(2)油气藏出砂研究现状及其发展趋势

收稿日期:2004-03-11;改回日期:2005-04-19

作者简介:汪周华(1979-),男,西南石油学院国家重点实验室在读博士研究生,攻读方向为气田开发。

文章编号:1006-6535(2005)04-0005-06

油气藏出砂研究现状及其发展趋势

汪周华1,郭 平1,孙 雷1,孙凌云2,马力宁2

(1 西南石油学院,四川 成都 610500;2 中油青海油田分公司,甘肃 敦煌 736200)

摘要:综述了目前国内外在油气藏出砂地质特征、出砂机理以及防砂方面取得的成果,重点是

对气藏出砂的研究;指出了目前在油气藏出砂方面所存在的问题;并提出了今后油气藏出砂研

究的方向,对现场生产和相关研究人员有实际借鉴意义。关键词:油气藏;地质特征;出砂;防砂

中图分类号:TE358 文献标识码:A

1 油气藏出砂地质特征

目前全世界许多油气田存在严重的油气井出

砂问题,这是油气开采过程中需重点解决的问题。

油气田产层出砂除与后天的钻井方式、开采方式、

增产措施及管理方式有关外,另一个主要原因是存

在具有一定出砂潜能的地层。

我国出砂油气田的地质特征主要有:油气层埋

藏浅,压实程度差,胶结疏松;胶结物含量高、泥质成

分所占比重大;非均质性严重;对于气藏而言还存在

一定程度的水窜。

柴达木盆地东部气田[1,2]为第四系气田,气藏埋藏较浅,井深一般在1200m 以内。成岩性差,胶结疏松,胶结物以泥岩为主。储层一般以泥质粉砂岩和细粉砂岩为主。粒径在0 04~0 07m m 之间,最大粒径为0 12mm,小于0 01mm 占14%。气藏投产以后一直受到出砂问题的困扰。雅克拉凝析气田位于新疆塔里木盆地北部,是一高压气田[3]。该气田气井井深5300m 左右,地层原始压力平均为58MPa,储层岩性为砂岩,胶结类型为孔隙式胶结,岩石粒度分布广,包括细、中、粗3种级别,粒径为0 125~0 7mm 。储层物性较好,但非均质性严重,如M1井进行系统测试时有出砂现象,试采过程中,M1井、M2井气流带出的固体颗粒刺坏油嘴,且油管内壁有冲蚀道纹。土库曼斯坦最大的油田库图尔哲别油田[4]油藏埋深为1400~2600m,岩性为砂岩、粉砂岩,渗透率为40

10-3~400 10-3 m 2,地面原油粘度为1 0~1 8mPa s,密度为0 86~0 87g/c m 3,含蜡为8%~12%,泥质胶结。由于地层胶结疏松导致主力油层许多油井停产。2 油气藏出砂危害2 1 产层出砂增加渗流阻力,造成减产、停产由于产层出砂,当气量小到不足以将其带出地面时,将部分或全部堵塞产气层段,使产气量减小,甚至停产。如四川纳溪气田10号井,裸眼完井,产层砂堵46 34m,有效井段84 67m(含夹层),气井

出砂后产气量由5658m 3/d 降到1116m 3/d,日产

水量由20 8m 3降到5 4m 3,生产异常,濒临停产。

2 2 井底沉砂破坏机抽设备

对机抽排水采气井,井底压力较低抽汲速度慢,

大量泥砂便会沉积井底堵塞井筒,卡死固定凡尔和

游动凡尔;有砂的地层水会增大柱塞与泵筒间的摩

擦力,损坏柱塞皮碗,降低泵效,缩短检泵周期,增加

生产成本。四川宋家场气田8号井阳三产层,岩性

为碳酸岩盐,裸眼完井,从1990年10月上机抽,至

1992年12月共2a 多时间,前后因砂卡凡尔、堵塞泵

筒共进行4次检泵,作业时间累计104d,但检泵后

正常生产时间仅45 15d,效果很不理想。

2 3 随气体采出砂粒将加快地面设备损坏

随气体采出地面的砂粒和高速流动的气体一第12卷第4期2005年8月 特种油气藏Special Oil and Gas Reservoirs Vol 12No 4Aug 2005

起,迅速冲刷地面流程中的设备、管件,使地面设备损坏加快,安全系数降低;同时使节流阀及其它阀件关闭、密封不严,给生产调节、地层测试、计量测试等带来危害。如四川中梁山气田保2井,稳定试井时大排量生产,导致地层出砂,使二、三级节流阀的阀心出现不同程度的磨蚀,导致关闭不严、调节失控。

3 油气藏出砂机理

3 1 地层出砂机理[2,5~10]

因气藏与油藏无论是所含流体的性质还是驱动方式和储层的岩性都存在着较大的差异,特别是流速、拖曳力、过流面积等。因此,气层出砂与油层出砂在机理上既有一些相似性,也有着较大的不同。国外的小乔治苏曼以及我国的蒋官澄、鄢捷年、王富华、唐洪明、孟英峰等对疏松砂岩油藏或气藏的出砂机理作了相关研究,笔者对其主要的机理进行了总结。

3 1 1 !渗流砂∀的流动

疏松砂岩气藏在开发过程中,因地层本身胶结弱,储层中存在大量细小、弱胶结的微粒,这部分微粒的最大特点是易于启动,即使产量很低的情况下也能够在储层中产生运移,这种原始地层微粒称为!渗流砂∀。唐洪明等通过实验研究了∀流砂∀的启动压差与流砂微粒粒径、含量间的关系。实验发现颗粒启动压差比较低,即使在0 1MPa的启动压差条件下,这种!流砂∀也会渗流,也就是说这部分微粒的运移是不可避免的。!渗流砂∀粒径分布范围比较广,微粒集中分布在10~35 m。结合气藏储层的地质特征,估计实际气层中!渗流砂∀的含量为3%~4%,甚至更低。不同岩石类型中!渗流砂∀颗粒的含量不同。对于!渗流砂∀而言,建议在气藏开发过程中让其排出,且尽量逐渐排出,防止渗流砂过多和过快,造成架桥堵塞孔喉,降低产层渗透率。同时通过改善完井方法和射孔方法,改变流场,减少渗流砂集中。

3 1 2 弱胶结附着的颗粒

这部分颗粒绝大部分属于填隙物,包括杂基和胶结物,产状呈分散状和粒间充填;其次是弱胶结的骨架颗粒。如涩北气田储层岩性主要为泥质粉砂岩,骨架颗粒粒径与填隙物粒径呈连续分布,这给气层的防砂和控砂增加了一定的难度,即填隙物颗粒出砂必然削弱骨架颗粒的稳定性,从而形成!蚯蚓∀洞。此类颗粒对储层伤害的机理为速敏,通过控制气层的产量,可以防止其对储层的伤害和出砂。但如果遇上与地层不配伍的工作液、碱液或酸液等,势必破坏填隙物的微结构,以及它们与骨架颗粒间的附着力,变为易于运移的砂粒。所以也称为填隙物破坏型出砂。预防弱固结颗粒出砂的办法是,通过对完井、射孔方法的改进,改变流场。控制产层的产量,也是一个有效的办法。可以采用的措施为:#利用屏蔽暂堵技术,在钻井过程中形成快、牢、致密、浅的薄污染层,阻止外来工作液进入储层,或使滤液作用范围尽可能减小;∃增强工作液配伍性,减少滤液对侵入带胶结物的破坏,不增加外来沉淀堵塞孔喉。

3 1 3 骨架破坏型出砂

这部分颗粒受制于钻井、完井、射孔等工艺措施的合理性和参数的选择。主要原因是施工过程中外来压力所引起的应力、应变,造成地层变形、滑动,使岩石成为(或部分成为)散砂,引起地层严重出砂,甚至井壁不稳定。影响因素包括以下几个方面:#二次应力场分布;∃起下钻波动压力;%高压水射流冲击;&机械扰动;∋钻井过程中的出砂;(射孔过程中的出砂。

3 1

4 砂穴崩落型出砂

对于裸眼井,地层出砂后形成洞穴,其顶部由于失去支撑,且不能形成稳定砂拱,块状脱落造成流砂。对于套管井,地层首先沿射孔孔眼出砂后,形成蚯蚓洞,然后形成小的崩落型洞穴。预防这种类型出砂的办法是减轻弱胶结和骨架颗粒的出砂量,避免它们引起质的变化,形成崩落型出砂。

3 2 气井井筒携砂规律[11,12]

油井携砂和气井携砂的规律既有相似之处也有不同:油井出砂主要是粘滞拖曳力,气井出砂主要是气体与砂粒碰撞发生动量交换,携带砂粒运移出砂。气井生产系统的防砂有3个主要途径:一是地层防砂,二是井筒防砂,三是采取一定的措施确保进入井筒的砂粒能够被气流携带出井筒。砂粒在井筒中的运动状态可分为沉降与上升,两者的运动方向不同,但从动力学角度分析,其实质均为固

6 特种油气藏 第12卷