衡失稳，形成剪切破坏。拉伸破坏是由于过高的开采速度或过快的流速所致。
流体介质的变化：随着油田注水油层中的流体介质变化是油井出砂的一个重要原因。大量的注入水浸泡油层，使砂岩层的某些胶结物降低强度，粉化脱落而不能胶结住砂粒，造成出砂。
流体冲剧造成砂拱破坏：在开采过程中由于注水使产层的出液量增加。当砂岩的骨架破坏后，在较高液流的冲刷下，使破碎的骨架砂大量逸出，造成严重的出砂。
二、地层出砂对油井的危害
1.地层出砂，油层被掩埋，导致油井减产或停产。
2.油井出砂将增加地面设备和井下设备磨蚀，增加采油成本。
3.油井出砂后，随着油层孔隙压力逐步降低，上覆地层的重量逐渐传递到承载骨架砂岩上，导致上覆地层下沉，致使套管损坏、油井报废。
三、油井出砂预测方法及吐哈油田稠油井出砂预测
1.玉东区块油藏特征
玉东区块2油组细砂岩平均孔隙度23.4%，平均渗透率406.1×10-3μm2，储层孔隙类型主要以粒间孔、组份内溶孔、晶间微孔、微裂缝为主，其中以粒间孔占孔隙总量的70.0%以上。区块平均孔喉均值为2.7um，最大连通孔喉半径为9.2um，中值半径1.58um，平均喉道宽度为16.3um，孔喉变异系数为0.72；储层胶结程度低，以孔隙胶结为主。区块原油密度（20℃）0.9629g/cm2，原油粘度（50℃） 11852 mPa.s，凝固點33℃，含蜡量5.5%，沥青质含量为15.4%，非烃含量为17.4%，玉东地层水水型为CaCl2型。矿化度为81095mg/l。离子含量以Na++K+为主，含量为44189mg/l，区块油藏平均温度在77-88℃之间。
2.出砂预测经验法
2.1出砂指数法
B≥2.0在正常压力的生产方式下油层不会出砂；1.5 B≤1.5在采油的同时就会出较多的砂。
2.2斯伦贝谢比
2.2声波时差法
当△t>295μs/m时应采取防砂措施。有的文献把声波时差临界值定为 295～395μs/m。
3.临界生产压差确定预测法
当井底流速增大到油井的临界流速值时会导致岩石结构破坏、引起油井大量出砂，而临界流速取决于井底生产压差。当确定出岩石的强度参数弹性模量、泊松比等和油田的地应力分布状况后，选用适当的岩石破坏准则（如库仑-摩尔、德鲁克-普拉格准则），则可根据模型公式计算出油田某井不引起大量出砂的临界生产压差的值，从而在该井的生产过程中控制好生产压差ΔPw，使实际生产压差小于临界生产压差。Morit模型：
Morit模型建立使用的条件：
3.1生产压差
模拟岩心试验的计算结果：生产压差超过2.5MPa岩芯开始出砂，生产压差增大，出砂量增大，超过5MPa岩心出砂逐渐加剧，在5MPa压差时出砂量11.4kg/d砂子；相同生产时间下，生产压差越大累计出砂量越大。
3.2产液量
累计砂量随累计液量变化，逐渐恒定。结合出砂剖面分析，出砂过程是开始阶段在砂体胶结最弱处少量出砂，然后出现砂体结构变化和破坏，形成高渗区域。
3.3产液速度
当流体流速超过临界流速时，随流体临界流速的增加出砂量增加；流体速度越大，出砂越明显。根据模拟试验结果，在一定流速范围内，出砂量随流速线性增加。
3.4油井含水
水的侵入对出砂量、胶结强度的影响是很大的。含水状态下模拟计算，发现随着含水的上升，出砂量增大及抗压强度降低，出砂状况加剧。
4.稠油出砂预测
4.1油井出砂粒径预测
由玉东4井、玉东202井储层岩石颗粒粒径分布统计显示，玉东4区块岩石颗粒粒径主要分布在0.1～0.15mm之间，玉东202区块储层岩石颗粒粒径主要分布在0.3～0.6mm之间，由此确定玉东4区块油井出砂粒径为0.1～0.15mm，玉东202区块油井出砂粒径为0.3～0.6mm。
四、玉东稠油油田防砂综合治理措施
玉东区块岩性为细砂岩，油井出砂后，可采用金属纤维整体烧结防砂筛管防砂，相应在生产管柱上采取防砂措施，以保证油井正常生产。排砂工艺技术在不影响油井产能的前提下，增加地层的渗透性，利用特殊的排砂工艺将0.07mm以下的细粉砂随产出液举升到地面。
1.油井防砂、防排治理措施：根据计算对产量>15m3/d，含砂量<0.2%井，首选排砂生产，采用杆式或管式泵排砂。对于产量<15m3/d的井采取防砂措施。
2.防砂采取化学机械相结合的方式：以化学防砂为主，井口加装单流控制器防吐砂，适当采取防砂管防砂。
3.控制油田含水上升速度：加强油水井现场管理，减少地层压力激动，降低生产压差。在此基础上形成有效防砂的主体工艺技术，较好的解决油水井的出砂问题，在防砂作业中必须加强各个环节地配套性，将钻井、射孔、防砂及生产等过程综合考虑。
四、结论及建议
1.由于玉东油田储层胶结程度低，玉东区块岩石颗粒粒径主要分布在0.1～0.6mm之间，为保证油井的正常生产，建议优选采用金属纤维整体烧结防砂筛管防砂技术，同时研究适合玉东油田的复合技术。
2.在油田开采过程中，应确定合适的工作制度，以防止生产压差过大造成地层出砂，生产压差控制在10MPa左右。
参考文献
[1]保护油气层技术.赵同台等编.
[2]提高原油采收率技术.[美]F.H波特曼等编.
[3]渗流力学.翟云芳编.
[4]采油工程原理与设计.张琪编.
关键词：油井出砂 预测 方法 防砂技术
一、油井出砂机理及危害
1.油井出砂机理
内聚破坏：内聚力由两个因素产生，胶结材料和毛细压力；内聚力C由外推莫尔包络线应力为零时确定；当井筒周围的压降较高时开始出砂的原因是内聚强度较低。压降大于砂层的内聚力时，储层将会出砂。
流体作用产生的微粒运移：射孔开采时，在一个存在着差应力的应力场中，流体流动产生的压力脉冲会降低其剪切强度，微粒运移造成的部分孔隙的堵塞所形成的表皮效应议会使压力降升高，从而使应力变为拉伸，导致低拉伸强度的岩石产生拉伸剥离。由于流体阻力和井筒应力联合作用，在近射孔区引起岩石剥落和地层出砂。
剪切和拉伸破坏：剪切破坏是井壁附近或炮眼周围岩石受过高的应力所致，其原因是油藏压力过低或生产压差过大超过了岩石的强度，造成地层应力平衡失稳，形成剪切破坏。拉伸破坏是由于过高的开采速度或过快的流速所致。
流体介质的变化：随着油田注水油层中的流体介质变化是油井出砂的一个重要原因。大量的注入水浸泡油层，使砂岩层的某些胶结物降低强度，粉化脱落而不能胶结住砂粒，造成出砂。
流体冲剧造成砂拱破坏：在开采过程中由于注水使产层的出液量增加。当砂岩的骨架破坏后，在较高液流的冲刷下，使破碎的骨架砂大量逸出，造成严重的出砂。
二、地层出砂对油井的危害
1.地层出砂，油层被掩埋，导致油井减产或停产。
2.油井出砂将增加地面设备和井下设备磨蚀，增加采油成本。
3.油井出砂后，随着油层孔隙压力逐步降低，上覆地层的重量逐渐传递到承载骨架砂岩上，导致上覆地层下沉，致使套管损坏、油井报废。
三、油井出砂预测方法及吐哈油田稠油井出砂预测
1.玉东区块油藏特征
玉东区块2油组细砂岩平均孔隙度23.4%，平均渗透率406.1×10-3μm2，储层孔隙类型主要以粒间孔、组份内溶孔、晶间微孔、微裂缝为主，其中以粒间孔占孔隙总量的70.0%以上。区块平均孔喉均值为2.7um，最大连通孔喉半径为9.2um，中值半径1.58um，平均喉道宽度为16.3um，孔喉变异系数为0.72；储层胶结程度低，以孔隙胶结为主。区块原油密度（20℃）0.9629g/cm2，原油粘度（50℃） 11852 mPa.s，凝固點33℃，含蜡量5.5%，沥青质含量为15.4%，非烃含量为17.4%，玉东地层水水型为CaCl2型。矿化度为81095mg/l。离子含量以Na++K+为主，含量为44189mg/l，区块油藏平均温度在77-88℃之间。
2.出砂预测经验法
2.1出砂指数法
B≥2.0在正常压力的生产方式下油层不会出砂；1.5
2.2斯伦贝谢比
2.2声波时差法
当△t>295μs/m时应采取防砂措施。有的文献把声波时差临界值定为 295～395μs/m。
3.临界生产压差确定预测法
当井底流速增大到油井的临界流速值时会导致岩石结构破坏、引起油井大量出砂，而临界流速取决于井底生产压差。当确定出岩石的强度参数弹性模量、泊松比等和油田的地应力分布状况后，选用适当的岩石破坏准则（如库仑-摩尔、德鲁克-普拉格准则），则可根据模型公式计算出油田某井不引起大量出砂的临界生产压差的值，从而在该井的生产过程中控制好生产压差ΔPw，使实际生产压差小于临界生产压差。Morit模型：
Morit模型建立使用的条件：
3.1生产压差
模拟岩心试验的计算结果：生产压差超过2.5MPa岩芯开始出砂，生产压差增大，出砂量增大，超过5MPa岩心出砂逐渐加剧，在5MPa压差时出砂量11.4kg/d砂子；相同生产时间下，生产压差越大累计出砂量越大。
3.2产液量
累计砂量随累计液量变化，逐渐恒定。结合出砂剖面分析，出砂过程是开始阶段在砂体胶结最弱处少量出砂，然后出现砂体结构变化和破坏，形成高渗区域。
3.3产液速度
当流体流速超过临界流速时，随流体临界流速的增加出砂量增加；流体速度越大，出砂越明显。根据模拟试验结果，在一定流速范围内，出砂量随流速线性增加。
3.4油井含水
水的侵入对出砂量、胶结强度的影响是很大的。含水状态下模拟计算，发现随着含水的上升，出砂量增大及抗压强度降低，出砂状况加剧。
4.稠油出砂预测
4.1油井出砂粒径预测
由玉东4井、玉东202井储层岩石颗粒粒径分布统计显示，玉东4区块岩石颗粒粒径主要分布在0.1～0.15mm之间，玉东202区块储层岩石颗粒粒径主要分布在0.3～0.6mm之间，由此确定玉东4区块油井出砂粒径为0.1～0.15mm，玉东202区块油井出砂粒径为0.3～0.6mm。
四、玉东稠油油田防砂综合治理措施
玉东区块岩性为细砂岩，油井出砂后，可采用金属纤维整体烧结防砂筛管防砂，相应在生产管柱上采取防砂措施，以保证油井正常生产。排砂工艺技术在不影响油井产能的前提下，增加地层的渗透性，利用特殊的排砂工艺将0.07mm以下的细粉砂随产出液举升到地面。
1.油井防砂、防排治理措施：根据计算对产量>15m3/d，含砂量<0.2%井，首选排砂生产，采用杆式或管式泵排砂。对于产量<15m3/d的井采取防砂措施。
2.防砂采取化学机械相结合的方式：以化学防砂为主，井口加装单流控制器防吐砂，适当采取防砂管防砂。
3.控制油田含水上升速度：加强油水井现场管理，减少地层压力激动，降低生产压差。在此基础上形成有效防砂的主体工艺技术，较好的解决油水井的出砂问题，在防砂作业中必须加强各个环节地配套性，将钻井、射孔、防砂及生产等过程综合考虑。
四、结论及建议
1.由于玉东油田储层胶结程度低，玉东区块岩石颗粒粒径主要分布在0.1～0.6mm之间，为保证油井的正常生产，建议优选采用金属纤维整体烧结防砂筛管防砂技术，同时研究适合玉东油田的复合技术。
2.在油田开采过程中，应确定合适的工作制度，以防止生产压差过大造成地层出砂，生产压差控制在10MPa左右。
参考文献
[1]保护油气层技术.赵同台等编.
[2]提高原油采收率技术.[美]F.H波特曼等编.
[3]渗流力学.翟云芳编.
[4]采油工程原理与设计.张琪编.