基于正交实验的海上疏松砂岩油藏防砂参数优选方法*

孙东征 刘凯铭 孙 金 闫 伟 曹砚锋 闫新江 汪 伟

(1. 中国海洋石油有限公司 北京 100010； 2. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249；3.中国科学院深海科学与工程研究所 海南三亚 572000； 4. 中海油研究总院 北京 100028)

基于正交实验的海上疏松砂岩油藏防砂参数优选方法*

孙东征1刘凯铭2孙 金3闫 伟2曹砚锋4闫新江4汪 伟2

(1. 中国海洋石油有限公司 北京 100010； 2. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249；3.中国科学院深海科学与工程研究所 海南三亚 572000； 4. 中海油研究总院 北京 100028)

孙东征，刘凯铭，孙金，等.基于正交实验的海上疏松砂岩油藏防砂参数优选方法[J].中国海上油气，2017,29(2)：98-102.

SUN Dongzheng，LIU Kaiming，SUN Jin,et al.Optimization of sand control parameters for offshore unconsolidated sandstone reservoirs based on the orthogonal experiments[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(2):98-102.

针对海上疏松砂岩油藏防砂完井设计中防砂参数多导致的实验工作量大和费用高等问题，以渤海南堡35-2油田某防砂井为例进行了正交实验法防砂参数优选，开展了基于正交实验的防砂参数化设计，结果表明该油田影响产能的防砂参数主次顺序为生产压差、原油黏度、挡砂精度和砾石层厚度，而影响出砂量的主次顺序为挡砂精度、生产压差、砾石层厚度和原油黏度；最优防砂方式为优质筛管+砾石充填，以产能最大为优选标准时的防砂参数最优组合为生产压差3 MPa+挡砂精度150 μm(10/30目)+原油黏度50 mPa·s+砾石层厚度52 mm，以出砂量最小为优选标准时的防砂参数最优组合为生产压差1 MPa+挡砂精度120 μm(20/40目)+原油黏度50 mPa·s+砾石层厚度52 mm。本文提出的基于正交实验的防砂参数优选方法在南堡35-2油田4口热采实验井防砂作业中取得了成功应用，具有较好的推广应用价值。

正交实验；防砂参数优选；优质筛管；砾石充填；南堡35-2油田

疏松砂岩油藏在我国分布范围广、储量大，该类油藏具有孔渗好、胶结差、强度低等特点，在开发过程中存在着不同程度的出砂问题[1-3](如渤海南堡、蓬莱、渤中等油田)，这已经成为制约该类油田开发的突出问题。实践证明，机械式防砂完井是解决储层出砂的一条行之有效的途径，如何对防砂参数进行合理设计对于防砂成败至关重要。

目前国内外常用的防砂参数设计方法主要包括经验法、理论设计法和室内实验法[4-9]，而单独利用其中的某一方法设计防砂方案都有一定的局限，如经验法缺乏理论和实验的依据、理论分析法中不同方法的优选结果可能会有不同，而室内实验法则由于需要考虑的防砂参数很多导致实验工作量大、费用高、时间长。鉴于防砂参数设计中存在的以上问题，笔者提出了基于正交实验法的防砂参数优选方法，并在渤海南堡35-2油田防砂作业中取得成功应用，具有较好的推广应用价值。

1 南堡35-2油田储层粒度分析与防砂参数初选

南堡35-2油田位于渤海中部海域，主力储层为明化镇组及馆陶组顶部油层，为典型的稠油油田，储层胶结强度低，热采中极易出砂。本文以该油田某防砂井为例，利用正交实验法进行防砂参数的优化设计。

1.1 储层粒度分析

图1为南堡35-2油田目标储层实测的储层粒度分布图。由图1可以看出，该油田目标储层的粒度中值D50的分布范围在100～180 μm之间，D40的分布范围在140～240 μm之间，D90的分布范围在21～32 μm之间，储层非均质系数(UC=D40/D90)的分布范围为4.6～8.5，细颗粒含量(<44 μm)为18.1%。黏土矿物分析结果表明，目标储层黏土矿物主要由蒙脱石、伊蒙混层和伊利石组成，蒙脱石和伊蒙混层占黏土矿物总量的40%。

图1 南堡35-2油田储层粒度分布曲线Fig .1 Grain size distribution curves of NB35-2 oilfield reservoir

1.2 防砂参数初选

根据南堡35-2油田目标储层粒度分布，利用Tiffin方法[10]、Johnson方法[11]和中国石油大学(北京)图版选择防砂方式，其中Tiffin方法和中国石油大学(北京)方法均推荐优质筛管+砾石充填防砂，而Johnson方法建议既可以采用独立筛管，也可以采用优质筛管+砾石充填防砂。鉴于该油田目标储层细颗粒含量(18.1%)以及蒙脱石、伊蒙混层含量高，推荐选用优质筛管+砾石充填防砂方式。

对于优质筛管+砾石充填防砂，可根据Saucier方法[12]设计相应的防砂参数，砾石尺寸根据5～6倍的储层粒度中值D50进行设计，选择对应规格的工业砾石后再根据砾石孔喉直径大小确定优质筛管的挡砂精度，设计结果见表1。由表1可以看出，Saucier法推荐的工业砾石共有20/40目、16/30目和10/30目等3种规格，对应的优质筛管挡砂精度也有120、150和200 μm等3种规格，需要根据正交实验结果进行优选。

表1 Saucier方法设计砾石尺寸Table 1 Determination of gravel size by Saucier method

2 用于防砂参数设计的正交实验法

2.1 防砂模拟实验装置

防砂模拟实验装置如图2所示，主要由储油罐、泵、电动机、伺服控制系统、井下防砂模拟装置(高压釜、筛管)及数据采集系统(压力传感器、数据采集仪、流量计等)构成。实验过程中实验油以设定的压力或流量(通过伺服系统控制)从4个方向进入高压釜，然后携带地层砂粒通过地层砂、砾石层和筛管进入筛管内部，其中一部分细颗粒砂通过筛管被流体携带出来，大部分砂粒留在筛管外表面形成滤饼和砂桥，达到防砂效果。该实验模拟装置可模拟实际尺寸的筛管，实验过程中可对出砂量、产量、压力、产出砂粒径等参数进行监测和测量，从而分析不同防砂参数下产能和出砂量的变化规律。

图2 全尺寸防砂模拟实验装置Fig .2 Large-scale sand control simulation device

2.2 正交实验法分析流程

影响防砂效果的参数很多，如挡砂精度、砾石尺寸、砾石层厚度、原油黏度、储层粒度等，这些因素都会在不同程度上影响防砂井的产能和出砂量，但如果对各个防砂参数进行全面实验，实验量将很大，而且费用高、时间长。笔者结合经验法、理论分析法和室内实验法等3种方法，基于正交实验法[13]基本原理，建立了基于正交实验的防砂参数设计方法，其流程为

1) 分析目标储层的粒度分布特征及细颗粒含量和黏土矿物中的蒙脱石含量；

2) 参考本区块其他类似储层的防砂方式，并结合理论分析法(Tiffin法、Johnson法、中国石油大学(北京)设计法等)初选防砂方式；

3) 根据选择的防砂方式(独立筛管或砾石充填)选择防砂参数范围，如对于独立筛管防砂，可以利用Con-slot法、Wilson法(绕丝或割缝筛管)或Coberly(编织网类优质筛管)法选择筛管的挡砂精度；而对于砾石充填防砂，需要利用Saucier等方法初选相应的砾石尺寸和筛管的挡砂精度；

4) 确定影响防砂效果的影响因素及其水平范围(由第3步得到)，设计正交实验；

5) 确定防砂参数优选标准，包括在满足防砂要求的前提下油气通过筛管的产能最大标准和通过筛管的出砂量最小标准；

6) 利用正交实验分析法优选防砂参数的最优组合，分析各因素影响程度的大小，对优选出的最优组合进行验证实验。

2.3 正交实验法优选防砂参数

影响防砂井产能和防砂效果的因素很多，如挡砂精度、砾石尺寸、砾石层厚度、生产压差等，而利用Saucier法只能初选砾石尺寸和优质筛管的挡砂精度，无法确定其他参数，需要根据室内实验结果优选防砂参数。

选择生产压差、挡砂精度、原油黏度和砾石层厚度等4个防砂参数，每个防砂参数包括3个水平，查正交实验表L9(34)可知需要做9组实验，实验条件见表2。

表2 正交实验条件Table 2 Orthogonal experiments conditions

根据南堡35-2油田实际储层粒度分布特征，采用不同标准粒径的石英砂配制出模拟地层砂，模拟地层砂的粒度中值为140 μm，非均质系数为6.3；筛管分别选择120、150和200 μm的CMS优质筛管，选择卡博陶粒作为砾石，实验油分别选择60#、100#和220#机械油模拟不同黏度的原油。图3为流量稳定后9组实验的流量及出砂量对比。

图3 9组正交实验的流量和出砂量对比Fig .3 Comparison of flow rate and sand production rate of 9 orthogonal experiments

由图3可以看出，当4个防砂参数不同时，通过筛管的流量和出砂量也不同，其中实验8的流量最大(为5.67 mL/min)，实验5的流量最小(为1.07 mL/min)；实验6和9的出砂量大于0.5‰，大于海上防砂井适度出砂的出砂量为0.5‰的要求，这两组实验的挡砂精度都是200 μm(10/30目)，无法满足防砂要求。

2.4 正交实验结果分析

分别以产能最大和出砂量最小为标准，确定最优防砂参数组合。

1) 计算各参数同一水平的平均值。以驱替压差为例，设K1表示取第1个水平(1 MPa)时的流量平均值，而驱替压差为1MPa时的实验反映在实验1、2和3中，根据图3中的流量结果可以计算出K1，即

K1=(1.18+1.58+1.41)/3=1.39L/min

同理计算出驱替压差分别取2 MPa和3 MPa时的K2和K3。通过K1、K2和K3评价驱替压差对产能和出砂量的影响，从而选出该参数的最优水平。驱替压差、挡砂精度、原油黏度和砾石层厚度等4个参数分别取不同水平时的流量和出砂量均值结果见表3、4。

表3 防砂参数取不同水平时的流量均值Table 3 Average of flow rate under different sand control parameters L/min

表4 防砂参数取不同水平时的出砂量均值Table 4 Average of sand production rate under different sand control parameters ‰

由表3和4可知，流量随着驱替压差、挡砂精度和砾石层厚度的增加而增加，随原油黏度的增加而降低，驱替压差、挡砂精度、原油黏度和砾石层厚度等4个防砂参数的最优水平分别为3 MPa、200 μm(10/30目)、50 mPa·s和52 mm；而出砂量随着驱替压差、挡砂精度和原油黏度的增加而增加，随砾石层厚度的增加而降低，4个防砂参数的最优水平分别为1 MPa、120 μm(20/40目)、50 mPa·s和52 mm。

2) 分析主次要参数。表5为分别以产能和出砂量作为优选标准时不同防砂参数对应的级差大小。由表5可知，每个防砂参数对应的级差大小不同，表明防砂参数对产能和出砂量的影响程度是不同的。以产能为评价指标时，防砂参数对产能的影响程度的主次顺序为驱替压差>原油黏度>挡砂精度>砾石层厚度，砾石层厚度重要性最弱，说明防砂参数设计时可适当放宽对砾石层厚度的要求；以出砂量为评价指标时，防砂参数对出砂量的影响程度的主次顺序为挡砂精度>驱替压差>砾石层厚度>原油黏度，说明防砂参数设计时可适当放宽对原油黏度(注蒸汽温度和焖井时间)的要求。

表5 不同防砂参数对应的级差Table 5 Range of different sand control parameters

3) 选择最优组合，进行验证实验。①以产能最大作为优选标准时，除了要考虑产能的影响，还要保证出砂量满足防砂要求，这里以0.5‰作为适度出砂的出砂上限。根据产能最大最优原则，取流量最大时各参数对应的水平值，则初选的防砂参数最优组合为驱替压差3 MPa+挡砂精度200 μm(10/30目)+原油黏度50 mPa·s+砾石层厚度52 mm。参考出砂量结果分析可知，当挡砂精度为200μm(10/30目)时，平均出砂量为0.52‰，大于适度出砂的出砂量上限，因此需要将挡砂精度降低一个级别，即挡砂精度取为150μm(10/30目)，最后得到的最优防砂参数组合为驱替压差3 MPa+挡砂精度150 μm(10/30目)+原油黏度50 mPa·s+砾石层厚度52 mm。② 以出砂量最小作为优选标准时，取出砂量最小时各参数对应的水平值，则由前述计算结果得到的最优防砂参数组合为驱替压差1 MPa+挡砂精度120 μm(20/40目)+原油黏度50 mPa·s+砾石层厚度52 mm。

利用优选出的最优防砂组合进行实验，验证优选结果的正确性。以产能最大作为优选标准时所优选出的防砂参数组合恰好为实验8的实验参数，实验得到的流量为5.67 L/min，大于其他参数组合的流量，且防砂量(为0.31‰)也小于0.5‰，说明优选结果是合理的。而以出砂量最小作为优选标准时所优选出的防砂参数组合不在9组正交实验组合内，需要进行额外实验，实验得到的出砂量为0.07‰，小于其他参数组合的出砂量，说明优选结果也是合理的。

3 现场应用

根据南堡35-2油田储层特征和出砂情况，在大量室内型防砂模拟实验及正交实验分析结果上，提出了分别以产能最大与出砂量最小为优选标准的防砂参数。结合现场实践及明化镇组及馆陶组顶部油层性质，依照以产能最大为标准的防砂参数对现场4口热采实验井进行了防砂作业。现场应用数据表明：原油井出砂现象明显改善，每日沉砂量减少30%左右；修井与检泵频率减少，不仅节约了修井作业费，也增加了单井累计生产时间；采出液内出砂量减小，分离器不用每天进行冲砂作业；4口井单日产量均仅降低5.5%左右。这表明，本文提出的基于正交实验的防砂参数优选方法在南堡35-2油田现场应用中取得成功，具有较好的推广应用价值。

4 结论

1) 以渤海南堡35-2油田某防砂井为例，进行了正交实验法防砂参数优选，结果表明，对于砾石充填防砂，对产能影响最大的是生产压差，最小的是砾石层厚度，对出砂量影响最大的是挡砂精度，最小的是原油黏度。

2) 针对南堡35-2油田储层特点，建议采用砾石充填+优质筛管防砂方式，防砂参数组合为生产压差3 MPa+挡砂精度150 μm(10/30目)+原油黏度50 mPa·s+砾石层厚度52 mm时产能最大，防砂参数组合为生产压差1 MPa+挡砂精度120 μm(20/40目)+原油黏度50 mPa·s+砾石层厚度52 mm时出砂量最小。

3) 本文方法在南堡35-2油田4口热采实验井防砂作业中取得了成功应用，具有较好的推广应用价值。

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(编辑：孙丰成)

Optimization of sand control parameters for offshore unconsolidated sandstone reservoirs based on the orthogonal experiments

SUN Dongzheng1LIU Kaiming2SUN Jin3YAN Wei2CAO Yanfeng4YAN Xinjiang4WANG Wei2

(1.CNOOCLimited,Beijing100010,China; 2.StateKeyLaboratoryofPetroleumResource&Prospecting,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 3.InstituteofDeepSeaScienceandEngineering,ChineseAcademyofSciences,SanyaHainan572000,China； 4.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

In order to solve the problem of heavy experimental tasks and hence the high cost due to the large number of parameters involved in the design of sand control completion for offshore unconsolidated sandstone reservoirs, optimization of parameters and sand control design was conducted based on orthogonal experiments. This methodology was applied in NB 35-2 oilfield in Bohai sea. The results indicated that the factors influencing productivity are drawdown pressure, oil viscosity, sand retention precision and gravel layer thickness; and the factors influencing sand production rate are sand retention precision, drawdown pressure, gravel layer thickness and oil viscosity. The optimal sand control completion is the combination of premium screen and gravel packing. If the maximum productivity is taken as the criteria, the optimum sand control parameters are 3 MPa of drawdown pressure+150 μm (10/30 mesh) of sand retention precision+50 mPa·s of crude oil viscosity+52 mm of gravel layer thickness; but if the minimum sand production rate is taken as the criteria, the optimum sand control parameters are 1 MPa of drawdown pressure+120 μm (20/40 mesh) of sand retention precision+50 mPa·s of crude oil viscosity+52 mm of gravel layer thickness. The optimization method presented here based on orthogonal experiments has been successfully applied in the sand control design of four thermal recovery wells in NB 35-2 oilfield. The results show that this method is worthy to be popularized.

orthogonal experiment; sand control parameter optimization; premium screen; gravel packing; NB 35-2 oilfield

*中国石油大学(北京)科研启动基金资助项目“防砂筛管封堵及冲蚀磨损预测研究(编号：YJRC-2013-19)”；中海石油(中国)有限公司北京研究中心课题“海上热采井完井及长效防砂技术研究(编号：CCL2013RCPS0186RSN)”部分研究成果。

孙东征，男，高级工程师，1997年毕业于原石油大学(华东)钻井工程专业，长期从事海上油气钻完井工程技术研究和管理工作。地址：北京市东城区朝阳门北大街25号中国海洋石油大厦(邮编：100010)。E-mail:sundzh@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)02-0098-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.02.013

TE358+.1

A

2016-03-31 改回日期：2016-05-25