尼日利亚深水A油田防砂实践

武广瑷　曹砚锋　史东坡（.中海油研究总院，北京　0008；.辽河油田勘探开发研究院，辽宁盘锦　400）

尼日利亚深水A油田防砂实践

武广瑷1曹砚锋1史东坡2
（1.中海油研究总院，北京100028；2.辽河油田勘探开发研究院，辽宁盘锦124010）

尼日利亚A油田平均作业水深1 500~1 700 m。油田分6套层系开发，生产井共采用了压裂充填、膨胀筛管、优质筛管3种防砂方式。通过分析油田储层物性及开发井实际生产数据，从防砂效果、表皮因数及单井产能3个方面对3种防砂方式的效果进行了评价。研究结果表明，在合理生产制度下，3种防砂方式均能有效防砂；从降低表皮因数、提高油井产能方面分析，优质筛管防砂在该地区更具优势；压裂充填方式可承受更大的生产压差。

深水油田；防砂；压裂充填；膨胀筛管；优质筛管；表皮因数；产能

A油田是尼日利亚O区块内开发的第1个油田，距海岸线约135 km，平均作业水深1 500~1 700 m，作业者为道达尔公司。油田共分为AU、AL、B、D、E/ F和G等6套开发层系，采用早期注水注气保持地层压力的开发方式进行油田开发，开采方式为自喷生产［1］。该油田的开发生产系统由生产管汇、注水管汇和注气管汇组成，通过浮式隔水管回接到FPSO上进行生产处理；生产排出的地层水一部分通过注水井回注地层（为地层补充能量），其余经处理后排入大海；伴生气体部分回注地层，部分经过水下输气管线外输进行LNG加工处理。

A油田开发过程中采用了多种防砂方式，本文旨在通过分析生产井实际生产数据，评估对比各防砂方式的防砂效果及对产能的影响，为油田下一步的开发提供参考。

1　防砂设计与实施

1.1储层物性

A油田储层为三角洲沉积相，目的层普遍为砂泥岩互层，属石英长石砂岩，以细-粗砂岩为主。储集空间以粒间孔为主，孔隙度主要分布范围18%~30%，平均22.6%；渗透率主要分布范围200~4 000 mD，平均1 100 mD，具有中孔、中高渗的储集物性特征。原油黏度低，属轻质挥发油。

A、B油组沉积模式为深水浊积水道砂体侧向迁移叠置。根据岩相分析结果，A油组干净砂岩层占比23%，B油组为27%，地层胶结比较疏松，砂粒分布的均匀度较差。

DH油组沉积模式为多期朵叶复合砂体。根据岩相分析结果，D油组干净砂岩层占比68%，EF油组为49%，G油组为58%，地层胶结和砂粒分布的均匀度较好。

1.2出砂预测

利用出砂预测模型对测井资料进行分析，可以初步预测开发井生产过程中出砂的可能性［2-5］。分别采用声波时差法、B指数法和S指数法对测井资料进行分析，可以看出，A、B、D、EF层的出砂可能性大，G层的出砂可能性为中等，油田开采初期均需要防砂（tu 1）。

图1　经验法出砂预测

根据测井资料及室内岩石强度试验数据，基于UCS/2法则计算［6］，各层位开采初期的临界出砂生产压差在5~10 MPa（图2）。随着开采过程中水的产出及储层压力衰竭，会增大出砂的趋势，出砂临界生产压差会进一步降低。深水油田一旦大量出砂，会造成极大的危害，所以A油田必须采取防砂措施。

图2　A油田各层位临界出砂生产压差

1.3防砂方式

综合考虑各种防砂方式优缺点，并结合A油田各储层物性特征及油藏开发方案，生产井主要采用以下3类防砂方式，各种方式的简介如表1所示。

根据第1批井的测试结果及投产后的实际表现，7口采用压裂充填防砂的井的表皮因数高，产液指数低，非作业时间长，从工程和生产2个方面都不成功。经过分析，认为导致这一现象的原因是由于A油田生产井各层渗透率差异大，不适合采用压裂充填防砂工艺。考虑到膨胀筛管可在井筒中进行顺应式膨胀，实现与裸眼井壁紧密贴合，可防止产出砂在筛管-井壁环空中的重新排列，有利于生产井获得高的产液指数，以及该防砂方式在其他区块的成功应用经验，作业者决定后续采用压裂充填设计的生产井均改为膨胀筛管防砂。优质筛管防砂方式在大斜度井和水平井上均取得了成功，决定后续水平井均采用此方式。

表1　采用的3类防砂方式简介

最终，A油田生产井防砂方式总结为：8口定向井采用压裂充填，4口定向井采用膨胀筛管，1口定向井采用优质筛管简易防砂，所有水平生产井均采用优质筛管简易防砂。

2　效果评价

2.1防砂效果

A油田为深水油田，采用的防砂理念是：不允许有地层砂产出。从实际生产情况来看，所有生产井均未发生持续性的出砂，采用的压裂充填、优质筛管及膨胀筛管3种防砂方式均能有效阻止地层砂的产出。

2.2表皮因数

近井地带的表皮因数是评价油气井产能和完井效率的重要参数［7］。一口不完善定向油井的稳定流产量公式表示为

其中

式中，St为总表皮因数；Stu为非达西流拟表皮因数；∑Si为由各种因素产生的拟表皮因数，包括储层部分打开拟表皮因数、射孔完井拟表皮因数、井斜拟表皮因数、流度变化拟表皮因数、泄油面积形状拟表皮因数等。

A油田多数生产井在生产过程中都进行了多次生产测井作业，并得到了总表皮因数。对单井来讲，测试过程中可以认为∑Si为一定值，而Stu则与测试条件相关。Stu与产量呈线性相关［8-9］，流量越大，Stu越大，总表皮因数St也越大。为了消除测试过程中流量对总表皮的影响，需要对测得的数据进行处理，校正后得到真实的表皮因数。以A689-P1井为例（图3），可以看出，流量与总表皮因数具有较好的线性相关性，建立线性关系式后，求得流量为0时对应的表皮因数即是校正后的真实表皮因数。

图3　A689-P1井流量与表皮因数的相关性公式拟合

对所有生产井采用以上方法进行处理，得到各生产井的校正表皮因数（如图 4所示）。压裂充填井表皮因数范围–3.3~19.3，平均10.7；优质筛管简易防砂井表皮因数范围–4.8~10.2，平均0；膨胀筛管井表皮因数范围–1.6~26.1，平均0.6。由于采用膨胀筛管进行防砂的生产井的井下压力计出现故障，故只有1口井有压力测量结果以计算表皮因数，其他井表皮因数未知。

压裂充填防砂方式下表皮因数最大，推测是由于储层间非均质性较强，压裂充填过程中未能有效压开低渗储层，而压裂液对高渗储层又造成了二次污染，形成的裂缝未能弥补这一污染。膨胀筛管与优质筛管防砂方式下表皮因数相当，符合预期。

图4　生产井校正表皮因数

2.3单井产能

推荐采用标准化产液指数作为评估防砂方式对单井产能影响的依据。标准化产液指数表示为

式中，J为产液指数；k为地层渗透率；H为地层厚度。

在标准化产液指数基础上引入流体黏度μ，得到校正标准化产液指数J'，作为评估防砂方式效果的依据

据此，得到投产后一年内定向生产井的平均校正标准化产液指数，如图5所示。

图5　定向生产井校正标准化产液指数（投产后一年内平均数据）

对于图 5中定向生产井，A123-P4、A68-P1等前8口井为压裂充填防砂井，A568-P1、B-P2、A568-P2等3口井为膨胀筛管防砂井，A9-P2为优质筛管防砂井。

对比3种防砂方式下生产井的平均校正标准化产液指数，可以看出，优质筛管防砂是压裂充填的2.3倍，是膨胀筛管的2.4倍。优质筛管防砂方式更有利于释放生产井产能。

对比产量和生产压差可以看出，3种防砂方式中，压裂充填方式可承受更大的压差，在提产方面更有优势。

3　结论

（1）压裂充填、优质筛管、膨胀筛管3种防砂方式均能有效阻止地层砂的产出，可实现油田的长期稳定生产。

（2）对于生产井和注入井，3种防砂方式下对应的表皮因数排序为：优质筛管＜膨胀筛管＜压裂充填。压裂充填的表皮最高，但可耐受更大的生产压差，有利于提产。

（3）优质筛管对应的单井产液指数最高，最有利于产能的释放。同时，该防砂方式对应的完井工期及费用最低，可大幅降低建井成本。从生产表现来看，定向生产井和水平生产井采油优质筛管防砂方式均可长期稳产。

［1］杨秀夫，蒋海军.尼日利亚A油田深水钻完井实践与思考［J］. 中国海上油气，2008，20（3）：206-210，214.

［2］SAUCIER R J. Considerations in gravel pack design［R］. SPE 4043, 1974.

［3］TIFFIN C L, KING G E, LARESE R E, et al. New criteria for gravel and screen selection for sand control［R］. SPE 39437, 1998.

［4］GEORGE G, CALVIN K D, CHRISTOPHE M. Screen selection for sand control based on laboratory tests［R］. SPE 64398, 2000.

［5］ALISTAIR R, DAVID T, ALLAN T, et al. Water injection completion philosophy in a deep water subsea environment requiring sand control: A case study of 29 injection wells in west of Shetland［R］. SPE 89745, 2004.

［6］郑勋，邓金根.深水A油田防砂方案设计［J］. 断块油气田，2011，18（6）： 809-812.

［7］陈元千，阎为格.表皮因数的分解方法［J］. 断块油气田，2003，10（6）：32-35，91.

［8］陈元千.油气藏工程计算方法（续篇）［M］. 北京： 石油工业出版社，1999：102-106.

（修改稿收到日期2014-12-31）

〔编辑宋宇〕

Sand prevention practice of Deepwater Oilfield A in Nigeria

WU Guang’ai1, CAO Yanfeng1, SHI Dongpo2
（1. Research Institute of CNOOC, Beijing 100028, China; 2. Research Institute of Petroleum exploration and developement Liache Oilfield Panjin 124010, China）

The average operating depth of Oilfield A in Nigeria is 1 500 to 1 700 m. The oilfield is developed by six series of strata. The production wells adopt three sand prevention measures of frac-pack, expandable screen pipe, and high-quality screen pipe. By analyzing the properties of oil reservoir and the actual production data of development wells, the effects of the three sand prevention methods are evaluated from three aspects of sand controlling result, skin factors, and single well productivity. The research results show that all of the three methods can effectively prevent sand under a reasonable production system; to analyze from reducing skin factors and increasing well productivity, high-quality screen pipe is more advantageous in the region; frac-pack can withstand greater differential pressure of production.

deepwater oilfield; sand control; frac-packing; expandable screen pipe; high-quality screen pipe; skin factor; productivity

TE22

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0121 – 04

10.13639/j.odpt.2015.01.031

“十二五”国家科技重大专项“西非、亚太及南美典型油气田开发关键技术研究”（编号：2011ZX05030-005）。

武广瑷，1984年生。2009年毕业于中国石油大学（华东）油气井工程专业，现在中海油研究总院从事钻完井方面的工作。电话：010-84526474。 E-mail：wuga@cnooc.com.cn。

引用格式：武广瑷，曹砚锋，史东坡. 尼日利亚深水A油田防砂实践［J］.石油钻采工艺，2015，37（1）：121-123，128.