东河油田注气出砂机理及实验

沈建新 ，黄锟 ，钟婷 ，王杰祥 ，童世俊 ，王亮亮 ，苏洲 ，王鹏

（1.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆 库尔勒 841000；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580）

0 引言

塔里木盆地东河油田是我国首个勘探开发的陆上超深、高温、高压、高盐、巨厚砂岩油藏[1]。东河油田于1990年投入生产，2013年进入注水注气开发阶段。目前，东河油田1CⅢ油藏注气开发油井普遍出砂，井口取样化验结果显示，2006—2020年，井口砂质量分数平均在0.08%～1.20%。统计目前生产现场电泵井及其清砂作业情况发现，井筒内砂埋速度最高达到32.89 m/月，严重时，砂面达到射孔井段，造成砂埋油层，出砂是影响该区块电泵井生产的主要因素。由于注气开发受效油井出砂严重，地面油嘴频繁冲蚀，油嘴、丝堵更换周期大大缩短。例如：DB13井油嘴更换5 d后，产生冲蚀裂缝；DB18C井丝堵更换3 d后，产生冲蚀坑。据统计，东河油田平均检泵周期为330～680 d，远低于塔里木油田的1 006 d，因出砂造成的检泵井数占比为64%。此外，塔里木东河油田压力系数普遍小于1，井筒砂埋后冲捞砂难度极大。因此，出砂问题是影响东河油田稳产的主要问题，分析和研究其出砂机理具有重要的意义[2]。

为此，本文通过理论结合室内实验，分析了东河油田注气开发出砂的主控因素，厘清了东河油田注气开发出砂机理，为提出注气开发油田地层出砂防治方案提供技术参考。

1 油藏出砂机理分析

1.1 油藏岩石及沉积特征分析

东河油田砂岩岩石成分组成为石英76.00%（质量分数，下同）、黏土矿物21.75%、长石2.25%。总体上看，储层岩石以石英颗粒为主，黏土矿物质量分数低，且大部分由高岭石构成，因此，目标储层胶结程度低。

滩海沉积主要受海岸波浪作用的控制，砂岩最多，砾岩次之，从陆地向海方向划分出沙丘、后滨、前滨、临滨等4个微相带，特征各异。受沉积特征影响，东河油田砂岩储层表现出以粉细砂岩为主的特点。因此，东河油田海滩沉积特征决定了目标区块非均质性强、胶结疏松、砂粒极易脱落，油藏本身具备出砂的地质条件。

1.2 油藏物性特征分析

东河油田属陆上超深（中部深度5750m）、高温（140～145℃）、高压（地层压力62.38 MPa）油田。原油性质中等，密度为 0.862 7 g/cm3，黏度为 7.08 mPa·s（50 ℃）。该油田地层水矿化度高达233 866.5 mg/L，密度为1.158 5 g/cm3。受地质构造与储层特征等因素的影响，东河油田油层的空间分布表现出较强的非均质性。

依据沉积旋回、储层特征，可以将东河油田储层划为 10 个岩性段：CⅢ0—CⅢ9。其中，CⅢ1，CⅢ2，CⅢ3，CⅢ5 岩性段又分别细分为 CⅢ11，CⅢ12，CⅢ13；CⅢ21，CⅢ22；CⅢ31，CⅢ32 和 CⅢ51，CⅢ52，CⅢ53 等小层，各小层厚度分布无规律。根据有关资料，绘制各层位孔隙度和渗透率的分布情况（见图1）。计算表明，东河油田储层平均孔隙度为15.1%，渗透率为68.1×10-3μm2，属于中孔、中渗物性较好的储层。

图1 各小层孔隙度和渗透率的分布

1.3 开发因素分析

1.3.1 压降与生产压差

东河油田注水开发初期，注水量达不到生产现场配注的要求，导致地层压力不断下降。到1996年下半年，地层压力为42.00 MPa，总压降高达20.38 MPa。分析认为，注水开发期间，由于未能及时补充地层能量，因此电泵井动液面偏低，增加了储层岩体的承载负荷，使原始地层应力处于一个不平衡状态，岩石的应力状态集中在井底射孔段附近，造成储层骨架破坏。储层损害程度的不断加深，最终导致出砂区域不断加大、砂埋油层越来越严重的生产现状。

基于各生产油井静压、流压的测试结果，以及井下作业日志等现场数据，得到了东河油田部分油井2017—2020年平均生产压差和砂埋速度（见图2）。分析平均生产压差和砂埋速度之间的相关性，可以看出，生产压差越大，渗流速度越高，当流速大于临界流速时，地层出砂加剧[3-5]。

图2 2017—2020年油田井平均生产压差及砂埋速度

由图2可以看出，油井生产压差越大，砂面上升速度越快，砂埋越严重。相比其他油井，D79，D88，D1，D77T等油井平均生产压差均大于15 MPa，远高于目标区块合理生产压差（6 MPa左右），其对应相同生产时间段内的砂埋速度均高于5 m/月。

1.3.2 沥青质析出与作业

东河油田1CⅢ油藏经过长时间的注气，逐步出现沥青质沉积现象。沥青质等有机重质组分在近井地带形成的堵塞大幅增加了油井作业的频率，频繁的开关井增加了出砂的可能性[6-8]。统计显示，2018—2019年1CⅢ油藏注气过程中，有10口受效油井发生沥青质沉积，堵塞井筒和油嘴共33井次，影响生产585 d。平面上，沥青质析出井位置分布无规律；纵向上，井筒内沥青质析出位置随机性强，注气受效明显井7口，受效不明显井3口。

基于各油井生产日报及井下作业日志，得到了2017—2020年东河油田目标区块注气开发部分油井的作业次数和砂埋速度 （见图3）。由图3可以看出，D77T，D79，D68，D88，D1，DB7，DB18C 等 7 口油井严重出砂，由于烧电机、烧电缆、卡泵、管柱漏失、防砂管腐蚀穿孔等原因，油井作业次数频繁，普遍在4次以上。结合砂埋速度统计结果，在该生产时期内，这7口严重出砂油井平均砂埋速度大于3 m/月。随着作业次数的增多，出砂程度在油井生产过程中明显升高。

图3 2017—2020年部分油井作业次数和砂埋速度

1.3.3 气油比的影响

生产资料显示，2014年之后，东河油田注气开发过程中，产气量不断升高，气油比显著升高。D77T井日产气量和气油比变化曲线见图4。

图4 D77T井日产气量与气油比变化曲线

由图4可以看出，在2016年之后，油井产气量急剧升高，气油比显著增大。结合砂埋情况的统计结果，可以认为D77T井属于出砂严重的油井，该井2014—2017年平均砂埋速度为4.59 m/月，2017—2020年平均砂埋速度急剧升高至32.89 m/月，砂埋程度明显加剧。注气开发后期，由于油井产气量急剧升高，高流速气体容易对近井地带产生扰动，造成储层更易出砂。

2 油藏出砂机理实验

2.1 岩心物性实验

2.1.1 岩石黏土矿物及全岩X射线衍射分析

由 X射线衍射分析[9]结果（见表1）看出，储层岩石黏土矿物质量分数较低，所以胶结程度比较低。相比其他黏土矿物，高岭石的速敏效应较强，高流速生产会造成地层微粒运移。因此，在东河油田高速开采的情况下，黏土矿物易被产液流携带走，使储层胶结更加薄弱，储层岩石的骨架容易遭到破坏，从而加剧油井出砂。

表1 D1井D10岩心分析结果

2.1.2 岩石铸体薄片分析

由铸体薄片分析结果可以看出（见图5），东河油田岩石以细砂级石英颗粒为主，其次为少量石英质岩石碎屑，长石质量分数极低。岩石较为疏松，储集空间多为原生孔隙，在局部区域可见少量次生溶蚀孔隙，裂缝不发育。此外，胶结方式主要为孔隙胶结，这使得岩石胶结质量差，而且泥质质量分数不高，因此东河油田开发过程中岩石骨架容易遭到破坏，造成地层出砂。

图5 E7岩心碎屑岩薄片

2.1.3 储层岩石粒度分析

取 B2（D610J井）、F1（D69 井）、F4（D69 井）和 D6（D1井）等4块岩心，以及D77T井的地层砂和沉砂管砂样进行粒度分析。其平均粒径分别为195.96，141.66，204.11，211.49，252.12，182.82 μm； 粒度中值分 别 为185.25，133.59，198.37，237.34，277.71，196.82 μm。 根 据粒级划分标准，东河油田储层砂岩主要属于含粉砂细砂岩。

2.2 储层敏感性评价研究

正常情况下，储层流体在自生矿物、原始油层内能够保持平衡态，随着不同流体的流入，这种平衡会被打破，从而影响储层的稳定性[10-13]，这种影响直接表现在储层渗透率的损害，速敏、水/盐敏、碱敏和酸敏等因素对储层有不同程度的损害。对于速敏性评价实验，渗透率损害率计算公式为

式中：Dn为不同流速下的岩石渗透率损害率，%；Kn为不同流速下的岩石渗透率，10-3μm2；Ki为最小流速下的岩石渗透率，10-3μm2。

速敏损害率为

式中：Ds为由速敏引起的最大渗透率损害率，%；D2，D3，…，Dn为不同流速对应的渗透率损害率，%。

速敏导致的渗透率损害程度评价指标见表2。

表2 速敏损害程度评价指标

根据速敏损害率计算公式，计算得出不同流速下D1井和D68井的渗透率损害率 （见图6），可以看出D1井和D68井岩心最高渗透率损害率分别为304%，125%，所以损害程度为强。分析认为高流速开采条件下，地层容易出砂。同样利用该方法，针对其他因素进行储层渗透率敏感性实验研究。其他敏感性损害程度实验结果为：水/盐敏为无—弱；碱敏为无—弱，无临界pH值；盐酸敏为无—弱，土酸敏为中等偏弱。

图6 渗透率损害率和流速关系

2.3 岩石力学实验研究

通过模拟地层条件下的应力环境，对B1和E3岩心进行单轴应力实验，得到岩石弹性模量、抗压强度和泊松比。对B3和B6岩心开展三轴应力实验，得到岩石弹性模量、抗压强度和泊松比。在岩石力学实验中，通过施加的围压模拟岩心在地层中的水平应力，施加轴向压力模拟上覆岩层压力。岩心围压加载值为其原始地层的有效应力，施加轴向应力直到岩样破坏[14-15]（见表3—5）。

表3 岩心单轴应力实验

表4 岩心三轴应力实验

单轴应力实验结果显示，储层属于软砂岩；从三轴应力实验结果可以看出，储层介于软砂岩与中硬砂岩之间，接近软砂岩。整体上看，目标储层属于松软砂岩地层。

2.4 注气出砂实验

为了定压差注气，测试渗透率，并观察出砂情况，选取出砂油井储层岩心，研究不同情况下注天然气对油井出砂的影响。 选用的岩心为 A7，B8，C7，F8，F10，考虑到天然气驱过程中产出流体含有油、气、水，设计了 5 组平行实验[16-19]（见表6）。

表6 注天然气出砂实验

由图6可以看出：水驱后，含水率的升高使得岩心在较低的气驱压差下就会明显出砂，这主要是由于岩石颗粒中的泥质胶结物能够溶解在水中，使得岩石颗粒胶结强度降低。注天然气过程中，岩石的压力分布发生了改变，压力、含气、含油饱和度有比较大的变化，注入气体容易产生扰动，产生的紊流会加剧地层出砂。油驱后气驱，原油产生的拉伸破坏与剪切破坏对系统岩石有着显著的作用，使地层出砂更为容易。水驱后气驱，水使黏土发生膨胀运移，岩石胶结力破坏导致出砂加剧。

3 结论

1）生产压差越大，渗流速度越高，油井出砂越严重。注气开发后期，油井含水率急剧升高，泥质胶结物被溶解，使岩石颗粒胶结强度降低，地层出砂加剧。油井气油比急剧升高，对近井地带产生扰动，储层更易出砂。沥青质的不断沉积使得流体黏度不断增大，油井出砂概率更大，并增加了油井作业的频率，频繁开关井容易造成流速不稳定，也会加剧油井出砂。

2）储层岩石黏土质量分数较低，胶结程度低。黏土矿物中高岭石质量分数最高，高岭石的速敏效应容易造成微粒在地层中发生运移。东河油田油藏主要含粉砂细砂岩，并且属于松软砂岩地层，因此容易出砂。

3）注天然气过程中，由于近井地带压力分布变化，产生紊流。油驱后气驱，系统岩石受到剪切与拉伸破坏。水驱后气驱，黏土发生膨胀运移，破坏岩石胶结力，这些都导致出砂加剧。