南缘白垩系清水河组超深层碎屑岩油气藏出砂预测研究

杜宗和 夏赟 刘新宇 刘俊杰 梁利喜 丁乙

1. 中国石油新疆油田公司勘探事业部 新疆 克拉玛依 834000

2. 中国石油新疆油田公司工程技术研究院 新疆 克拉玛依 834000

3. 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室 四川 成都 610500

在砂岩油气藏的开发过程中，油气井出砂是普遍存在的难题[1]，是影响产能的重要因素，了解油气藏在开采过程中的出砂机理对出砂的准确预测以及选用合理的防砂措施具有重要意义[2]。塔里木盆地库车坳陷深层致密砂岩气藏天然裂缝发育且部分气井伴有出砂现象，康毅力等[3]采用该区块深层致密砂岩气藏岩样进行了干湿交替诱发出砂的实验模拟。马亚琴等[4]通过数值模拟实验研究了高压高产气井的出砂机理。张社杰[5]等研究了超深层致密砂岩储层裂缝面的出砂机理。Mohamed[6]研制了砂岩酸化新配方，用于减除砂岩油气储集层中的产砂问题。由此可见，油气井在开采过程中的出砂问题受到国内外学者的广泛关注，且亟待有效解决。

准噶尔盆地南缘经历多期构造叠加形成油气富集的构造带，自西向东发育四棵树凹陷、齐古断褶带、霍玛吐背斜带和阜康断裂带，纵向上共发育上、中、下三套储盖组合，其中下组合油气充足，勘探潜力大，但由于构造复杂，埋藏深，勘探难度较大。2019年，南缘西段四棵树凹陷G1井清水河组获高产油气流，后期生产产量高、能量充足，证实南缘下组合清水河组储集层有效性，但在后续试产过程地层出砂，严重影响后续生产效果。2020年，南缘中段霍玛吐背斜带的H1井试油获高产工业油气流，展现南缘中段巨大勘探潜力。为保证该井及南缘后续井稳定生产，针对南缘高温高压超深井出砂机理开展了分析，明确临界生产压差及合理生产制度，为勘探开发提供有力支撑。

1 区构造及地层特征

南缘构造的形成与造山带演化密切相关，受多期构造作用，呈现出东西分段和南北分带的特征。南缘下组合清水河组埋藏较深，因受中等-强压实、弱胶结和弱溶蚀作用而发育一套优质储集层。清水河组岩性为长石岩屑砂岩，碎屑颗粒内微裂缝普遍发育，且具备形成层理缝的基础，是有效的油气输导通道。区域清水河组埋深，试油目的井段5768～7367m，地层压力系数2.0～2.3g/cm3，地层温度超过130～160℃，孔隙度6%～16%，渗透率集中在0.1～100mD，属于典型的超深、高压、低孔、低渗致密砂岩储层。

2 出砂机理分析

一般来说，深部地层由于岩石致密相对浅部疏松地层不易出砂，但根据实际生产情况，深层-超深层储层同样存在出砂问题。塔里木油田克深地区普遍超过6000m，然而对于超深致密砂岩气藏，大于50%井数出现不同程度的出砂，严重影响安全、高效生产。永进油田油藏埋深为5900～6200m，试采初期常出现出砂问题。G1井在试产过程中同样出现地层出砂问题。超深储层与疏松砂岩油气藏间存在较大差异，且出砂机理相对复杂。为此，本文以南缘清水河产层作为研究对象，分析地层出砂机理，用于指导整个区块正常试产。

根据学者研究，地层出砂主要受到生产压差、地层压力、流体拖拽力、地层出水的影响。对于超深储层在较大生产压差作用下岩石发生张性破坏或剪切破坏，引起地层出砂，同时地层产水、裂缝发育等则会加剧地层出砂程度[7-9]。

截至目前，除H1井，南缘清水河组共试油3井3层，其中出砂井1口（见表1），通过对比井间情况及分析单井出砂现状分析准噶尔盆地南缘超深储层出砂特征。通过表1井间出砂情况对比可知，G1井受流体拖拽力和生产压差双重作用，以强供液能力为基础，在过高的生产压差下，岩石发生破坏，高速流体拖拽地层砂流入井筒。以此为基础，对G1井出砂进行详细分析。

表1 南缘清水河组探井出砂情况

2.1 G1 井出砂情况分析

G1井试油获高产后开展系统试产，逐级提高油嘴求取不同制度产量压力关系及极限产量，并安装出砂监测设备求取极限生产压差。该井以21mm油嘴生产，生产压差61.6MPa，监测到出砂信号。25mm油嘴出砂信号明显增强连续出砂，并出现颗粒砂石，油嘴被冲蚀，井口现砾石级颗粒。具体监测信号图、不同油嘴对应的产量以及生产压差分别见图1、表2。系统试产出砂分析结果为地层砂，含砾岩、砂岩及少量黏土，砾石成分主要为凝灰岩，裂隙发育，粒间填隙物为方解石、泥质，同时产出少量的水泥块（见图2），说明随生产压差增大，流体流速增大，由于对岩石拖曳产生的力超过了其抗拉强度而发生拉伸破坏，导致地层出砂甚至发生垮塌。

图1 G1井出砂信号现场监测图

图2 G1井地层砂分析

表2 G1井系统试产情况表

2.2 H1 井出砂风险评估

H1井清水河组试油目的段为7367～7382m，弹性模量平均2.8×104MPa，泊松比平均0.24，属于中-强固结储层，底部发育细中粒长石岩屑砂岩，纵向上粒径变化较小，颗粒以细、中砂（0.125～0.25mm、0.25～0.5mm）为主，分选中等-较好，填隙物总体含量较低，胶结物主要为硅质胶结，含量约1%～2%，胶结情况较弱（见图3）。此外，测井表明有良好油气显示，具有一定的供液能力，且储层裂缝发育（见图4）。本井取心岩石较为破碎（见图5），均有显著的裂缝发育，裂缝显示局部存在微开启特征，显示扭曲裂缝、展现旋转式破裂面形态。由此可见，本井出砂段具有复杂裂缝发育特征。裂缝是典型弱结构面，易导致岩石破裂出砂。为此，出砂分析及生产压差的制定需要考虑裂缝影响。鉴于H1井清水河组天然裂缝发育，填隙物含量少，具有较好的供液能力，但出砂风险较大，需要在试采期间考虑出砂的影响，控制生产压差。

图3 H1井取心岩矿特征

图4 H1井清水河组录测井综合解释成果

图5 H1井清水河组取心裂缝观察情况（7371.50～7374.50m）

3 超深层油气井出砂预测方法

出砂预测方法大致分为三种：现场观察法、经验分析法、应力分析法[10-11]。目前在现场实际应用中，深层油气井一般采用“C”公式法根据地层深度和岩石泊松比估测临界出砂压差[12-13]。超深高压储层地质环境较为复杂，为预测出砂临界压差并制定合理配产方案，需准确描述井筒周围应力分布，选择合适的岩石破坏准则，将井周主应力代入破坏准则，确定理论临界压差，并结合裂缝发育情况进行修正，计算步骤如图6所示。

图6 临界压差计算流程

基于射孔井井筒应力分布解析模型[14-15]，见公式（1）。基于井筒应力分布特征，通过复合应力理论进行计算，获得井筒任意为主处的三向主应力分布（σ1、σ2、σ3，），见公式（2）。

其中，θ为射孔方位角，°；θ'为射孔孔眼圆周角，°；φ为岩石孔隙度，无因次；v为岩石泊松比，无因次；PP为地层初始孔隙压力，MPa；ΔT为井壁地层温度变化量，℃；δ为渗透性系数，地层可渗透时为1，地层不可渗透时为0；σpθ'为射孔孔眼周向应力，MPa；σpr为射孔孔壁径向应力，MPa；σpz为射孔孔壁轴向应力，MPa；τ'rθ、τ'θz、τ'rz为射孔孔壁上的剪切应力分量。

基于上述模型，考虑高速流体拖拽的影响，对射孔周向应力进行修正，修正项见公式（3）。可以发现，拖曳力与流体粘度密切相关，油的粘度最大，形成更强的拖曳力，气、水的粘度相对较低，形成的拖曳力相对较小。由此说明，对于油藏而言，由于高速流体拖曳力形成的出砂现象更为显著。

其中，np为油层射孔密度，孔/m；hp为射开油层厚度，m；kdp为孔眼周围地层的渗透率，μm2；h为油层厚度，m；Lpl为水泥环外射孔孔眼长度，m；rp为射孔半径，m；kf为原始地层渗透率，μm2；Sd为表皮系数。

井壁岩石最先发生剪切破坏处在90°或270°处，此处计算的临界生产压差最小，可确定该处井周角计算水平段剖面的临界生产压差。

目前用于油气井出砂计算最常用的是Mohr-Coulomb强度准则、Drucker-Prager准则，H-B准则、“C公式法”等，如下所示：

进一步考虑裂缝影响，对于天然裂缝发育的储层，裂缝导致岩石强度降低，临界出砂压差需考虑附加效应，通过目标工区高温高压超深井生产情况，裂缝条件下的理论临界压差误差为10%～20%，为计算结果和生产实际更加符合，引入修正系数。

本文通过带入G1井参数，计算不同准则下试油层段附近临界压差，对比不同准则计算结果，优选判定准则，如表3所示。通过对比发现：M-C准则计算的临界出砂压差为62.25MPa，与实际临界出砂压差值最为接近。因此优选M-C准则计算该区域临界压差。

表3 G1井不同准则临界出砂值

4 H1 井出砂临界压差计算

根据射孔出砂临界压差解析模型，射孔井段上下50m范围内临界生产压差分布如图7所示。可以发现：基于常规手段（无附加拖曳力、无裂缝）平均临界出砂压差为60.60MPa。通过成像测井及岩心观察（如图4），该井裂缝发育，考虑拖曳力与裂隙特征，修正后平均临界生产压差为48.48MPa。实际生产过程中，6.5mm油嘴生产压差49.6MPa时，地面偶见少量颗粒及胶皮，分析由于作业而残留在井筒中的砂或井壁周围疏松砂，为保障稳定生产，及时动态调整油嘴为6mm，降低生产压差至41.5MPa，未见明显地层出砂，说明了临界生产压差预测的准确性。

图7 H1井临界出砂预测图

5 结论与建议

（1）准噶尔盆地南缘清水河组埋藏较深，发育碎屑岩油气藏，岩石压实作用较强，但由于过大的生产压差、高速流体作用仍会导致地层出砂，且对于裂缝性储层，天然裂缝降低了岩石强度，加剧地层出砂风险。为确定合理临界出砂压差，考虑流体拖拽力，引入天然裂缝对临界压差修正系数，建立超深层出砂压差预测模型。

（2）基于线弹性理论，考虑高速流体流动产生的附加拖曳力，建立了井周应力分布公式。附加拖曳力会加剧孔壁面切向方向力，导致孔壁位置疏松砂脱落，加剧出砂现象。

（3）天然裂缝易导致岩体强度降低，进而弱化孔壁稳定性，促进孔壁出砂。通过对库车山前多口深井统计，明确了天然裂缝对出砂的影响程度，建立了天然裂缝修正系数。但本文建立的修正系数，仅依靠统计学方法得到，缺乏对天然裂缝发育特征及裂缝区域应力特征的精确描述，有待后续开展深入研究，从而进一步优化临界出砂模型。