四川盆地简阳—三台火山岩气藏出砂原因分析及防砂措施探索

2024-03-15戴强吴军罗磊邹波

天然气勘探与开发 2024年1期

戴强吴军罗磊邹波

1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院四川成都 610052

2.中国石油西南油气田公司勘探事业部四川成都 610041

0 引言

四川盆地永探1井在二叠系峨眉山玄武岩组储层中途测试获气22.5×104m3/d，成为四川盆地第一口火山岩工业气井，实现了四川盆地火山岩气藏勘探的重大突破。但是之后永探1井对玄武岩试油井段5 691～5 756 m正式测试时发现排液期间地层出砂，从而导致井下管柱和地面测试流程砂堵。之后同一区域的天府102井在峨眉山玄武岩地层排液测试期间也出现地面流程砂堵。火山岩气藏排液测试期间地层出砂，威胁试油作业期间井下和地面设备安全，严重影响勘探试油工作安全、高效运行。因此，需要对四川盆地简阳—三台火山岩气藏地层出砂原因进行分析，并制订相应的出砂防控措施，以削减火山岩气藏出砂对勘探试油的不利影响。

1 火山岩气藏出砂特点

1.1 排液期间井口回压控制低、出砂快

永探1井，射孔后关井观察53 min，油压很快升至67.1 MPa，随即开井放喷，井口油压降至1.96 MPa，5 h 52 min后出口断流，关井观察井口油压无变化，经判断井口砂堵，经清洗井口和地面测试流程，井口压力恢复至77.7 MPa，随后再次开井，3 min后井口油压降至0 MPa，井口再次砂堵。天府102井，射孔后关井观察，之后开井放喷，38 min后油压由68.5 MPa下降至0.1 MPa，1 h 8 min后出口断流，之后关井观察7.05 h后，井口油压仍然为0，之后多次开关井观察，井口油压始终为零，井口砂堵。

1.2 砂粒分选性差、形态差异大

从永探1井、天府102井返至地面的砂样来看，既有较大的颗粒状砂粒，也有 “糊状物”，并且“糊状物”经放喷管线在燃烧池排出后脱水变成灰状物（图1、图2）。经激光粒度测试表明，永探1井返出砂粒分布均匀性和分选性很差，存在大量的细粉砂，返出地面的砂粒粒径最大10 mm，而最小砂粒粒径仅0.10 μm，干样平均粒径596 μm。

图1 永探1井井筒返出物照片

图2 天府102井井筒返出物照片

1.3 砂粒黏土含量高、具有一定酸溶性

全岩X-射线衍射定量分析结果显示，永探1井返排砂样中黏土矿物和灰质成分含量较高（表1）。经过20%盐酸溶蚀实验显示，砂样的平均酸溶蚀率为46.15%，过60目筛的粉状细砂粒的平均酸溶蚀率为39.11%，而不能过40目筛的颗粒状粗砂粒的平均酸溶蚀率为55.90%。返出地层砂有一定的酸溶性，但颗粒状粗砂粒的酸溶蚀率更高，其矿物组成中灰质含量比粉状细砂粒更高。

表1 永探1井返排至地面的砂样矿物成分分析结果表

2 火山岩气藏出砂原因

2.1 火山岩气藏地质特点

2.1.1 岩性、物性和储集空间

四川盆地火山岩气藏主要发育于二叠系，岩性大致分为火山熔岩、火山碎屑岩、火山碎屑熔岩、沉火山碎屑岩等4类。在简阳—三台地区以火山碎屑熔岩为主，主要岩石类型包括火山角砾熔岩、凝灰质角砾熔岩和含凝灰角砾熔岩，岩石结构包括熔结结构和碎屑熔岩结构。火山碎屑岩，由长石、辉石、角闪石、绿泥石、绿帘石、方解石组成，矿物成分中石英、长石、方解石等灰质含量高；火山碎屑熔岩，由长石、辉石、角闪石、磁铁矿、绿泥石、绿帘石、伊丁石、方解石等组成，矿物成分中伊利石、蒙脱石、高岭石以及绿泥石等黏土含量高。而国内其他地区火山岩气藏多在白垩系、第三系，或是石炭系，岩性以流纹岩、凝灰岩、玄武岩、安山岩和火山角砾岩为主[1-4]。

就物性而言，国内松辽盆地、新疆地区火山岩气藏主要为孔—缝型储层，孔隙度6%～10%，渗透率0.144 ～0.250 mD[1-4]。四川盆地简阳—三台火山碎屑熔岩储层则为高孔低渗的孔隙型地层[5]，储集空间主要为脱玻化晶间微孔和溶蚀孔等次生储集空间，整体上不发育缝、洞。例如，永探1井平均孔隙度13.76%，平均渗透率0.058 mD；天府2井平均孔隙度17.07%，平均渗透率0.227 mD。就目前来看，四川盆地简阳—三台火山岩气藏储层尽管孔隙发育，但是缺乏有效的裂缝沟通，因此地层渗流条件相对较差。

2.1.2 埋深及压力温度特点

同国内外火山岩气藏相比，简阳—三台火山岩气藏具有埋藏深、地层压力高、地层温度正常的特点，尤其是地层压力明显高于其他地区，属于异常高压气藏（表2）。

表2 国内外火山岩气藏压力温度对比统计表

2.1.3 地层岩石物理特征

经调研发现（表3），新疆石炭系凝灰岩、安山岩的抗压强度、抗剪强度和抗张强度都比火山角砾岩大；松辽盆地徐深气田A区块下白垩系营城组火山岩地层，角砾岩的内聚力大于流纹岩、集块岩和凝灰岩，但是角砾岩的内磨擦角在以上几种火山岩中最小[6-9]。与以上两个地区的火山岩相比，简阳—三台地区火山岩岩石强度差异较大，抗压强度112.5～484.8 MPa，但整体的岩石强度较低[10]。

表3 国内不同区域火山岩气藏岩石强度统计表

2.2 油气井出砂研究现状

目前疏松砂岩油气藏地层出砂的研究工作开展较多，在出砂机理、出砂预测方法等方面基本形成了较为统一的认识。而火山岩气藏出砂情况鲜有报道，对火山岩气藏出砂的认识和研究较少，尚无成熟的理论和较为统一的认识。

2.2.1 地层出砂机理研究现状

周建良等认为地层出砂可以归结为剪切破坏和拉伸破坏两种机理[11]。前者是井底生产压差过大导致井壁附近或者射孔孔眼周围岩石受到过高应力，地层岩石结构遭到破坏后地层突发性大量出砂；后者是开采速度过快或者地层流体流速过快，导致地层拉伸破坏，表现出“细砂长流”的特点。刘向君等认为[12]，油气层出砂是由地层岩石结构破坏引起的，内在因素包括地层胶结强度、地应力等地质力学因素，以及产出流体的性质；外在因素主要包括开采速度不当以及采油气速度的突然变化，完井参数和工艺技术不合理，酸化作业不当和不科学的生产管理。钟兵等[13]对气田地层出砂进行研究后认为，成岩性差、易松散、黏土矿物含量高、泥质杂基填充于粒间孔隙内等储层特征是涩北气田地层出砂的内因，地层中天然气渗流速度是检验出砂的决定性因素，作业液浸泡和井筒内的动态响应会降低地层出砂临界速度，使地层更易出砂。J.S.Weingarten研究认为[14]，高产可导致弱胶结但坚硬岩石的地层出砂，在疏松砂岩中可采用砾石充填防砂，但在软岩层中因压降或者产量的原因很难选择合理的防砂措施。Morita和Byod研究了现场经常出现的5种类型出砂[15]，并利用现场生产数据向现场工程师解释了这些不同类型出砂的原因和过程，最后讨论了防砂技术措施。

2.2.2 产层出砂预测研究现状

梁丹等[16]分析了渤海南堡35-2油田主力储层明化镇组的出砂机理，应用测井资料建立了黏聚力、内摩擦角、弹性模量等岩石力学参数的求取方法，并应用出砂指数法、斯伦贝谢法进行出砂预测，计算了临界生产压差。王彦利等[10]利用测井资料计算动态杨氏模量、动态泊松比、内摩擦角、内聚力等岩石力学参数，给出疏松砂岩的动静态杨氏模量和泊松比转换公式并运用Mohr-Coulomb破坏准则计算气井出砂的临界生产压差。扈福堂等[17]采用纵波时差、出砂指数、组合模量和斯伦贝谢比等4种出砂预测模型对涩北气田纵向和横向出砂规律研究，并通过室内模拟实验，建立了出砂预测模型，经实际出砂统计数据验证，偏差小于15%。路保平等[18]介绍了实验室试验法和测井资料法求取岩石力学参数，给出了利用测井资料求取动态弹性模量、动态泊松比等岩石弹性参数和单轴抗压强度、单轴抗拉强度、内摩擦力和内摩擦角等岩石力学强度参数的基本公式，并分析了页岩水化和岩石环境的改变对计算结果的影响。林英松等[19]在三轴应力下对砂、泥岩等岩心进行了岩石力学参数的动、静态同步测试，并对动静态弹性参数进行了线性回归后发现，岩石的动静态杨氏模量之间存在较好的相关性，而动静态泊松比之间的关系不明显。

2.3 简阳—三台火山岩气藏出砂原因

2.3.1 地层岩石强度低

地层是否出砂关键取决于地层岩石强度，从峨眉山玄武岩组储层本身特点来说，简阳—三台地区火山岩储层中黏土含量高，岩石矿物胶结程度比一般以砾岩为主的火山岩要差，纵向上岩石强度差异大，整体岩石强度低于国内其他地区的火山岩储层；而简阳—三台地区火山岩中长石、方解石等灰质成分较高，灰质成分易被地下水溶蚀，且容易形成裂缝，因此灰质成分越高，地层岩石结构稳定性相对更差；此外，简阳—三台地区火山岩地层的岩石结构更类似胶结物联结，结构面内充填有大量黏土矿物，其岩石胶结较弱，抗剪强度低，在外力下更容易屈服。峨眉山玄武岩组储层较厚（垂厚100～200 m），纵向上岩石强度差异较大，部分井段强度低。

地层岩石强度可以通过岩心实验获得或者通过测井资料计算求取。但前者仅代表所取岩心附近的岩石强度，而后者可以获得长段地层的岩石强度。因此，在考虑长井段地层出砂难易时，一般利用测井资料来进行计算分析。通常，使用声波时差、组合模量、斯伦贝谢出砂指数（S）和出砂指数（B）等相关方法来计算评价储层出砂容易与否。以永探1井和天府102井为例，从声波时差计算结果（图3、图4）来看，永探1井试油井段下部自5 737 m开始已有数点超过出砂临界值，表明该段底部地层岩石强度较弱，容易出砂；天府102井试油井段底界5 430 m以深声波时差迅速升高超过出砂临界值，表明该试油井段底部地层稳定性较差，存在一定出砂风险。

图3 永探1井的声波时差曲线图

图4 天府102井的声波时差曲线图

从组合模量计算结果来看，永探1井井段5 735～5 737.5 m的下部组合模量已经逼近地层出砂的临界值，出砂可能性增大（图5）。天府102井的组合模量结果（图6）显示，在5 430～5 450 m段的5 430 m处以深组合模量迅速超过地层出砂临界值。

图5 永探1井的组合模量图

图6 天府102井的组合模量图

2.3.2 排液期间井底流动压差过大

从排液工作参数来看，排液期间未控制好井口回压导致井底流动压差过大，射孔孔眼附近近井地层受到较大剪切应力，原本稳定的岩石颗粒在高流动压差作用下离开原来位置，成为游离砂粒，随着剥离的砂粒越来越多，地层应力发生变化，岩石骨架受力越来越大，当超过其能够承受的剪切强度时，岩石骨架遭到破坏，近井地层发生垮塌。并进一步改变了近井地带的地层应力分布，导致近井地带地层稳定性进一步变差，地层出砂越发严重。

国内外专家与学者对砂岩地层出砂临界生产压差进行了大量研究，提出拉伸破坏模型、Morita模型、Mohr-Coulomb模型、岩石破坏理论模型和经验模型等5种模型公式。考虑到模型计算所需参数可以从测井资料中获取且能够实现长井段计算，那么拉伸破坏模型和经验模型两种模型公式更为方便，而其他几种模型需要的参数较多，计算较为不便。永探1井和天府102井的地层出砂临界生产压差计算结果如图7、图8所示，其中经验模型的经验系数L按照0.3和0.5取值。

图7 永探1井出砂临界生产压差预测曲线图

图8 天府102井出砂临界生产压差曲线图

永探1井排液时的井口油压0～1.96 MPa，据此计算排液时井底压差64.43～77.61 MPa，对比图7，明显可以看出已经超过出砂临界生产压差。

天府102井排液时的井口油压由57.2 MPa↘4.56 MPa↘0 MPa，据此计算排液时井底压差47.32～51.88 MPa，对比图8，明显可以看出在5 410～5 415 m、5 430～5 435 m段井底压差已经超过出砂临界生产压差。

3 出砂防控措施探索

针对疏松砂岩地层出砂，各油田根据区域油气井的实际情况提出相应防砂技术措施，主要基于2个技术思路：①做好井底压力控制，避免地层岩石结构被破坏导致垮塌出砂；②选择合理的完井方式，优化工艺和管柱结构，避免井下和地面砂堵。同样，在应对火山岩地层出砂时，也是从这2个方向入手，尝试通过油压控制避免或是减少地层出砂，探索优化管柱结构减少砂粒进入管柱内部或是地面流程。

3.1 工艺控制措施

排液测试期间的油压控制根本上还是防止井底压力过低后地层—井筒压差过大，导致地层受剪切作用出现垮塌出砂。因此，在地层临界生产压差计算基础上提出阶梯式等压差控压排液方法，逐步放大井底流动压差，防止大压差下地层岩屑或灰质快速进入井筒造成井下管柱或地面设备堵塞。该方法可以控制进入井筒内的地层流体量、及时关井恢复地层能量，有利于排出井筒内液体、降低地层出砂风险。但该方法要求对井口油压精确控制，同时多次开关井将增加排液测试的时间。

阶梯式等压差控压放喷方法首先是在试油层段出砂预测基础上计算出砂临界生产压差，然后计算排液期间不同井口油压下井底流动压力，最后在排液测试期间逐步降低井口油压，在临界生产压差范围内逐步放大井底流动压差，充分排液，同时地层不会垮塌出砂，直至排液测试结束。表4为典型的阶梯式等压差控压放喷作业程序。

表4 四川盆地火山岩气井阶梯式等压差控压放喷作业程序表

表4中，ptsl为预计纯液井口最高关井压力，MPa；pts为初次放喷后关井井口最高压力，MPa；ptLow为根据地层出砂临界压差计算的最低井口油压，MPa。这里控制的压差台阶是10 MPa，可以根据井况调整压差台阶，以确保井筒安全、避免井筒出砂；同时关井恢复压力的时间也可以根据实际井况进行调整，尽量保持井底压力。

通过该方法，可以有效地避免井底与地层压差过大或者返排量过大的情况下排液时间过长导致地层垮塌出砂，同时兼顾了地层能量不足、油气显示差和油气显示好、产量高等两类目的层的地层稳定性。但该方法排液程序复杂，开关井频繁，关井复压时间长，试油周期较长。

3.2 管柱结构优化

当前火山岩气藏处于勘探阶段，完井方式仍以套管射孔完井为主，防砂措施主要在试油管柱结构上着手，即射孔—测试联作管柱下部靠近产层的位置带上孔眼尺寸为5 mm以内的打孔筛管，尝试在井下避免大颗粒进入管柱内堵塞管柱和地面流程，同时尽量保持油管有较大通径，简化管柱结构，减少变径，减少管柱内砂粒桥堵可能。

3.3 地面测试流程优化

当砂粒进入管柱和地面流程不可避免时，就需要考虑地面流程砂堵的问题，因此采用2套地面测试流程进行排液测试，且在井口至转向管汇之间配置2套除砂器和捕屑器。同时备好捕屑器的备用内筒，一旦发现捕屑器砂堵，在倒换排液测试管线后及时更换、清理。为实现对井口油压的精确控制，在排液测试时采用控压效果更好的1～2 mm小油嘴或者动力油嘴进行放喷测试。

4 实施效果

在永探1井侧眼、天府101井、天府102井等多口井的火山岩储层试油过程中使用了以上出砂防控措施，实践表明防砂效果存在差别。

永探1井侧眼试油，经历11次开关井，油压由69 MPa逐步下降至30 MPa左右，排液测试期间控制井口油压不低于30 MPa以保证井底流动压差始终低于出砂临界生产压差，同时试油管柱上带有打孔筛管并采用1～2 mm小尺寸油嘴放喷排液，作业过程中未发现地层出砂。

天府101井试油，二开二关，第1次开井经121 h油压由70.57 MPa下降至6.98 MPa，然后关井复压至68.91 MPa，第2次开井经60 h油压由68.91 MPa下降至6.41 MPa，并在稳定油压6.21 MPa下进行测试，试油管柱上带有打孔筛管并采用1～2 mm油嘴进行排液测试，作业过程中未发现地层出砂。

天府102井试油，一开一关，开井时未控压，油压从57.2 MPa下降至0，排液期间由线流逐渐断流，后关井9 d油压恢复至57.7 MPa，试油管柱上带有打孔筛管并采用2 mm油嘴进行排液测试。作业过程中流程管线砂堵。

从以上3口井的作业实践来看，通过控制井口油压来降低井底流动压差能够有效防止地层出砂，试油管柱上带打孔筛管并不能解决地层出砂导致的管柱以及测试流程管线砂堵难题。因此，对于探井而言，在排液测试阶段控制好井底流动压差，是防止地层出砂的关键。