深层碳酸盐岩储层泥砂产出与固体控制优化

2022-11-15董长银甘凌云赛福拉地力木拉提黄有艺刘洪刚王肇峰

中国石油大学学报（自然科学版） 2022年5期

董长银，甘凌云，赛福拉·地力木拉提，黄有艺，刘洪刚，王肇峰

(1.非常规油气开发教育部重点实验室(中国石油大学(华东))，山东青岛 266580；2.中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛 266580)

碳酸盐岩油气藏是油气勘探开发的重要领域[1-4]。碳酸盐岩储层一般具有裂缝、孔洞发育等特点，完井方式以裸眼完井为主[5-10]，存在普遍性的坍塌失稳问题[11-13]。近年来，随着碳酸盐岩油气田的持续开发以及储层条件发生变化，部分碳酸盐岩储层井壁失稳形式为泥砂产出与砂埋井筒[14-15]。如塔河油田[14]和哈拉哈塘油田[16]均出泥砂严重造成井筒砂埋，导致产量、油压急剧下降甚至停产[17-20]。碳酸盐岩储层井壁坍塌与泥砂产出问题成为制约碳酸盐岩油气高效开采的核心问题之一。针对超深碳酸盐岩井壁垮塌及出砂问题，初步应用了复合防砂和长柱塞防砂泵工艺[15,17]。为优化机械筛管的挡砂性能和提高油气井完井后的产能，有研究者针对筛管精度优化和挡砂堵塞机制进行了大量的研究[20-28]，但主要集中在疏松砂岩领域且基本只针对单一的细质泥砂组分，并未系统针对碳酸盐岩储层的岩屑/岩块及裂缝充填物产出进行固体控制优化研究。笔者针对上述问题，使用碳酸盐岩典型井的冲捞砂样和不同精度的金属挡砂滤网开展控砂模拟试验，明确不同生产条件下失稳产物及挡砂介质的堵塞机制，分析碳酸盐岩储层固体控制可行性并进行筛管精度优化，为碳酸盐岩油气藏泥砂控制完井优化提供参考。

1 碳酸盐岩井壁坍塌与泥砂产出物粒径分析

以某碳酸盐岩油田X1井冲捞砂样品为例，利用振动筛对其进行初步的分离，观察发现冲捞砂样品中既包含岩块、岩屑等粗质组分，也含有部分细质泥砂组分，冲捞砂样品粒径筛分结果如图1所示。样品中粒径小于2 mm的“砂”级组分质量分数约为48%，以中、粗砂为主；粒径大于2 mm“砾”级组分质量分数约为52%，以中、细砾为主，认为岩块、岩屑等粗组分来源于井壁坍塌崩落。

为了进一步分析碳酸盐岩储层泥砂来源，对X1井粗、细组分进行矿物组分对比分析，结果如图2(a)所示。粗、细组分的主要矿物类型相近，但各种矿物含量存在明显差异，说明粗、细组分的来源有所不同。对进行三轴破坏试验后的X1井岩心进行解离，如图2(b)所示。结果表明，岩心宏观失稳破坏后既产生岩块、岩屑等粗组分，也产生细组分的泥砂。其中粒径小于2 mm的“砂”级组分质量分数约为15%，而在实际冲捞砂样品中却达到了48%，由此证实碳酸盐岩储层泥砂的来源有两种：一是井壁坍塌崩落过程中形成的泥砂沉积在井筒，二是生产过程中储层流体携带地层砂产出。

图1 X1井冲捞砂样品粒径筛分结果Fig.1 Particle size screening results of washed bailing sand samples from well X1

根据储层地质条件、冲捞砂样品粒度及矿物组分对比、作业井资料等综合分析，碳酸盐岩储层井壁失稳机制可归纳为井壁宏观坍塌和储层微观泥砂产出两种机制。井壁宏观坍塌的产物以岩块和岩屑为主，并伴有泥砂。储层微观泥砂产出主要是裂缝充填物破碎形成细砂颗粒，由储层流体携带产出，失稳产物是细质泥砂。

碳酸盐岩储层在井壁宏观坍塌和储层微观泥砂产出的复合作用下，失稳产物包括粗质的岩块、岩屑和细质的泥砂。基于上述问题，考虑针对碳酸盐岩储层进行固体控制的可行性，开展控砂模拟试验进行可行性评价和挡砂精度优化。

图2 X1井冲捞砂样品粗、细组分矿物占比及岩心三轴破坏解离Fig.2 Proportion of coarse and fine minerals in scour sand samples and triaxial failure and dissociation of core in well X1

2 碳酸盐岩储层固体控制模拟试验

2.1 试验原理与装置

图3 多功能驱替挡砂性能评价装置示意图Fig.3 Sketch map of multifunctional sand-retaining performance evaluation device

使用多功能驱替挡砂性能评价装置(图3)开展碳酸盐岩固体控制模拟试验，主要由螺杆泵、主体单向流挡砂驱替模拟单元、储液罐、集砂器、数据采集系统等组成。主体单向流模拟井筒装置单元内径50 mm，相邻两节模拟井筒装置间可放置挡砂介质切片。试验时将挡砂介质切片放置在两节模拟井筒装置间的凹槽处，在挡砂介质切片前端预充填实际岩屑/岩块，安装导流片固定充填段，然后通过来流携砂驱替模拟泥砂、岩屑/岩块复合产出条件下实际井底的出砂与挡砂堵塞过程。通过来流携砂模拟储层纯泥砂产出条件下的防控砂过程，在模拟井筒装置两侧设置有压力传感器，最后将模拟井筒装置连接密封即可开始试验。

试验过程中实时采集驱替流量、充填段及挡砂介质两侧压差等数据，驱替一定时间后压差、流量等数据将达到平衡，根据充填段及挡砂介质两侧压差、流量及充填段的几何参数等数据，利用达西公式即可得到充填段及挡砂介质的综合渗透率，评价其流通性能。计算过砂率以评价其挡砂性能。通过评价充填段及挡砂介质的综合流通性能和介质挡砂性能论证控砂可行性和进行挡砂精度优化。

2.2 试验材料与条件

由于碳酸盐岩储层原油主要为低黏度轻质原油[1-6]，考虑试验的便捷性，采用清水(黏度约1 mPa·s)作为驱替流体。根据某碳酸盐岩典型井的生产条件进行折算，设置本试验可选的驱替流量为0.6、1.2、1.8、2.4及3.0 m3/h。试验选用的挡砂介质(可选的挡砂精度有250、350、450和550 μm)和现场泥砂或岩屑/岩块如图4所示。其中试验所用X1井冲捞砂样品包含岩块、岩屑及泥砂，泥砂中值粒径d50=289.5 μm(图1)。碳酸盐岩井壁失稳类型主要有两种：一种是以储层纯泥砂产出为主；另一种是井壁坍塌和储层纯泥砂产出复合类型[12-16]。试验时通过来流携砂驱替模拟储层纯泥砂产出的生产条件；在模拟井筒装置内预充填厚度8 cm岩块/岩屑，然后通过来流携砂驱替模拟井壁坍塌和储层纯泥砂复合产出的生产条件。

图4 试验所用的挡砂介质和现场泥砂或岩屑/岩块Fig.4 Sand retaining medium used in experiment and sand or cuttings/rock block of oil field

3 碳酸盐岩固体产出物的阻挡与堵塞

3.1 不同生产条件下挡砂性能评价

针对碳酸盐岩储层井壁坍塌和储层纯泥砂的复合产出，使用X1井冲捞砂岩屑/岩块及泥砂、黏度约1.0 mPa·s的清水开展泥砂、岩屑/岩块复合产出条件下的固体控制模拟试验。驱替结束后通过集砂罐收集过砂计算得到过砂率以评价挡砂介质的挡砂性能。结果表明，在模拟泥砂、岩屑/岩块复合产出条件下,250、350、450及550 μm挡砂介质过砂率分别为1.31%、3.00%、3.42%及4.3%。挡砂介质的过砂率随挡砂介质孔径增大而增加，但增加幅度不大，平均过砂率为3.01%，挡砂性能总体良好，其中250 μm挡砂介质挡砂性能最好。针对X1井井壁坍塌和储层纯泥砂复合产出的生产条件，挡砂性能可以满足正常生产需求。

使用X2井纯泥砂、黏度约1.0 mPa·s的清水，通过来流携砂模拟储层纯泥砂产出条件下的控砂过程，设置驱替流量为0.6 m3/h。结果表明，250、350、450及550 μm挡砂介质过砂率分别为2.6%、6.9%、8.9%和11.9%，过砂率随介质孔径增大而增大。4种精度挡砂介质过砂率比相同条件下模拟泥砂、岩屑/岩块复合产出时增幅约150%。虽然与碳酸盐岩储层井壁坍塌和储层纯泥砂复合产出生产条件相比，储层纯泥砂产出条件下挡砂介质的挡砂性能有所下降，但各精度挡砂介质的过砂率均小于12%，控砂完井后的挡砂性能也能满足正常生产需求。

3.2 不同生产条件下挡砂介质及沉积段综合流通性评价

3.2.1 碳酸盐岩储层复合失稳下的流通性能

开展X1井泥砂、岩屑/岩块复合产出条件下的固体控制模拟试验，结果如图5、6所示。

图5 X1井250～550 μm挡砂介质及充填段试验动态Fig.5 Experimental dynamic of sand retaining medium and filling section with precision of 250-550 μm，well X1

图6 X1井250～550 μm挡砂介质及充填段综合渗透率变化Fig.6 Variation of comprehensive permeability of sand retaining medium and filling section with precision of 250-550 μm,well X1

试验结果表明，在每个驱替流量下，挡砂介质及充填段两侧压差都逐渐趋于平衡，压差最高达1 MPa，随着驱替的进行，450、550 μm挡砂介质及充填段综合渗透率在约30 s达到平衡；而250、350 μm挡砂介质及充填段综合渗透率在600 s左右达到平衡。

由图6可知，使用250～550 μm金属滤网阻挡中值粒径为289.5 μm的泥砂及岩屑/岩块，250、350、450和550 μm挡砂介质及充填段整体流通性能依次为较低、一般、较好、最好。550 μm挡砂介质与250 μm挡砂介质相比，综合平衡渗透率增幅约467%，说明放宽筛管的精度可以有效提高综合流通性，以获得更大的油气产能。

3.2.2 碳酸盐岩储层纯泥砂产出下的流通性能

针对碳酸盐岩储层纯泥砂的产出，为评价控砂完井后的综合流通性，并对比与泥砂、岩块/岩屑复合产出时流通性能的差异，使用X2井纯泥砂、黏度约1.0 mPa·s、驱替流量为0.6 m3/h的清水开展单向来流携砂驱替控砂模拟试验，结果如图7、8所示。在0～150 s，驱替流量逐渐降低，挡砂介质及沉积段两侧压差逐渐上升，综合渗透率逐渐降低，在约150 s流量、压差和渗透率都趋于平衡，流量降低至约0.4 m3/h，压差最高达3.1 MPa。驱替结束之后发现模拟井筒装置内泥砂沉积非常密实，说明随着驱替进行，沉积的泥砂在挡砂介质的作用下逐渐被压实聚集成团，导致挡砂介质及沉积砂的综合流通性大幅下降。

图7 X2井250～550 μm挡砂介质及沉积段试验动态Fig.7 Experimental dynamic of sand-retaining medium and sedimentary section with precision of 250-550 μm,well X2

图8 X2井250～550 μm挡砂介质及沉积段综合渗透率变化Fig.8 Comprehensive permeability of sand-retaining medium and sedimentary section with precision of 250-550 μm,well X2

使用250～550 μm金属滤网阻挡中值粒径为40.3 μm的纯泥砂，与碳酸盐岩储层井壁坍塌和储层纯泥砂复合产出生产条件相比，储层纯泥砂产出条件下挡砂介质及井筒沉积物的整体流通性降幅约92%。疏松砂岩储层机械筛管堵塞平衡后的渗透率通常小于1 000×10-3μm2[22]，说明X2井在储层纯泥砂产出条件下进行控砂完井后的平衡渗透率在可接受的范围内，控砂完井后的流通性能可以满足正常生产需求。

综合分析试验结果，认为针对碳酸盐岩储层X1井的复合失稳和X2井的纯泥砂产出两种生产条件，通过完井作业下入一定精度的防砂筛管能够满足实际生产所需的挡砂性及流通性。

4 碳酸盐岩储层泥砂控制优化试验

4.1 泥砂、岩块/岩屑复合产出下的精度优化

为优选在碳酸盐岩储层井壁坍塌和储层纯泥砂复合产出生产条件下控砂完井筛管的挡砂精度，使用250～550 μm的挡砂介质、X1井冲捞砂样，开展泥砂、岩块/岩屑复合产出下的控砂模拟试验。4种挡砂介质在不同驱替流量下的综合平衡渗透率如表1所示。

在模拟泥砂、岩屑/岩块复合产出生产条件下，观察到450和550 μm挡砂介质及充填段的综合渗透率随流量的升高而降低，其原因是流量越高，泥砂和岩屑/岩块堆积越密实，导致综合渗透率降低，但渗透率最终都趋于平衡。随着驱替流量的提高，350 μm挡砂介质及充填段综合渗透率降低幅度最小，平均降低幅度约为13%。当驱替流量一定时，350、450及550 μm挡砂介质及充填段综合渗透率随挡砂介质孔径增大而显著增大。450 μm挡砂介质较300 μm挡砂介质综合渗透率平均增幅约143%；550 μm挡砂介质较450 μm挡砂介质综合渗透率平均增幅约35%。

综合考虑挡砂性能和流通性能，250 μm挡砂介质及充填段综合流通性较差，在进行精度优化时暂不考虑。350、450及550 μm挡砂介质其挡砂性能相近，优选筛管挡砂精度主要考虑其综合流通性能。针对碳酸盐岩储层中值粒径为289.5 μm的泥砂及岩屑/岩块，推荐完井筛管的挡砂精度为0.5～0.6 mm，或在保证挡砂性能的前提下适当放宽筛管精度。

表1 泥砂、岩屑/岩块复合产出条件下挡砂介质及充填段综合平衡渗透率Table 1 Comprehensive equilibrium permeability of sand retaining medium and filling section under different simulation conditions

4.2 储层纯泥砂产出下的精度优化

为优选在碳酸盐岩储层纯泥砂产出生产条件下控砂完井筛管的挡砂精度，使用250～550 μm的挡砂介质、X2井冲捞砂样，驱替流量0.6 m3/h开展储层纯泥砂产出下的控砂模拟试验，得到250、350、450及550 μm挡砂介质及沉积段综合平衡渗透率分别为1.330、1.86、2.05、3.12 μm2。在驱替流量一定时，挡砂介质及沉积段综合平衡渗透率随挡砂介质孔径增大而增大，其中550 μm挡砂介质较450 μm挡砂介质综合平衡渗透率增加幅度最大，增幅约52%。

综合考虑挡砂性能和流通性能，由于250、350、450及550 μm挡砂介质过砂率分别为2.6%，6.9%、8.9%和11.9%，为了更好地控制细质泥砂的产出，针对碳酸盐岩储层中值粒径为40.3 μm的纯泥砂，建议将完井筛管的挡砂精度提升，推荐挡砂精度为0.3～0.4 mm。

4.3 考虑携砂生产的精度优化

为模拟碳酸盐岩油井在“完全挡砂”条件下挡砂介质的综合流通性及挡砂性能，使用振动筛将X3井的泥砂、岩屑/岩块筛分为粒径大于1 mm的粗质砂砾和粒径小于1 mm的细质泥砂两部分，在井筒模拟装置内分别预充填粗质砂砾，设置不同的充填厚度模拟储层不同程度的失稳状况，设置驱替流量为0.6 m3/h，使用550 μm挡砂介质，然后通过来流携砂驱替开展不同失稳程度下的控砂模拟试验。得到550 μm挡砂介质及充填段渗透率变化曲线如图9所示。

图9 X3井550 μm挡砂介质及充填段综合渗透率变化Fig.9 Comprehensive permeability curve of sand retaining medium and filling section with precision of 550 μm,well X3

结果表明，在使用550 μm挡砂介质模拟未疏通细砂、砂砾充填厚度8、16、32 cm条件下综合渗透率分别为64、43和46 μm2，挡砂介质过砂率在3.8%、2.9%和2.4%，挡砂性能良好。在使用550 μm挡砂介质模拟放宽挡砂精度疏通细砂、砂砾充填厚度8、16、32 cm条件下充填段两侧平均压差分别为9、18和35 kPa，表明两侧压差基本上随着充填厚度的加倍而加倍。说明碳酸盐岩储层井壁不同失稳程度下挡砂介质的过砂率和综合渗透率变化不大，但油气的渗流阻力明显增大。

最后评价疏通细砂生产对产能影响，在使用550 μm挡砂介质模拟放宽挡砂精度疏通细砂、砂砾充填厚度8、16、32 cm条件下综合渗透率分别为745、724和748 μm2，与未疏通细质组分相比，综合流通性大幅提高约12倍。根据产能评价模型[27]和试验结果，计算不同生产条件下的井筒沉积堵塞后的表皮系数及其对产能的影响。在环空未沉积产出砂砾时，当量渗透率无穷大，表皮系数为0，产能比为1.0。在未疏通细砂时，按射孔完井进行折算，得到表皮系数为6～8，产能比约为0.62～0.72。同理，在疏通细砂时，得到表皮系数约为2.1～2.3，产能比为0.95～0.97。综上分析，适当放大挡砂精度，疏通细质组分而将粗质组分阻挡在筛管外环空，油井的表皮系数降低约70%，产能比提高约40%。所以针对碳酸盐岩储层的高产井，推荐放大挡砂精度进行适度携砂生产。