(1)低渗油田出砂机理分析

收稿日期:2004 12 31作者简介:肖伟(1980 ),男,山东潍坊人,主要从事采油气理论与技术方面的研究.文章编号:1673 064X(2005)04 0043 03低渗油田出砂机理分析Analysis of sanding mechanism of low permeability oilfields肖伟1,胥元刚2,刘顺1(1.西安石油大学石油工程学院,陕西西安710065; 2.西安石油大学教务处,陕西西安710065)摘要:通常认为低渗透油田不会发生地层出砂.然而,延长油矿樊学区块严重出砂,大大影响了正常的生产.根据现场调研、矿物成分对比、粒径分析、驱替实验验证、出砂指数、采油污水检验、临界井底流压和临界产量等,首先确定出砂为地层砂,而不是通常认为的压裂砂.根据该区块的实际地质情况,认为地层出砂的主要原因是地层岩石胶结物 黏土的剥离.制定了相应的防砂治砂方案,建议在维持一定产液量携带砂粒出井筒的同时,采取黏土稳定剂、滤砂管和清蜡剂的综合治砂措施.关键词:低渗透储层;地层出砂;黏土稳定剂;清蜡剂;滤砂管中图分类号:TE358+.1 文献标识码:A低渗透油田储量占我国陆上探明储量的27%,搞好低渗透油田高效开发的宏观决策,尽快提高低渗透油田的整体评价和开采水平,已成为我国石油工业未来发展的重要组成部分.低渗透油层通常比较致密,通常认为不会出现地层出砂.本文对延长油矿樊学区块的出砂状况进行了理论与实验研究,分析了低渗透油田出砂的机理.1 地质与生产概况延长油矿定边县钻采公司樊学作业区位于陕西西北部,地跨陕西、甘肃两省,属于陕北黄土塬区,由沟(谷地)、梁、峁地形组成.地面海拔1600~1900m,局部相对高差达200m.砂体发育的主要时期为延8、延9期,属于侏罗系的有利区带,油藏埋深一般在1726~1855m.延9层为主力生产层位.岩性表现为深灰色、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩与灰白色细砂岩 中砂岩不等厚互层夹煤层,其砂岩厚度差异较大,厚者单层可达10余米.沉积厚度41.0~56.5m,沉积厚度主要受砂体发育程度的影响.平均渗透率为14.98~43.14 10-3 m 2,属典型的低渗透作业区,孔隙度9.4%~24.6%,含油饱和度4%~58%.各口井的产油量差别很大,从0.2m 3/d 到25m 3/d 不等,平均2.5m 3/d,含水率从2.3%到96.2%不等,平均45.0%.单井的月产量也波动很大,主要是因为出砂堵塞,产量降低,经过修井解堵后,产量又很快上升.从现场情况来看,几乎所有井都存在不同程度的出砂,采集的8个油样都含砂,主力油井出砂尤为严重.油井出砂加上个别井结蜡,造成修井、检泵作业频繁,增加了作业费用,大大影响了该区块的产量.2 出砂砂源分析2.1 现场观察从现场了解的情况来看,取出的岩心极易捏碎,从一个方面可以推测樊学区块的出砂源是地层砂,因为对于易碎的岩心,其抗拉强度很低,容易被破坏,从而造成地层出砂.2005年7月第20卷第4期西安石油大学学报(自然科学版)Journal of Xi !an Shiy ou U niversity(N atural Science Edition)Jul.2005V ol.20No.42.2 岩石矿物成分分析对该区块的2089井延9岩屑、4110井延9岩屑、430井井筒取出砂样和压裂砂砂样进行了10次的X光衍射实验测定其成分,检测结果见表1.430井井筒取出的砂样前后进行了3次检测,对2089井延9层岩屑、4110井延9层岩屑前后分别进行了2次检测.出砂样中石英含量很低,而压裂砂中石英含量高达94%~97%,两者存在明显差异,可以肯定的是樊学区块的出砂源主要是地层砂.表1 岩石矿物成分对比表砂样矿物含量/%2089井地层岩屑4110井地层岩屑430井出砂砂样压裂砂砂样绿泥石18~2210~17//伊蒙混层17~188~18//高岭石18~2021~29//伊利石16~1819~13//石英15~1817~18394~97长石0~50~50~2/白云石0~3///微斜长石0~20~3/3~6钠长石0~30~2//方解石2~3///针铁矿//94~95/未检出/0~32~3/值得注意的是针铁矿,其化学式Fe2O3 H2O,是由存在于地下黏土中的铁离子在潮湿的环境下形成的,或者是铁具(泵等)在地下潮湿的环境下腐蚀得到.判断出砂砂样中的针铁矿主要是地层中的黏土与铁离子的形成物以及铁锈等.2.3 粒径比较法对出砂砂样进行粒径分析,发现地层砂粒径有55%以上小于0.071m m,有70%以上小于0.1mm,而压裂砂的粒径非常均匀,基本在0.4~ 0.9mm之间.两者存在明显的差异,说明不是压裂出砂.出砂砂样振动筛实验结果见表2.表2 出砂砂样粒径分布表振动筛目数孔径/mm样品质量/g所占比例/%60目0.2809.820.3780目0.180 4.37 4.62100目0.154 2.64 2.79120目0.125 2.87 3.03140目0.106 4.62 4.81160目0.090 6.22 6.57180目0.08411.0711.69200目0.071 1.03 1.09>200目<0.07152.0354.952.4 驱替实验验证取4106井的岩心用地层水做驱替实验,分别以6m L/h,9m L/h,15mL/h,20mL/h,50mL/h,10 mL/h,200m L/h,300mL/h的流量对岩心进行驱替.在驱替18h后,发现有黄色细砂粒物质.取出岩心时,岩心已破碎.这一方面说明地层水完全能够从地层中驱替出砂粒,岩石的胶结强度很低;另一方面也论证了出砂源是地层砂.另外,在驱替出的流体中有白色的结蜡体,说明油井存在结蜡现象,这会加剧出砂的危害.2.5 出砂指数法使用WJ 10B型机械式万能试验机与CM 1J 32静态应变仪,并选取了10个岩心,每个岩心横向贴4片应变计,纵向贴4片应变计,共8片应变计.每个岩心测16~18个点.测完后,先得出各方向应变计的变形量,再从变形量中找连续的6~8个相对变化不大的点,求其平均值,从而得出各应变计的变形量.之后对横向应变量和纵向应变量取平均值,应用公式E=106 FS求弹性模量.式中, F为应变力,kg; 为应变量;S为岩心横截面积,cm2;E为弹性模量,MPa.泊松比由公式 =横向纵向求取.岩心直径取25cm,经过整理得出该区块的平均弹性模量E为0.39104M Pa,平均泊松比为0.29,应用出砂指数法预测油层是否出砂[1].B=K+43G;K=E3(1-2 );G=!r(0.3048 t s)2.式中,B为出砂指数,MPa;K为体积弹性模量, MPa;G为切变弹性模量,M Pa; t s为横向声波时差, s/m;!r为岩石的密度,g/cm3.出砂指数B值越大,岩石的体积弹性模量K和切变弹性模量G之和越大,即岩石强度越大,稳定性越好,不易出砂.由油田大量现场实验证明[1],结合低渗透油田储层的地质特征,得出出砂的经验判别值为:(1)当B>2.8104MPa时,正常生产中油层不会出砂;(2)当1104<B<2.8104M Pa时,油层轻微出砂,但油层见水后,地层出砂严重,应在生产的适当时间进行防砂;(3)当B<1104M Pa时,油井生产过程中出44西安石油大学学报(自然科学版)砂量较大,应进行早期防砂.最后经计算得到B为(0.51~1.00)104 M Pa,验证了地层会出砂.2.6 临界井底流压和临界产量采油过程中的液体渗流产生的对砂粒的拖曳力会使岩层发生剪切破坏,是出砂的重要原因.利用数学模型[2]及基础数据,计算出有示功图的1548井、1545井、432井、樊2井出砂的临界产量分别为0.630m3/d,2.787m3/d,7.161m3/d,0.808m3/d,而实际产量分别为1.240m3/d,3.962m3/d,9.381 m3/d,1.071m3/d.实际产量都大于临界出砂产量,各油井必然会出砂.3 出砂原因3.1 地质因素(1)油层埋藏浅,缺少上覆地层压实作用,胶结疏松,成岩性差,且属泥质胶结,胶结强度低,是油层出砂的基本原因[3].该区块的主力生产层位为深灰色、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩与灰白色细砂岩 中砂岩,地层胶结疏松.结合低渗透油层的特点,可以判断该区块油藏的地层岩石骨架基本保持完好,主要是黏土等胶结物被携带出地层导致出砂、卡泵等.(2)地层压力降低,增加了地应力对岩石颗粒的挤压作用,扰乱了颗粒之间的胶结,也是引起出砂的重要原因[4].该区块原始地层压力为16~18MPa,经过几年的开采后,平均地层压力已经降低到9~ 10M Pa.3.2 开采因素(1)由于液体渗流对地层砂粒产生拖曳力,而该区块原油黏度偏大增加了这种拖曳力的影响.过大的工作制度,造成过大的生产压差,以及强烈的抽汲之后往往会引起出砂[5].该区块的部分油井为收购回来的私人井,因为私人开采时往往是枯竭式的大排量(泵径)、大压差开采,造成严重出砂.(2)油层胶结物以黏土为主.黏土矿物成分一般占70%左右,遇水会膨胀变疏松,降低胶结强度,进而发生颗粒位移,大大加剧地层出砂程度.该油田目前含水基本达到了50%,使得这种现象比较突出.(3)频繁作业以及作业过程之中措施不当,也是导致严重出砂的原因之一.修井作业,本来是恢复停产井,增加原油产量的有效手段,可是由于频繁作业以及作业过程之中措施不当,对地层实际上造成了二次损害,造成地层出砂[6].4 防砂治砂方案(1)控制生产参数降低出砂危害通过对井筒携砂规律进行研究,从最简单的砂粒自由沉降出发,研究砂粒表现为沉降、悬浮以及上升的临界条件,就可以优化深井泵抽汲系数,通过控制生产参数就能排出相当一部分细砂.本区块出砂中细砂、粉细砂占很大比例的情况需要及时排出井筒中细砂.选用文献[7]中介绍的井筒携砂规律模型,经过计算,只要产量到达8.38m3/d,井筒中的液体流动就能携带直径小于0.071mm的砂粒到地面,它占到总砂量的55%以上;只要产液量到达9.95m3/d,井筒中的液体流动就能携带直径小于0.1mm的砂粒到地面,它们占到总砂量的70%以上.(2)综合防砂法由于该区块的砂粒很细,考虑防住较大砂粒,而细砂粒随油水一起被携带出井筒,同时注意到出砂砂样中黏土成分含量也很高.因此,推荐采用∀治标又治本#的综合治砂方案,即使用黏土稳定剂固住地下黏土[8],滤砂管防住较粗大砂粒[9]来解决该区块的问题.对于因为结蜡使粉细砂在井筒聚集的问题,推荐使用热水+清防蜡剂的化学热洗法,以便消除粉细砂的∀胶结剂# 蜡,从而打破粉细砂以及黏土的胶结.5 结 论(1)通过成分对比、粒径分析、驱替实验、力学试验、理论验证等手段确定延长油矿某区块出砂的砂源是地层砂.(2)樊学区块油层埋藏浅,缺少上覆地层压实作用,胶结疏松,成岩性差,又是泥质胶结,胶结强度低,是油层出砂的基本原因.地层结构受到破坏,岩层强度降低,岩层原始应力状态被复杂化,是加剧低层出砂的另一个原因.而部分井的产量过低不能将砂及时携带出井筒,则是引起砂粒沉积在井筒的主要原因.(3)井筒结蜡加剧了砂粒的聚合,增加了砂堵、卡泵事故的频繁发生.(下转第49页)45肖伟等:低渗油田出砂机理分析渗透率比模拟地层水时提高.这种渗透率提高是相对于模拟地层水伤害渗透率的提高,并不是因为孔隙喉道真正扩大后的渗透率提高.可见钾基聚磺钻井液可以控制储层岩石孔隙喉道中的黏土矿物水敏和盐敏,使储层岩心中的孔隙喉道基本保持原状和大小,减轻水锁伤害程度.5 结 论对英南2井的气藏伤害问题,通过钾基聚磺钻井液对储层岩心的静态伤害及恢复渗透率室内试验研究,可以认为引起储层的最终伤害原因(或性质)为水锁伤害.因此必须采取以下措施才能够更好地实现保护储层的目的:(1)尽量降低入井流体的滤失量;(2)改变储层岩石的润湿性特征或改变入井流体的表面张力,以减小毛细管中液相流动的启动压差;(3)尽量防止储层中孔隙喉道变形和变小,以降低水锁伤害程度,为此首先要控制储层水敏、盐敏、酸敏和碱敏,必须采用钾基盐水聚磺钻井液;(4)添加剂中固相颗粒应为酸溶、油溶和碱溶性物质,选择适当的与孔隙喉道匹配的架桥粒子、暂堵粒子和变形粒子.在保证钻井液切力的同时,尽量降低钻井液的密度.(5)尽快进行生产应用以检验和完善室内试验成果.参考文献:[1] 杨晓宁,王国林,张丽娟,等.塔里木盆地英南2井侏罗系气藏性质[J].新疆石油地质,2003,24(3):218 220.[2] 李四川,邹盛礼,伦增珉,等.英南2井储层伤害原因及保护储层分析[J].钻采工艺,2003,26(2):65 66. 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