东河油田注气出砂主次影响因素及技术对策

王亮亮 ，王杰祥 ，王鹏 ，周怀光 ，钟婷 ，陈毅 ，宋伟

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；2.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）

0 引言

东河油田是我国陆上发现的首个滨海相巨厚砂岩油藏，属于深层、高温、高盐油藏。储层非均质性较强，在开发过程中表现出明显的层状油藏开发特点，注气开发阶段，东河油田油井普遍出砂［1-3］。2006—2020年，井口平均含砂量0.08%～1.20%，井筒内最大砂埋速度高达32.89 m/月，严重时砂面已达到射孔井段，造成砂埋油层。因此，出砂是影响油井正常生产的主要因素。

储层岩石微粒运移往往是砂岩油藏出砂的根本原因，造成油井出砂的原因主要包括目标油藏地质特征、开发对策、完井方式等3个方面［4］。而油井出砂是多种因素共同作用的结果，与油藏沉积特征、隔夹层类型与特征、岩性特征、应力特征和储层敏感性等地质因素有关，也与生产压差、含水率、气油比、沥青质析出、作业和流速等开发因素，以及射孔参数（孔密）、井斜和射孔相位角等完井因素密不可分。其中，地质因素是油藏固有特征，无法改变，而开发因素和完井因素在油藏开发过程中是可以人为改变的。因此，明确不同影响因素与出砂程度的相关性，对于出砂严重油井合理开发对策的制定至关重要。此外，当新井选择防砂完井方法时，应在了解油井出砂机理、出砂影响因素及产出砂粒度特征的基础上，参考目标区块现有防砂井防砂方法及效果，设计适当的防砂完井工艺。

为此，针对东河油田注气开发中日益突出的砂埋油层问题，本文基于东河油田现场提供的井下作业日志和生产日报等资料，统计得到现有生产井出砂情况及生产特征曲线。首先，通过分析油田注气开发区块的地质因素、开发因素和完井因素与油层砂埋速度的关系，明确注气开发阶段的出砂原因；其次，采用灰色关联理论定量分析各因素对油井出砂的影响程度，从而为选择合适的防砂方式或优化防砂参数设计提供理论支持；最后，基于出砂影响主次因素分析结果，通过理论计算结合室内实验，从举升工艺等合理开发对策以及防砂完井技术等方面开展研究，提出了一套注气开发阶段防砂控砂的技术对策，以保障东河油田高效注气开发。

1 注气开发出砂影响因素

1.1 地质因素

1.1.1 沉积特征与隔夹层特征

东河油田砂岩段为滩海沉积，主要受海岸波浪作用控制，以砂为主，砾石次之，从陆地向海方向可以划分为沙丘、后滨、前滨、临滨等4个沉积相带。

东河油田滩海沉积储层岩性均为粉砂、细砂，这一岩性特征决定了油田本身具有出砂的地质条件。同时，东河油田储层隔夹层整体泥质质量分数相对较少，并且由于单层夹层厚度较小，导致夹层整体稳定性、横向连续性均较差。分析认为，目前东河油田在持续生产时受隔夹层影响，地层压力分布不均匀，造成油层出砂的可能性增大。

1.1.2 岩性特征与应力特征

由东河油田部分出砂油井实物岩心可以看出：1）东河油田储层砂岩以细砂为主，砂粒极易脱落；2）岩石胶结疏松；3）岩心储集空间存在微裂缝。这些特征再次表明，油藏本身具有出砂的地质条件。

此外，随着东河油田油层钻开、射孔及补孔等作业，打破了储层原有的应力平衡状态，使得近井地带储层岩石因为受力不平衡而发生破坏，从而引起油井出砂。而且随着油层深度的不断增加，这种被打破的应力不平衡会越来越明显，从而造成油井出砂程度进一步加剧［5］。现场生产资料表明，东河油田超深井开发初期只是在近井地带形成出砂区，砂埋速度缓慢。但是，随着开发程度的加深，尤其是实施注气开发之后，出砂范围逐渐扩大，造成砂埋速度急剧上升，严重影响了东河油田的正常生产。

1.2 开发因素

1.2.1 生产压差

研究表明，油井生产压差加大，会使得产量增加，但同时也会带来渗流速度过高及水体突进等问题。当流体流速大于出砂临界流速时，岩石微粒发生运移，从而加剧油井出砂。东河油田部分生产井平均生产压差和平均砂埋速度如图1所示。

此外，基于未防砂油井储层地应力参数及岩石力学实验结果，通过Morita出砂临界生产压差计算模型，得到东河油田注气开发阶段出砂临界生产压差为5.6～7.9 MPa。由图1可以看出，D77T井平均生产压差为15.6 MPa，对应的平均砂埋速度为32.89 m/月，远高于其他出砂油井。对比分析出砂程度较轻油井的生产压差，建议东河油田注气开发过程中，未采取防砂措施的油井可以依靠控制生产压差进行开采，从而减轻油井出砂程度。而防砂井可以放大生产压差进行生产，从而保证油井产量。

1.2.2 含水率

东河油田属于块状底水油藏，边底水对储层岩石束缚水的极性有较大影响，从而影响岩石吸附强度。而且，储层长期浸泡在外来水中，岩石易发生膨胀，导致吸附强度降低。当油井含水率达到60%以上，地层岩石骨架会发生坍塌性破坏，导致油井大量出砂［6-7］。

图2为东河油田D1井含水率与平均砂埋速度的关系。由图可以看出，当含水率超过60%时，平均砂埋速度急剧升高，最高至4.86 m/月。分析结果表明，油井砂埋速度受含水率变化影响较大，含水率升高会加剧油井出砂。因此，建议东河油田合理控制油井产水量，从而减轻由于产水造成的出砂程度。

1.2.3 气油比

以DB18C井为例，研究了出砂油井气油比与平均砂埋速度的关系，如图3所示。

由图3可以看出，随着DB18C井日产气量及气油比急剧升高，平均砂埋速度显著加快。分析认为，气窜不是油井出砂主要因素，而较高的日产气量会对油井近井地带产生扰动。大量注入的气体反复经过前期注水开发浸泡的非均质储层孔隙和喉道时，由于气体不断压缩、膨胀导致储层岩石强度降低，从而加剧了储层出砂程度。因此，东河油田在后期注气开发过程中，应合理控制油井日产气量，以减轻油井出砂程度。

1.2.4 产液速度

东河油田部分生产井最大产液速度与平均砂埋速度的关系如图 4 所示。以 D77T，D79，D1，D88，D68 等油井为例，当最大产液速度接近或超过200 t/d时，油井砂埋程度较严重，平均砂埋速度大于4 m/月。而DB18C和DB7油井最大产液速度分别为84，114 t/d，其对应的平均砂埋速度分别为3.44，3.10 m/月。对比分析可以看出，高产液量油井对应的砂埋速度较快，而低产液量油井的砂埋速度明显减慢。因此，针对东河油田出砂严重等开发现状，建议后期开发过程中合理控制油井产液量。

1.2.5 胶质和沥青质质量分数

原油中胶质和沥青质等重质组分不仅影响原油流动，而且重质组分自身对储层具有一定的胶结作用。东河油田部分出砂严重油井2018—2020年井口原油中的胶质平均质量分数变化情况如图5所示。

由图 5 可以看出，D1，D68，DB7，D77T，DB18C 等5口油井中的胶质平均质量分数呈现逐渐下降的趋势。这表明随着长时间的注气开发，由于胶质和原油之间存在萃取作用，胶质等重质组分的质量分数逐渐降低，减弱了地层胶结强度，导致出砂加剧。而D79和D88井中的胶质平均质量分数先下降后上升，分析认为，此现象可能和开发后期油井出砂造成的流速不稳定，部分重质组分质量分数较高的稠油被携带至井口有关。此外，刘先珊等［8］研究指出，一定外界条件下，流体黏度越高，流动时对砂岩受力的影响越大，从而导致油井出砂越明显。东河油田经过长时间注气开发，逐渐出现沥青沉积的现象，沥青质的不断沉积不仅使得流体黏度不断增大，而且高沥青质质量分数会对地层孔隙、喉道造成一定堵塞，极大地增大了生产压差，加剧油井出砂程度。由于该区块原油黏度不高，因此流体拖曳力并不是油井出砂的主要因素。

1.2.6 作业情况

在油井正常开采过程中，由于工作制度急剧变化，作业次数频繁，容易对弱胶结地层产生过大的应力，应力急剧变化造成地层岩石发生变形或破坏，因此引起油井出砂。东河油田部分油井2014—2017年作业次数及平均砂埋速度统计结果如图6所示。

D77T，D79，D68，D88，D1 等油井在 2014—2017 年作业次数频繁。结合现场实际出砂情况统计结果可以看出，作业次数与平均砂埋速度变化趋势具有较好的一致性。分析认为，作业次数增多和生产过程中频繁开关井，会改变地下流体流动情况，打破油水界面推进现状，从而加剧油井出砂［9］。

1.3 完井因素

1.3.1 射孔参数

通过统计各油井射孔参数，对比设计孔密和实际孔密，分析孔密对油井出砂的影响，统计结果见图7。

射孔参数对油井出砂有一定影响，因为油井90%的压降都集中在射孔炮眼内，只有大孔径、高孔密、深穿透才能确保射孔炮眼内的压降最小。以D69，D712，D45等油井为例。当实际孔密和设计孔密接近时，油井出砂程度较轻；相反，当实际孔密远小于设计孔密时，油井砂埋速度明显加快。由图7可以看出，D1，DB18C，D66C等油井设计孔密分别为11，16，16孔/m，而实际孔密分别为2，4，5孔/m，实际孔密远小于设计孔密，平均砂埋速度均大于3 m/月。分析认为，相同射孔距离内，实际射孔数减少，会引起油井生产压差急剧上升，故而加剧油井出砂。结合东河油田出砂现状，建议后期注气开发过程中合理提升实际孔密（16孔/m），从而减轻油井出砂程度。

1.3.2 井斜角

由井斜角定义可知，如果井斜角小于45°，依然可看作垂直井。刘向君等［10］研究指出，在一定的应力和地层条件下，井斜角低于45°时，随着井斜角的增加，井壁内的塑性应变最大值和塑性区范围都在不断增加，油井出砂的概率增大。相反，当井斜角超过45°时，在产量一定的情况下，因为油井和油层段接触范围变大，出砂速度变慢。结合东河油田出砂统计结果可以看出，相比水平井，垂直井出砂现象更加普遍，并且出砂程度更加严重。

2 灰色关联理论分析

基于东河油田现场生产资料分析了不同因素对油井出砂的影响，可以发现油井出砂的影响因素具有多样性，各因素量纲不一，不能直观地判断影响油井出砂程度的主次因素。因此，本研究拟采用灰色关联理论方法，定量分析东河油田注气开发过程中各因素对油井出砂的影响程度［11-12］。

2.1 分析方法

灰色关联理论分析方法主要通过分析系统内的数据序列，找出系统内部各因素的关系，通过求取关联系数来确定影响目标参数的主要因素［13-14］。

参考数据矩阵Y为

由于不同参数的量纲不统一，要使其相互具有可比性，需对原始的参数数据进行处理。本研究采用均值化处理方法。

设 U={u1，u2，…，um}为所分析油井的集合，V={v1，v2，…，vn}为影响油井出砂各因素的集合。U和V的任意组合（ui，vj）所代表的元素记作 xij，m×n 个 xij构成比较数据矩阵Xij。均值化处理后的数据列X′ij为

式中：i为 1，2，…，m；j为 1，2，…，n。

求取差序列Δij：

式中：Y′0j为均值化处理后的参考数据列。

差序列的最大差和最小差分别为

因此，灰色关联系数γ0ij计算公式为

式中：ξ为分辨系数。

计算得到灰色关联度 γ0i［15-17］：

2.2 应用实例

选取东河油田地质及生产资料较为全面、准确的10口油井作为研究对象，确定参考数据列为该井组3年内（2017—2020年）的平均砂埋速度，以生产压差、产液量、气油比以及含水率为例（见表1），计算地层参数与平均砂埋速度的灰色关联度。

表1 油井平均砂埋速度与生产参数统计

通过灰色关联理论对基础参数进行均值化处理，计算差序列、灰色关联系数以及灰色关联度。油井平均砂埋速度与各因素（i=1，2，…，8）的灰色关联度分析结果如表2所示。

表2 各因素的灰色关联度分析结果

计算得到各因素对出砂量的影响程度，从大到小依次为胶结方式、生产压差、产液量、含水率、气油比、胶质和沥青质质量分数、作业次数、射孔孔密。除岩性特征外，对油井砂埋速度影响最大的前5个参数依次为胶结方式、生产压差、产液量、含水率及气油比，与现场实际出砂因素具有较好的一致性。

同时，将部分具有代表性的油井的生产压差、产液量、气油比和含水率等生产数据，与砂埋情况统计结果进行线性拟合，对比分析得到不同生产参数和平均砂埋速度的相关性（见图8—11）。由图可以看出，各生产参数与平均砂埋速度的相关性从大到小依次为生产压差、产液量、含水率、气油比。

3 注气开发技术对策

3.1 防砂完井技术

针对东河油田易出砂、产气量大的开发特点，为了确保水平井正常生产，根据目标区块地层砂筛析结论，地层砂粒径中值均在150 μm以上，而且泥质质量分数低于6%，综合考虑井深（大于5 700 m）、高温高压（145℃，62.38 MPa）以及施工成本等因素，推荐东河油田新井采用割缝筛管防砂完井技术。

基于岩石粒度分析实验结果，根据Abrams原则、Coberly原则和完全挡砂原则，计算不同方法下防砂筛管宽度［18-20］。以D1井为例，根据防砂筛管缝宽的3种设计方法，预测缝宽变化对油井产量的影响，结果如图12所示。

3种防砂筛管缝宽设计方法对油井产量的影响从大到小依次为Abrams原则、Coberly原则、完全挡砂原则［21-22］。尽管完全挡砂原则对油井产量影响最小，但是挡砂量较少，因此建议选用Coberly原则，最终推荐东河油田新井防砂筛管的缝宽为0.8～1.2 mm。

以割缝筛管缝宽为0.8 mm为例，其他参数相同，优化割缝筛管缝长对油井产量的影响，计算结果如图13所示。因此，推荐东河油田注气开发过程中割缝筛管缝长为0.2 m。

3.2 举升工艺

结合目前东河油田的举升工艺，对电潜泵、有杆泵和气举3种方式进行综合对比分析。综合考虑气液比、出砂、沥青质、井口承压及套管保护等因素，可以看出电泵和抽油泵不再适应东河油田高气油比的生产现状。而气举举升工艺不仅适合高气油比的生产井，还具有一定的携砂能力，因此推荐东河油田注气开发采用气举举升工艺。以D68油井为例，按照2倍出砂速度计算地层年出砂量，进行气举举升工艺参数设计［23］。油井出砂粒径分析结果如图14所示，气举携砂设计结果如表3所示。

表3 气举携砂设计结果

气举举升工艺设计结果表明，东河油田注气开发阶段采用气举工艺采油时，推荐合理气举气量为1.5×104m3/d，井底口袋深度为 85～110 m。

4 结论

1）出砂影响因素分析结果表明，滩海沉积决定了东河油田本身具有出砂的条件。生产压差、含水率、气油比等生产参数升高，实际孔密小于设计孔密时，油井出砂程度加剧。灰色关联分析结果表明，影响油井出砂程度的因素从大到小依次为胶结方式、生产压差、产液量、含水率、气油比、胶质和沥青质质量分数、作业次数、射孔孔密。

2）基于东河油田地质特征和开发特点、防砂管柱设计原则及施工成本，推荐东河油田采用割缝筛管防砂工艺，缝宽为0.8～1.2 mm，缝长为0.2 m。

3）综合对比举升方式的优缺点，针对东河油田生产气油比大、油井易出砂等特点，推荐采用气举采油工艺。气举工艺设计结果表明，合理气举气量为1.5×104m3/d，口袋深度为 85～110 m。