稠油热采温度变化对储层出砂影响规律试验研究

陈毅，幸雪松　(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300450)

罗建伟　(中海油能源发展工程技术公司 ，天津 300450)

刘德华　(长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100)



稠油热采温度变化对储层出砂影响规律试验研究

陈毅，幸雪松(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300450)

罗建伟(中海油能源发展工程技术公司 ，天津 300450)

刘德华(长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100)

[摘要]目前，常规出砂预测模型适用于油田的常规开采方式，无法满足稠油油藏热采的要求，需要研究稠油热采温度对储层出砂的影响规律，指导制定稠油热采井的完井防砂措施及生产工作制度。对于热采稠油状况下容易出砂的现象进行了研究，对取得的岩心样品分别开展了不同温度蒸汽吞吐后的岩石力学试验，对于储层岩石在注入不同温度蒸汽状况下的岩石力学强度变化规律进行了研究。通过研究蒸汽吞吐下温度变化对岩石力学的影响，修正了常规模型，并可以运用于稠油油藏出砂规律的预测。通过相关研究表明注入蒸汽之后储层的强度会降低；蒸汽吞吐在第一轮次的情况下岩石性能已大大改变，出砂可能性大大增加，伴随着轮次次数的增加，影响已不明显。

[关键词]温度变化；稠油热采；蒸汽吞吐；岩石力学性质；临界生产压差；出砂预测

在稠油开采的过程中经常会遇到地层出砂的问题，这一问题严重制约了稠油井的正常开采。特别在蒸汽吞吐稠油开采到了高轮次开采后期时，高温蒸汽会使地层岩石骨架的破坏作用进一步增强，地层的出砂情况会愈加明显[1，2]。为了满足稠油油藏开采过程中对防砂精度的要求，进行了稠油热采对岩石力学性质影响及温度变化对出砂影响规律的研究，在防砂、完井这些方面均得到了一定的成果，在产能以及规模方面都有了很大的突破。

1常规出砂预测模型

研究从当今众多的出砂临界压差模型中筛选了5种较常见的模型，如表1所示。在已获取的油层压力、岩石力学参数、地应力参数和相关现场生产数据基础上，对5种模型的计算结果进行了分析研究，来确定LD5-2N-1井常规开采的临界生产压差。

表1　5种常规出砂模型对比

续表1

综上所述：这5种模型适用于不同的井型和不同的基本假设条件。因为不同的模型所采取的基本参数和出砂判断依据有所差异，都存在着各自的局限性和优缺点，那么如何寻找适合稠油注蒸汽吞吐条件下的出砂预测模型，是该文探索的突出问题。

2稠油热采出砂机理

1)稠油井在正常的开采中经常出砂[3]是因为稠油热采井地层通常有大孔喉、结构疏松、中高渗、胶结物含量少的特性。

2)因为高温高压蒸汽的溶蚀、水化膨胀、压裂等作用的缘故，当热采井在蒸汽注入后，会逐步破坏储层的岩石强度[4]，进一步甚至会引起油层的出砂。

3)在蒸汽吞吐过程中，岩石颗粒的松动会进一步促使油层的出砂[5，6]，而且由于油层的大孔喉、高渗等因素会使出砂变得愈加明显。

3注入不同温度蒸汽条件下岩石力学试验

建立防砂分析预测模型的基础是岩石力学试验，用产层岩样在模拟地下情况下直接进行试验是获取岩石强度相关数据最为有效的手段。但是，有些井、产层并没有岩心样品，所以想通过借助于单独某一口井的岩心试验来获取岩石强度的相关数据通常是比较困难的。往往在通常情况下，获取岩石强度的资料有2种方法：一种是采取比较完整、系统的测井数据中的强度资料，但相关的资料十分少；而采用有代表性的微量岩心在试验室获取岩石强度是另外一种方法。相比2种方法，后一种方法更容易实现。测井资料中的岩石密度、孔隙度、井深、声波时差等经常和岩石强度密切相连，这些相关的资料在测井资料中通常都能够获取。

3.1试验目的

借助于现场取得的岩心样品分别开展了不同温度蒸汽吞吐后的岩石力学试验，分析储层岩石在注入不同温度蒸汽条件下的岩石力学强度变化规律。

3.2试验方案及过程

1)按照设定的试验方案对目标井岩心分别注入不同温度的蒸汽，保温24h。

2)将注入蒸汽之后的岩心样品放入MTS岩石力学试验装置高压釜内。

3)运行HP3054A数据采集系统，调试好程序，一切进入就绪状态。

4)在进行单轴试验时，通过开启液压机给试样赋予轴向载荷，加载过程中岩样的应力和应变由数据采集系统采集记录，直到岩样发生损坏时停止加载；三轴强度试验时需要根据储层所在深度地应力大小加入一定的围压。

5)试验完成后，通过计算机数据采集系统描绘出应力-应变曲线。

3.3具体试验方案

该次试验首先注入25℃下蒸汽，然后注入蒸汽温度依次升高直到300℃，观察蒸汽温度的升高对储层岩石强度的影响。其中共取到2口井10块岩心样品，具体情况如表2所示。

表2　岩心样品试验方案

表3　试验结果

图1　温度对储层岩石强度影响规律

3.4试验结果分析

试验结果如表3和图1所示。

根据8组有效的岩心单轴及三轴岩石力学试验结果，可得到如下初步结论：

1)随着储层注入温度增加以及蒸汽吞吐轮次的增加，储层的单轴强度及三轴强度均会出现不同程度的降低；

2)一旦开始注入蒸汽，即便在第一轮次温度只有150℃的情况下，岩心的强度都会有大幅度的降低，说明蒸汽的注入已经破坏了储层的胶结，使得储层的出砂程度大幅度的增加，只要流体能够具有足够的拖移力，能够启动砂粒的运移，储层就会出砂；

3)蒸汽注入温度超过250℃之后，对储层的胶结破坏已经达到了最大，再提高注入蒸汽温度以及增加吞吐次数，储层性质变化不再明显。

4稠油热采条件下出砂生产压差的变化规律

4.1模型选择及软件计算

通过LD5-2N-1井蒸汽吞吐条件下的岩石力学试验结果，结合测井资料，对不同出砂预测模型进行对比分析，最终选用经验模型(即单轴强度模型)进行临界生产压差的预测。根据试验结果，修正模型参数L=0.5，可用来对稠油热采井进行出砂预测。从预测结果来看，该区块出砂临界生产压差基本在2MPa以内，大部分层位集中在1MPa以内，说明只要开采即会出砂，一旦采用注入蒸汽热采，出砂程度将更为严重。图2显示不同出砂预测模型给出的临界生产压差随深度的变化曲线。

图2　LD5-2N-1井不同出砂预测模型预测结果对比分析图

4.2稠油热采注蒸汽吞吐情况下出砂可能性预测

针对该区块的出砂预测结果，可以得到如下基本结论：临界生产压差随着地层温度的升高而减小。当注入蒸汽地层升温到150℃时，LD27-2-2井明化镇组储层出砂临界压差由2.05MPa下降到1.15MPa，继续提高蒸汽温度到250℃时，出砂临界压差已经降低到0.9MPa，之后升温对出砂可能性的影响已经很小了；当注入蒸汽温度达到250℃时，LD5-2N-2井明化镇组储层出砂临界压差由0.7MPa下降到0.55MPa，继续提高蒸汽温度到350℃时，出砂临界压差已经降低到0.38MPa，说明只要注入蒸汽，开采即会出砂。

储层出砂临界压差随地层温度变化如图3所示。在生产阶段，温度逐步回落，出砂临界压差逐步增大，即最容易发生出砂的时段是注热转生产的初始阶段。因此建议，在注热转生产阶段初期，应首先使用较低的工作制度生产，之后逐步加大油嘴，增大产量到正常的配产。

图3　储层出砂临界压差随地层温度变化

5结论与认识

1)目前众多出砂预测模型假设条件不同[7]，适用范围均有一定程度的限制，需要通过不同蒸汽吞吐温度条件下的岩石力学试验来建立适合稠油热采井的出砂预测模型。

2)利用LD5-2N-1井蒸汽吞吐条件下的岩石力学试验结果，结合测井资料，对不同出砂预测模型进行对比分析，最终选用经验模型(即单轴强度模型)进行临界生产压差的预测。根据试验结果，修正模型参数L=0.5，可用来对稠油热采井进行出砂预测，从预测结果来看，该区块出砂临界生产压差基本在2MPa以内，大部分层位集中在1MPa以内，说明只要开采即会出砂。

3)在蒸汽吞吐开采过程中，一旦注入蒸汽温度达到150℃时，储层岩石的强度即会大大降低，当蒸汽温度超过250℃后，储层岩石强度基本就没有变化了，此时，储层基本已被破坏。

4)在蒸汽吞吐第一轮次时岩石性能已被破坏，增大了出砂的可能性，伴随着蒸汽吞吐轮次的增多，岩石性能受到的影响已不明显。

[参考文献]

[1]耿娜娜.稠油热采井高温防砂技术研究[D].东营：中国石油大学(华东)，2007.

[2]严丽晓，文岚，李月胜.疏松砂岩油藏水平井筛管防砂完井工艺的研究与应用[J].胜利油田职工大学学报，2009，23(4)：30～32.

[3]董长银.油气井防砂理论与技术[M].东营:中国石油大学出版社，2011.

[4]刘向君,罗平亚.岩石力学与石油工程[M].北京:石油工业出版社，2004.

[5]何生厚，张琪.油气井防砂理论及其应用 [M].北京:中国石化出版社,2003.

[6]谭红旗.稠油油藏热采出砂预测与防砂技术研究[D].东营：中国石油大学(华东)，2007.

[7]Hongen D, Dandan H, Wenxin C. Sand production prediction and the selection of completion methods for horizontal well in Intercampo Oilfield, Venezuela[J]. SPE 93821,2005.

[编辑]黄鹂

49 Experimental Study on the Influence of Variation of Thermal Recovery of Heavy Oil on the Rules of Sand Production

Chen Yi,Xing Xuesong,Luo Jianwei,Liu Dehua

(FirstAuthor’sAddress:ResearchInstituteofPetroleumofBohaiOilfield,TianjinBranchCompany,CNOOC，Tianjin300450,China)

Abstract:At present, regular sanding prediction model was suitable for conventional production in oilfields，it could not meet the requirements of thermal recovery of heavy oil.Then the influence of heavy oil thermal recovery temperature on sand production was researched to provide guidance for taking the measures of sand control and setting the production system.Based on the condition of high sand，rock dynamic experiments for core sample were carried out on different steam huff-and-puff temperatures, and the change regularity of rock mechanic strength was researched on different steam injecting temperatures.By studying the impacts of temperature variation on rock mechanical properties，the regular model was modified and it was used for predicting sand production regulation of heavy oil.The results show that the oil intensity in the reservoir is reduced after steam injection, and after the first round of steam huff-and-puff mechanical properties of rock has changed greatly, the possibility of sand production is raised greatly.With the increase of injection times, the influence is not obvious.

Key words:temperature variation；heavy oil thermal recovery；steam huff and puff；mechanical property of rock；critical production pressure differential；prediction of sand production

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2016)11-0049-05

[中图分类号]TE358.1

[作者简介]陈毅(1980-)，女，工程师，主要从事海上完井工程技术研究工作，Chenyi@cnooc.com.cn。

[基金项目]中海石油(中国)有限公司综合科研项目(YXKY-2013-TJ-01)。

[收稿日期]2015-10-08

[引著格式]陈毅，幸雪松，罗建伟，等.稠油热采温度变化对储层出砂影响规律试验研究[J].长江大学学报(自科版),2016,13(11):49～53.