砾石充填防砂在伊拉克M油田的研究与首次应用

2023-03-20王支柱中国海洋石油国际有限公司北京100029

化工管理 2023年7期

王支柱 (中国海洋石油国际有限公司，北京 100029)

0 引言

伊拉克M油田处于油田开发的中期，随着油田的开发，部分油井在生产期间井口监测到出砂迹象。某井修井作业期间地面震动筛处也见到地层砂，说明该井已出砂。同期，其他修井作业，也发现砂埋油管、钢丝作业遇阻、人工井底变浅的现象，多重迹象表明油田出砂风险已经危急到该油田正常生产，独立筛管简易防砂已经不能满足当前防砂需求，需要采取进一步的防砂措施，如砾石充填防砂。

砾石充填防砂是至将筛管下入井内防砂段，用砾石等介质充填于筛管和油气层或套管之间，形成一定厚度的砾石层，阻挡地层砂进入井内，达到防砂的目的。砾石充填防砂具有挡砂屏障防砂效果好、有效期长、适用范围广等特点，有助于改善近井带的地层渗透率、渗透方式，延长油井寿命。

1 油田出砂预测及防砂研究

1.1 岩芯单轴抗压强度

在油田内选取两口出砂较为严重井在3 052.55～3 120 m井深范围内的岩心进行实验，测试岩石单轴抗压强度处于7.27～160.247 MPa，范围波动较大，岩石胶结强度处于弱胶结-高强胶结岩石。肉眼也可见岩石局部天然裂缝、溶洞发育，造成局部岩心单轴抗压强度较低。

1.2 B1储层出砂风险定量预测

将某井B1层3040～3050 m测井曲线导入出砂预测数值计算模型，求取该层岩石力学参数剖面，经过计算，B1层井出砂临界井底流压为28.825 MPa，也就是说实际生产过程中，井底流压低于28.825 MPa，地层砂将会剥落，流入井筒。折算为生产压差，产层段各深度点出砂压差为1.929～3.990 MPa。当生产压差＞3.990 MPa时，储层段全部深度点出砂，即油井出砂；当生产压差＜1.929 MPa时，储层段不出砂，即油井不出砂；当生产压差处于1.929～3.990 MPa之间时，储层段局部深度点出砂，油井表现为出砂，出砂临界米产液强度为 0.759 m3/(m·MPa·d)。

根据油田内油井生产表现推测，虽然B1储层出砂临界生产压差较小，但老井生产30多年后，常见的问题是出砂不能随产液排出，导致出砂沉积在井筒口袋内，没有出现大量出砂砂埋整个油层井段的情况，说明B1层虽然出砂，但出砂量小。

1.3 B2储层出砂风险定量预测

将某井B2层3 080～3 087 m测井曲线导入出砂预测数值计算模型，求取该层岩石力学参数剖面，经过计算，B2层出砂临界井底流压为27.340 MPa，也就是说实际生产过程中，井底流压低于27.340 MPa，地层砂将会剥落，流入井筒。折算为生产压差，产层段各深度点出砂压差为1.771～3.804 MPa。当生产压差＞3.804 MPa时，储层段全部深度点出砂，即油井出砂；当生产压差＜1.771 MPa时，储层段不出砂，即油井不出砂；当生产压差处于1.771～3.804 MPa之间时，储层段局部深度点出砂，油井表现为出砂，出砂临界米产液强度为 0.759 m3/(m·MPa·d)。

1.4 出砂预测结论

通过对Unit B储层各小层B1和B2层出砂风险进行定量分析预测，临界出砂生产压差波动范围较小，1.771～1.929 MPa，临界产液指数为0.759 m3/(m·MPa·d)。根据典型出砂井在Unit B层出砂条件计算结果，油田Unit B层自喷井井底生产压差在3 MPa以上，超出了出砂临界压差值，说明油井存在出砂风险，应采取防砂措施。

1.5 储层粒度分析及防砂精度优选

1.5.1 Unit B 层粒度分析及防砂精度优选

调取油田内几口生产Unit B层位的井，对几口井的井下碎屑岩粒度分析和井下岩芯进行分析，得到Unit B层岩心粒度分布数据，如图1和表1所示。

图1 Unit B各小层地层砂粒度分析曲线

根据地层砂粒度分布“S”曲线(图1)可见，曲线线型较陡，说明细粒组分含量较少；1井和4井油田岩心粒度中值d50(d50指地层砂累计重量50%所对应的粒径值)分布在0.2～0.4 mm，粒径较为集中。按照岩石粒级分级标准，Unit B层粒径在0.5～0.25 mm区间含量高于50%，属于粗-中砂岩。根据表1所示，除B4小层发育有细砂岩夹层，Unit B大部分层位粒径不均质系数＜5，＜44 μm泥质颗粒质量含量＜5%，分选好，且纯净。

根据Saucier提出的最优砾石尺寸设计方法，设计筛管防砂精度。该方法以粒度中值d50作为选择砾石所需砾石尺寸D50=(5-6)×d50，然后根据砾石尺寸选择筛管的挡砂精度。通过计算，Unit B各小层所需筛管精度较为接近，由于不同类型筛管在加工精度控制上存在差异，金属网型筛管可选精度范围在275～350 μm。

考虑到油井施工作业器材采购、作业准备以及工具的互用性和挡砂能力，宜尽量统一筛管采购精度。考虑到Unit B层岩性为中-粗砂岩，局部发育细砂岩，缩小一级筛管精度不会出现筛管堵塞问题，因此建议Unit B层可采购250 μm金属网型筛管，或同等挡砂能力的其他类金属筛管均可。

1.5.2 防砂精度优选结论

Unit B层可采用250 μm金属网型筛管，或同等挡砂能力的其他类金属筛管，对应陶粒规格10～20目。

1.6 防砂方式优选

根据Johnson防砂方式选择图版和Tiff in防砂方式选择图版，油井Unit B储层选用优质金属网型筛管射孔防砂可有效控砂，但根据同类储层，纯净的中-粗砂岩，流体黏度低，且单井产量较高的油井，采用金属网型筛管防砂，生产2～3年后出现筛管冲蚀破坏出砂的问题，考虑到M油田部分井筛管冲蚀破坏风险较高，因此建议冲蚀风险高的井采用砾石充填防砂完井，以提高防砂层的抗冲蚀能力。

综上考虑，Unit B储层开发采用独立筛管防砂即可满足生产控砂要求，但部分高产井，筛管冲蚀破坏风险较高，应采用砾石充填防砂。

2 现场应用

2.1 伊拉克M油田X井基本数据

X井为定向井，补心海拔9 m，人工井底3 259 m，造斜点：300 m，最大井斜：24.83°/882 m。套管程序：762 mm+508 mm+340 mm+244 mm+178 mm。

油藏压力26.9～31 MPa，地层压力系数1.12，地层压力梯度2.37℃/100 m。地层原油性质为中-重质油，原油黏度 3.4 mPa·s，原始气油比 485 scf/bbl，地层泡点压力17.9 MPa，地层水矿化度约为200 000～250 000 mg/L，地层温度 95 ℃。

2.2 X井砾石充填防砂设计

X井计划3170.5～3173 m和3174～3177 m(总厚度5.5 m)下部层位使用高速水充填。高速水砾石充填所用的充填液是清盐水，黏度为1～2 mPa·s。该清盐水中加入了适度的油层保护添加剂。用高速水砾石充填时，将井底压力提高到接近地层破裂压力或略高于地层破裂压力，目的是破坏射孔形成的压实损害带，同时消除部分钻井、固井损害。本次计划设计充填系数 25 lbs/ft，砂浓度 59.913 kg/m3。

砾石选用12-18标准筛目，砾石直径2.39～1.68 mm，砾石中值2.03 mm，砾石孔隙度36%，砾石渗透率1 745 μm，孔喉直径 494.06 μm，砾石体积密度 1.55 g/cm3。经过计算选用砾石和携砂液数量如表2所示，下部累计5.5 m砾石充填层位需要准备砾石734 kg，携砂液27.36 m3。

表2 X井砾石充填砾石和携砂液设计用量

2.3 砾石充填工艺

2.3.1 下入永久封隔器

工具串由下至上组合：D-Signature永久封隔器+挤压推筒+坐封工具+点火头+安全接头+CCL/GR+电缆头+电缆。

电缆下放永久封隔器至设计坐封深度以上，测上提/下放悬重，上提工具串根据GR/CCL校深。继续下放封隔器至设计坐封深度以下，缓慢上提永久封隔器至坐封位置(保持钢丝工具串处于上提拉伸状态)，地面点火坐封D-Signature永久封隔器。脱手并起出钢丝坐封工具。

2.3.2 下入砾石充填防砂管柱

防砂管柱由下至上组合：S-22 Snap Latch密封总成+变扣+89 mm筛管×2根+变扣+89 mm盲管×1根，座于井口，安装冲管井下服务工具。

服务管柱由下至上组合：60 mm引鞋+60 mm冲管。

连接SC-1砾石充填防砂顶部封隔器总成+坐封工具，并下放下部完井管柱。防砂管柱到位前侧上提/下放悬重76 Mt/53 Mt，缓慢下放防砂管柱下压6 Mt，将Snap Latch试插入D-Signature封隔器密封筒，做好标记后上提至85 MT提活。

重新将Snap Latch插入封隔器密封筒，投36.5 mm钢球，连接防砂管线并试压，随后用防砂泵打压座封SC-1砾石充填防砂顶部封隔器。SC-1顶部封隔器座封后过提20 Mt/下压6 Mt验证卡瓦，环空打压10.34 MPa验密封，最后脱手座封工具。

2.3.3 砾石充填防砂

并上提/下放管柱测试并标记循环位置/反循环位置。上提管柱至反循环位置，进行反循环测试，随后下放管柱至循环位置，进行循环测试和SRT测试。

确认管柱在循环位置，进行砾石充填作业，砂浓度60 kg/1.11 m3，排量 0.5～1 m3/min，泵压 0～0.17 MPa，返出排量0.16～0.32 m3/min，环空背压10.34 MPa，起脱砂压力25 MPa后停泵。保持环空6.9 MPa背压前提下上提管柱至反循环位置，将钻杆内多余砂浆反循环至地面。

下放管柱至循环位置并验充填，计算盲管埋高为5.22 m，起出砾石充填服务管柱。