人工井壁防砂在渤海油田适用性分析及效果评价*

袁伟伟 张启龙 贾立新 徐涛 闫切海

(中海石油(中国)有限公司天津分公司；海洋石油高效开发国家重点实验室)

0 引 言

渤海油田储层多为疏松砂岩油藏，随着开采年限的延长，筛管破损导致防砂失效的问题日益突出[1-2]。根据统计数据，渤海油田因油井出砂造成停产进行大修作业的井数每年占比近10%[3]。目前，针对筛管破损井的治理方式主要为打捞失效筛管、下小筛管防砂、漏点卡封、开窗侧钻以及人工井壁二次防砂等[3-8]。其中：打捞筛管及开窗侧钻由于难度较大且所用工期长，导致修井费用居高不下；下小筛管二次防砂及对筛管漏点卡封虽可降低修井投资，但由于刺漏点位置较难判断以及缩小原井筒通径，对后期实施分采有一定影响，应用范围受到了很大限制。人工井壁防砂技术利用覆膜砂通过筛管破损点挤注至亏空地层，并进行高温固化封堵建立具有一定渗透率的人工井壁，以满足防砂需求。由于该技术不需要找刺漏点且不影响原井防砂通径，所以在筛管刺漏出砂井的治理中应用逐年增多。

针对人工井壁防砂技术研究，目前多集中在砾石表层覆膜材质的选择和分析中[9-14]，且多应用于储层的增产压裂以及稠油热采开发[15-18]。针对人工井壁技术在筛管刺漏的治理应用中，虽然部分研究人员做了相关报道，但主要涉及人工井壁防砂技术的施工流程及施工工艺研究[18-20]，而关于人工井壁技术的适用条件分析少有研究，特别是影响施工效果的影响因素及影响权重研究。随着该技术应用井数的不断增多，亟待开展人工井壁技术应用后的评估研究，以期为今后选井及修井方案的制定提供必要的依据。

1 人工井壁防砂技术原理

人工井壁防砂技术原理是利用携砂液将覆膜砂携带至井筒，在筛管破损处及储层亏空部位充填和堆积并压实，在固化剂和高温循环注入作用下，颗粒表面的树脂软化粘连并固结，形成具有良好渗透性和强度的人工井壁，以防止油气层出砂。人工井壁防砂作业流程如图1所示，主要包括全井筒冲砂、下防砂作业管柱、挤压充填筛管破损点至饱和、下冲砂管柱冲砂清洁井筒及下加热管循环加热固化覆膜砂。

图1 人工井壁防砂作业流程图Fig.1 Flow chart for sand control operation of artificial borehole wall

覆膜砂是在砾石或石英砂表面通过物理方法预涂覆一层树脂层，经过烘干晾晒后形成的一种防砂材料，再经过高温加热至一定温度(>40 ℃)后，其表面树脂发生软化，砾石之间通过树脂发生粘连，停止加热后覆膜砂开始重新固结，形成具有一定强度及渗透率的整体，其微观图如图2所示。图3为覆膜砂固结强度随加热温度的变化曲线。

图2 覆膜砂加热固化后微观图Fig.2 Microgram of precoated sand after thermosetting

图3 覆膜砂固结强度随加热温度的变化曲线Fig.3 Variation curve of consolidated strength and heating temperature of precoated sand

通过室内试验对选取的覆膜砂固化温度及强度进行试验分析，固结后的覆膜砂单轴抗压强度在4.1～7.9 MPa(见图3)。通过对现场加热数据监测统计，井口注入温度一般为90～98 ℃，井底压力计计量温度高于70 ℃。

2 渤海油田应用情况分析

防砂筛管刺漏后，地层砂随原油被携带至井筒，大量地层砂在井下电泵吸入口堆积并堵塞生产油管，影响油井的产能，严重的出砂会造成井下采油电泵损坏。

渤海油田于2016年开始利用人工井壁防砂技术治理筛管刺漏导致出砂停产的油井，目前累计应用生产井数17口且逐年增加，累计实施19井次(其中2口井进行过二次人工井壁防砂)。通过施工前、后稳定期的平均产量对比分析，其中11口井施工后可完全恢复原产能，其余6口井未能完全恢复原井产能，CFD-A17井人工井壁防砂修井后启泵无产液，如图4所示。

图4 人工井壁防砂后产能恢复比Fig.4 Productivity restoration ratio after sand control of artificial borehole wall

通过渤海油田目前应用情况分析，人工井壁防砂技术在筛管刺漏出砂井的治理中具有一定效果，但并非完全适用，从产能未恢复的6口井统计中发现，4口井有二次出砂现象，其中2口井经过二次人工井壁防砂治理，3口井由于产量较低防砂后进行酸化解堵措施，产量恢复效果不佳，具体如表1所示。

表1 应用人工井壁防砂技术后产能未恢复井统计Table 1 Statistics for wells where productivity is not restored after application of artificial borehole wall sand control technology

3 人工井壁效果影响因素分析

影响人工井壁防砂效果的因素较多，本文通过对渤海油田17口生产井应用情况进行总结，梳理了地质因素、原井参数、施工参数以及生产制度等4大影响因素。其中：地质因素主要包括储层渗透率、含泥质量分数及孔隙度；原井参数主要包括防砂方式、防砂长度及筛管容积等；施工参数主要包括泵入砂量、铺砂浓度及施工流速等；生产制度参数主要为生产过程中的压差控制。

从10个影响因素的统计分析中得到，储层渗透率、孔隙度、防砂方式及泵入砂量等4个因素对防砂后效果影响无明显差异，其余6个因素的影响具有一定的规律性。

3.1 地质因素

通过对实施人工井壁治理的17口井储层含泥质量分数分析，11口产能恢复井含泥质量分数为9.90%～15.20%，平均含泥质量分数为13%，6口产能未恢复井含泥质量分数为17.50%～32.00%，平均含泥质量分数为20%，如图5所示。

图5 储层含泥质量分数统计Fig.5 Statistics for argilliferous mass fraction of reservoir

原因分析：储层中含泥质量分数较高，吸水膨胀性较强，在防砂治理作业中与大量携砂液接触，吸水膨胀后堵塞筛管及砾石层流道，影响产能，其中CFD-A17井平均含泥质量分数为32%，开泵生产后无产液。这说明含泥质量分数对筛管破损防砂后产能恢复影响的敏感性较强。

3.2 原井参数

通过统计施工井防砂段内容积，11口产能恢复井防砂段内容积范围为2.7～11.3 m3，平均内容积为5.0 m3。产能未恢复井内容积范围为1.2～2.3 m3，平均内容积为1.7 m3，防砂段内容积较小井在进行人工井壁修井后产能恢复比较低，其中BZ-A03井防砂段内容积为1.2 m3，施工后依然恢复产能，如图6所示。

图6 防砂段筛管内容积统计Fig.6 Statistics for internal volume of screen pipe in sand control section

原因分析：由于防砂段较短筛管内容积小，在挤注充填作业过程中大排量的前置液会导致井筒径向流速较高，破坏近井地带砾石堆积方式，结合原井防砂方式分析，产能未恢复井均为砾石充填方式，而BZ-A03井虽然内容积小，但其防砂方式为筛管防砂，大排量前置液的冲刷并不会破坏近井地带渗透率。

3.3 施工参数分析

通过对人工井壁应用井施工作业参数统计，11口产能恢复井挤注流速范围为2.0～3.2 m/s，平均流速为2.5 m/s。6口产能未恢复井作业期间挤注流速范围为3.4～5.9 m/s，平均流速为4.5 m/s，其中，JX-A10井虽然挤注期间流速较高，但作业后产能依然恢复，如图7所示。

图7 防砂作业最大流速Fig.7 Maximum flow rate of sand control operation

原因分析：人工井壁修井作业中，大排量的引导液及携砂液进入井筒及地层，导致防砂段液体流速过快，对原井筒防砂砾石层及井壁破坏严重，特别是针对砾石充填防砂井，过高流速导致原井砾石层堆积方式发生破坏，与近井地带地层砂会进行充分混合重新堆积，降低近井地带渗透率。而JX-A10井防砂方式为优质筛管简易防砂，虽然过高流速会对近井地带进行冲刷，但不影响渗透率。

3.4 生产制度

通过对人工井壁应用井生产制度进行统计，11口产能恢复井后期稳定生产压差为1.16～6.00 MPa，平均生产压差为4.00 MPa。而6口产能未恢复井生产压差为6.70～9.00 MPa，平均生产压差为8.00 MPa。其中CFD-A17井虽然初期投产生产压差为2.32 MPa，但开泵后一直无产出。生产压差与产能恢复对比如图8所示。

图8 生产压差与产能恢复对比Fig.8 Correlation of drawdown pressure and productivity restoration

原因分析：人工井壁防砂机理是利用砾石表层树脂固化连接，根据室内抗压强度试验数据，在高温固结后的覆膜砂抗压强度为6～8 MPa，过大的生产压差会造成人工井壁发生挤压或剪切破坏，防砂失效导致二次出砂。从生产制度统计情况分析，产能未恢复的5口井生产压差均大于6 MPa，导致人工井壁发生破坏防砂失效，因此后期应严格控制人工井壁的生产制度。

4 防砂效果影响因素权重分析

根据前文分析，影响人工井壁作业后产能恢复的因素除了储层含泥质量分数、施工流速、防砂方式以及生产压差外，还与防砂长度、泵入砂量、铺砂浓度及筛管容积等因素有关。分析各影响因素在修井后产量恢复中的权重大小，对后期人工井壁作业的选井和施工具有重要指导意义。

灰色关联度分析方法是一种多因素的统计学方法，通过对相关影响因素进行无量纲化处理后，利用灰色关联法对子序列以及母序列计算灰色关联系数以及关联度，并进行关联度排序，进而判断每个参数对防砂效果的影响权重。

4.1 灰色关联度计算模型建立

灰色关联度分析法通过计算子序列和母序列之间的关联系数，进而求解关联度并对其进行排序，从而定量地衡量系统中各因素对目标值的影响程度。根据人工井壁防砂后产能恢复比与各影响因素之间的关系，建立灰色关联模型：

(1)

式中：ξi(k)是母序列y与子序列xi的关联度系数；子序列为xi=(xi(1),xi(2),……，xi(n))；将描述人工井壁防砂后产能恢复比作为母序列y=(y(1),y(2),……，y(n))；ξ为分辨系数，一般取0.5。

根据防砂后产能恢复与影响因素的关联模型，确定关联度的处理方法，具体如下。

(1)确定子序列和母序列。分别将防砂长度、筛管容积、泵入砂量、铺砂浓度、施工流速、生产压差及含泥质量分数等作为子序列，将施工后产量相对于施工前产量恢复比作为母序列。

(2)对初始数据进行无量纲化处理。由于各子序列和母序列采用的量纲不同，所以在计算时需要将所有参数进行无量纲化处理。

(3)求极值运算。依据式(2)、式(3)和式(4)，分别求差序列Δi、两级最小差以及两级最大差。

Δi=|x0(k)-xi(k)|

(2)

(3)

(4)

(4)计算灰色关联度系数。将计算的极值带入式(1)，求取关联度系数ξi(k)。

(5)计算关联度ri。关联度为灰色关联系数ξi(k)的算数平均值。

(5)

(6)子序列权重排序。通过计算不同子序列的关联度数值ri后，按照其值的大小进行排序，即可得到子序列对母序列影响权重的大小。

4.2 人工井壁防砂影响因素关联度分析

本文按照灰色关联度分析方法，建立了人工井壁防砂效果影响因素灰色关联度分析模型。分析通过引入修井防砂后产能与修井前稳定期产能的比值作为母序列，依据第3章的防砂效果主要影响因素，包括防砂段长度、防砂段内容积、铺砂浓度、施工流速、生产压差以及含泥质量分数6个因素，将影响因素作为子序列，具体的子系列数据如表2所示。

表2 子序列和母序列参数Table 2 Parameters of subsequence and parent sequence

对母序列及子序列数据进行无量纲处理，由于子序列中施工流速、生产压差以及含泥质量分数与母序列存在负相关性，所以先对这3个参数进行倒数化处理，后采用均值化对所有序列进行无量纲处理，具体结果如表3所示。

表3 初始数据无量纲化处理结果Table 3 Dimensionless processed results of initial data

依据式(2)～式(4)分别计算绝对差序列、两级最小值及两级最大值，并求得每个子序列的灰色关联系数，进而进行数值排序，结果如表4所示。

表4 灰色关联度计算及子序列权重Table 4 Gray correlation degree calculation and subsequence weight

4.3 结果分析及建议

通过采用灰色关联度分析方法，分别对渤海油田17口筛管破损井应用人工井壁修井后的影响因素进行分析，其影响因素按照权重从大到小排序为储层含泥质量分数>施工流速=防砂段筛管容积>生产压差>防砂段长度>铺砂浓度。其中，储层含泥质量分数对修井后效果影响权重最大，含泥质量分数越大的井(>20%)，应用人工井壁技术防砂后产能恢复明显降低，且随着含泥质量分数的增大产能恢复效果越差。施工流速以及生产压差对人工井壁防砂后效果影响权重次之，但属于可控因素，其中施工流速为挤注作业参数，从分析结果得到，流速越大，产能恢复效果越差，建议后期在人工井壁防砂作业中，挤注覆膜砂作业应以小排量低砂比进行。生产压差为后期生产阶段制度管理，由分析结果得到，较大的生产压差(>6 MPa)会导致人工井壁发生一定的破坏，导致防砂失效，影响后期防砂效果及产量，所以在后期生产制度的管理上要严格控制生产压差。

5 结 论

通过统计目前渤海油田人工井壁防砂技术应用情况，对防砂后产量变化进行了系统的分析及跟踪，针对每口井的地质参数、施工参数、原井参数以及生产制度等4个方面进行了分析，利用灰色关联度分析方法将不同的影响因素对产能恢复的影响进行了权重分析，对后续筛管破损井人工井壁防砂技术应用的选井、施工和管理可起到指导作用，所得结论如下：

(1)利用灰色关联度分析方法建立了人工井壁防砂效果影响因素权重分析模型，影响因素权重大小依次为含泥质量分数>施工流速=防砂段筛管容积>生产压差>防砂段长度>铺砂浓度；

(2)对于采用人工井壁防砂技术治理的筛管破损井应严格分析其适用性，储层含泥质量分数影响人工井壁防砂效果的敏感性较大，特别是针对储层含泥质量分数>20%的井应慎重选择；

(3)大排量、高流速挤注充填会破坏原井筒近井地带防砂方式，人工井壁防砂作业建议以小排量低砂比进行；

(4)在后期生产制度的管理上，由于人工井壁防砂的特点，应严格控制本井的生产压差，建议生产压差不得高于6 MPa，以保证人工井壁的完整性。

本文仅从渤海油田已发生筛管破损出砂后，采用人工井壁防砂技术治理的效果进行分析和探讨，从选井的适用性、施工参数以及管理方式等进行系统总结，对未来常规生产井采用人工井壁防砂技术同样具有指导作用，可为人工井壁防砂技术的普及提供理论支持。