压力衰竭油田全寿命期出砂风险预测研究

邓 晗，刘玉飞，张春升，王 尧，孟召兰，季菊香

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

油井出砂是砂岩油藏开采过程中所遇到的主要问题之一，海上油气田由于作业费用昂贵，严格防砂几乎成为海上开发的共识[1，2]，但目前出砂预测研究主要集中在油田开发前期以及生产管理过程中，对处于开发中后期的油田出砂研究甚少[3，4]。海上油气田开发方案中出砂预测常采用出砂指数法、斯伦贝谢出砂指数法和声波时差法等经验公式定性预测储层出砂可能性，经验公式法应用便捷，但模型考虑因素单一，未考虑油藏动态变化，不适用于油田中后期开发调整预测[5，6]。国内外学者研究表明，随着油气的不断开采，地层压力逐渐降低，含水率逐渐升高，均会加剧油井的出砂风险[7-9]，多位学者通过建立数字模型，将地应力、地层孔隙压力、含水率、完井方式等因素综合考虑进出砂风险预测中，致力于将出砂风险由定性转为定量预测[10-13]，较为典型的代表是出砂风险预测SAND_PRO软件。笔者借助其为南海西部某油田进行出砂风险预测和关键因素分析，形成了油井全寿命期出砂预测图版，经过油田出砂井出砂条件的验证，结果准确，为油田综合调整制定合理的开发方案及后期生产提供了指导。

1 油田基本信息

南海西部某油田开发层位涠洲组，属于辫状河三角洲平原沉积相；岩石类型以石英砂岩为主；岩石结构以细粒为主，分选中，次圆-次棱；孔隙类型以粒间孔为主，次为粒间溶孔和长石溶孔；孔隙度15%～17%，渗透率14 mD～100 mD。总体来看，本区块为复杂断块油藏，多层系，属于中低孔、中低渗储层，层间非均质性强。从老井开发动态来看，经过16年的开发，油田地层压力衰竭大，局部井区地层压力系数由1.0 MPa/100m下降至0.5 MPa/100m，综合含水率上升至50%左右，在岩石地应力上升、岩石强度下降的综合作用下，老井逐渐出现出砂停产的现象。因此，对中后期综合调整井出砂程度及防砂时机进行准确预测，是综合调整开发方案防砂决策的重要工作内容。

2 岩石力学参数求取

地层压力、岩石内聚力和内摩擦角、单轴抗压强度、杨氏模量、水平应力方向等参数是进行出砂预测的主要参数[14]，可通过室内岩石力学实验以及测井数据分析得到。本文通过单轴和三轴岩石力学实验测得储层岩石强度，并应用SAND_PRO软件计算得到各深度点岩石内聚力、内摩擦角以及杨氏模量等参数（见图1）。根据测井曲线，采用软件计算得到不同储层段岩石力学参数剖面，并应用图1所得单点岩石强度值进行剖面校正，用于后面的出砂预测（见图2）。

3 出砂预测

图1 岩石内聚力和内摩擦角参数计算Fig.1 Parameter calculation of cohesive force and internal friction angle of rock

图2 储层岩石强度剖面计算Fig.2 Calculation of strength profile of reservoir rocks

出砂预测的主要目的之一是为完井工程决策防砂方案提供理论依据。在油田开发过程中，通过合理的管理流体和出砂来优化油气井产能的整个过程称为防砂管理。而出砂预测作为防砂管理的重要要素之一，包括临界生产压差计算以及因素敏感性分析[15]。SAND_PRO软件定量出砂预测模型需要输入的关键参数包括：地层孔隙压力、含水率、岩石力学参数、地应力、井眼直径、射孔参数（射孔孔眼直径、相位、孔密以及孔深）以及完井方式（套管完井或裸眼完井）。

随着地层压力降低以及含水上升，笔者将分别计算出单井各层位不同开发年限的临界出砂生产压差，并绘制图版，将老井出砂条件投射到图版上，检验了图版的准确性。新井预测时，将新井全寿命期生产动态预测数据投射到图版上不同位置，比对判断生产制度是否在安全范围以内；在安全区间内则表明出砂可能性低甚至不出砂，反之则表明出砂可能性较大，从而得到全寿命期出砂预测结果。

图3 原始地层条件下临界出砂生产压差计算结果图Fig.3 Calculation results of critical sanding production pressure under the condition of original formation

3.1 单井出砂预测

3.1.1 临界生产压差图版绘制 将单井基础数据录入SAND_PRO软件界面，预测原始地层条件下（孔隙压力系数1.0 MPa/100m，含水率0）储层临界出砂生产压差值，软件计算结果（见图3），第一列表示深度，第二列表示临界井底流压，第三列表示临界出砂生产压差。

计算结果表明，在原始地层压力条件下，地层最小临界出砂压差为20.05 MPa；在2 539 m处由于泥质含量较高，单轴抗压强度强，因此该部位初始临界出砂压差较高。

为了解整个开发过程中的地层临界出砂压差情况，取含水率和地层压力系数为出砂敏感因素，分别在含水率 0、0.4、0.6、0.8，地层压力系数 1.0 MPa/100m、0.9MPa/100m、0.8 MPa/100m、0.7 MPa/100m、0.6MPa/100m、0.5 MPa/100m、0.4 MPa/100m、0.3 MPa/100m、0.2 MPa/100m、0.1 MPa/100m条件下，计算得到该油田临界出砂生产压差纵向分布规律图版（见图4）。

3.1.2 图版验证 利用已出砂井资料验证本图版的可靠性至关重要，因此应用该油田已出砂井出砂条件进行验证。经过老井生产资料统计、分析，出砂井及其相应的出砂条件汇总（见表1）。

表1 出砂井及其出砂条件汇总表Tab.1 Summary table of sand producing wells and sand produciong conditions

图4 南海西部某油田主要生产层位临界出砂生产压差图版Fig.4 The oilfield's mainly production layer critical sanding production pressure difference

图5 南海西部某油田涠三段油组出砂井与预测结果对比图Fig.5 The oilfield three sanding wells and prediction results comparison chart

将表1数据投射到本次预测的涠三段油组临界出砂压差图版上（见图5），比对后可见，A3井及A8井在13.067 MPa和14.396 MPa生产压差下超出了储层含水率0.4时预测临界出砂压差值12.81 MPa，表明产层会出砂，预测结果与实际井状态一致。A5井出砂生产压差11.77 MPa与预测值12.81 MPa较为接近，可认为在预测误差范围内。

3.1.3 新井应用 南海西部某油田新布两口开发井A3H1和A17H2井，主力开发层位为W4I油组，在14年生产周期内，预测地层压力系数将下降至0.4 MPa/100m左右，储层含水率上升至0.9，属于典型的压力衰竭储层。在油田对应层位临界出砂压差图版上，绘制单井全寿命期生产压差范围，比对出砂状态（见图6）。

通过图版分析，可知两口井在其各自的生产条件下，前三年（含水率＜0.4时）出砂可能性均很低。但随着含水率增大，地层压力下降，预测临界出砂压差下降至6 MPa以下，W4I储层进入出砂高风险期。因此可知，A3H1、A17H2两口井在其开发后期（含水率＞0.6），出砂风险性较高，需要采取防砂措施，该预测结果与油田在产井生产经验非常吻合。

3.2 出砂敏感性因素分析

文献调研表明，影响地层出砂因素包括：（1）地层压力因素；（2）储层特征，包括井深、岩石力学特征、压实情况、流体性质等；（3）工程因素，包括完井类型、井身结构以及生产工艺参数等[16]。然而，井眼形成后，储层特征就不可改变；在油田开发过程中，完井类型、井身结构以及工作制度等已经确定，不会对出砂预测结果产生影响。因此本文主要研究随着油田开发的进行，对出砂产生重要影响的参数：地层压力和含水率。本文以某井涠三段进行分析。

图6 W4I油组临界出砂压差敏感性计算及生产井生产压差分布Fig.6 Calculation of critical sanding pressure and distribution of pressure difference in production wells in W4I layer

3.2.1 压力衰竭的影响 在油田开发过程中，随着地层压力系数的降低，会将部分上覆压力从流体转移到砂粒上，增加了砂粒之间的压应力，从而使砂粒之间的剪切应力增大，达到剪切破坏点，导致地层体积发生变化，骨架砂变为自由砂，经过流体在一定速度冲刷下，流向井底，造成油井出砂。文献调研表明，地层压力系数下降是引起出砂的一个重要因素[17，18]。

该油田临界生产压差随地层压力变化图（见图7），从图7可以看出，随着地层压力系数的降低，储层压力衰竭过程中，临界生产压差逐渐降低。储层地层压力系数从1 MPa/100m降低到0.1 MPa/100m时，临界生产压差从20.21 MPa降低到2.01 MPa，下降幅度达到90.1%，下降明显。因此在完井设计时，必须注意生产压差的变化带来的出砂风险。当地层压力下降到一定值时，应向地层及时补充能量，避免出现油层产量下降和大量出砂的现象，保证油田正常、安全生产、油井长期稳产。

图7 南海西部某油田临界出砂压差随地层压力变化图Fig.7 The oilfield critical sanding pressure difference with formation pressure variation

图8 南海西部某油田岩石单轴强度随泡水时间变化关系Fig.8 The rock strength changed with bubble water time of the oilfield

图9 临界生产压差随含水率变化关系图Fig.9 Relationship between critical production pressure and water content

3.2.2 含水率的影响 根据文献调研表明，岩石含水主要产生以下几方面的影响[19，20]：（1）岩石表面能较小；（2）毛细管压力降低；（3）化学作用导致黏土矿物分散。含水饱和度越高，岩样单轴抗压强度越低。通过对该油田岩心单轴抗压强度测试（见图8），可以得出：油田储层单轴强度随泡水时间的延长，强度值下降。涠三段储层单轴抗压强度泡水之前为30.576 MPa，泡水96 h后，岩石含水率0.2，单轴抗压强度下降至24.46 MPa，降幅达20%。通过实验证明了含水对岩石强度存在较大的影响。

3.2.3 地层压力与含水率综合影响幅度 通过软件进一步分析计算，假设开发中油层边底水锥进，油田没有注水能量补充时，临界生产压差随含水率、地层压力系数的变化关系（见图9）。从图9可知，在低含水期（含水率＜0.4），随着储层衰竭式开采，地层压力系数下降，会加剧出砂的风险，临界出砂压差呈现下降的趋势，这是由于在低含水时（含水率＜0.4），岩石内聚力强度处于高值区间，在地层压力系数由1.0 MPa/100m下降至0.5 MPa/100m的过程中，作用于岩石基质的有效地应力增大，储层更易出砂，临界出砂压差下降趋势明显；在高含水期（含水率＞0.6），随着地层压力系数的下降，临界出砂压差几乎维持不变，主要原因是高含水时岩石内聚力强度低，此时地层压力系数的变化对岩石出砂压差的影响幅度降低了。

4 结论

（1）利用SAND_PRO软件可以定量计算单井生产周期内的临界生产压差，并依此绘制临界生产压差图版，这对选择合理的完井措施以避免出砂具有重要意义。

（2）出砂预测研究结果表明，南海西部某油田两口新井在其主要的开发层位段在开发初期，生产不出砂。但在开发后期，含水率上升到0.4后，临界生产压差降低至6 MPa以内，面临较大出砂风险，需要采取防砂措施。

（3）通过实验研究和软件模拟计算，发现地层压力和含水率是影响出砂的重要因素。且随着地层压力下降，出砂风险急剧增加；含水率上升后，出砂风险也升高。