尼日利亞深水A油田防砂實踐

武廣璦　曹硯鋒　史東坡（.中海油研究總院，北京　0008；.遼河油田勘探開發研究院，遼寧盤錦　400）

尼日利亞深水A油田防砂實踐

武廣璦1曹硯鋒1史東坡2
（1.中海油研究總院，北京100028；2.遼河油田勘探開發研究院，遼寧盤錦124010）

尼日利亞A油田平均作業水深1 500~1 700 m。油田分6套層系開發，生產井共采用了壓裂充填、膨脹篩管、優質篩管3種防砂方式。通過分析油田儲層物性及開發井實際生產數據，從防砂效果、表皮因數及單井產能3個方面對3種防砂方式的效果進行了評價。研究結果表明，在合理生產制度下，3種防砂方式均能有效防砂；從降低表皮因數、提高油井產能方面分析，優質篩管防砂在該地區更具優勢；壓裂充填方式可承受更大的生產壓差。

深水油田；防砂；壓裂充填；膨脹篩管；優質篩管；表皮因數；產能

A油田是尼日利亞O區塊內開發的第1個油田，距海岸線約135 km，平均作業水深1 500~1 700 m，作業者為道達爾公司。油田共分為AU、AL、B、D、E/ F和G等6套開發層系，采用早期注水注氣保持地層壓力的開發方式進行油田開發，開采方式為自噴生產［1］。該油田的開發生產系統由生產管匯、注水管匯和注氣管匯組成，通過浮式隔水管回接到FPSO上進行生產處理；生產排出的地層水一部分通過注水井回注地層（為地層補充能量），其余經處理后排入大海；伴生氣體部分回注地層，部分經過水下輸氣管線外輸進行LNG加工處理。

A油田開發過程中采用了多種防砂方式，本文旨在通過分析生產井實際生產數據，評估對比各防砂方式的防砂效果及對產能的影響，為油田下一步的開發提供參考。

1　防砂設計與實施

1.1儲層物性

A油田儲層為三角洲沉積相，目的層普遍為砂泥巖互層，屬石英長石砂巖，以細-粗砂巖為主。儲集空間以粒間孔為主，孔隙度主要分布范圍18%~30%，平均22.6%；滲透率主要分布范圍200~4 000 mD，平均1 100 mD，具有中孔、中高滲的儲集物性特征。原油黏度低，屬輕質揮發油。

A、B油組沉積模式為深水濁積水道砂體側向遷移疊置。根據巖相分析結果，A油組干凈砂巖層占比23%，B油組為27%，地層膠結比較疏松，砂粒分布的均勻度較差。

DH油組沉積模式為多期朵葉復合砂體。根據巖相分析結果，D油組干凈砂巖層占比68%，EF油組為49%，G油組為58%，地層膠結和砂粒分布的均勻度較好。

1.2出砂預測

利用出砂預測模型對測井資料進行分析，可以初步預測開發井生產過程中出砂的可能性［2-5］。分別采用聲波時差法、B指數法和S指數法對測井資料進行分析，可以看出，A、B、D、EF層的出砂可能性大，G層的出砂可能性為中等，油田開采初期均需要防砂（tu 1）。

圖1　經驗法出砂預測

根據測井資料及室內巖石強度試驗數據，基于UCS/2法則計算［6］，各層位開采初期的臨界出砂生產壓差在5~10 MPa（圖2）。隨著開采過程中水的產出及儲層壓力衰竭，會增大出砂的趨勢，出砂臨界生產壓差會進一步降低。深水油田一旦大量出砂，會造成極大的危害，所以A油田必須采取防砂措施。

圖2　A油田各層位臨界出砂生產壓差

1.3防砂方式

綜合考慮各種防砂方式優缺點，并結合A油田各儲層物性特征及油藏開發方案，生產井主要采用以下3類防砂方式，各種方式的簡介如表1所示。

根據第1批井的測試結果及投產后的實際表現，7口采用壓裂充填防砂的井的表皮因數高，產液指數低，非作業時間長，從工程和生產2個方面都不成功。經過分析，認為導致這一現象的原因是由于A油田生產井各層滲透率差異大，不適合采用壓裂充填防砂工藝。考慮到膨脹篩管可在井筒中進行順應式膨脹，實現與裸眼井壁緊密貼合，可防止產出砂在篩管-井壁環空中的重新排列，有利于生產井獲得高的產液指數，以及該防砂方式在其他區塊的成功應用經驗，作業者決定后續采用壓裂充填設計的生產井均改為膨脹篩管防砂。優質篩管防砂方式在大斜度井和水平井上均取得了成功，決定后續水平井均采用此方式。

表1　采用的3類防砂方式簡介

最終，A油田生產井防砂方式總結為：8口定向井采用壓裂充填，4口定向井采用膨脹篩管，1口定向井采用優質篩管簡易防砂，所有水平生產井均采用優質篩管簡易防砂。

2　效果評價

2.1防砂效果

A油田為深水油田，采用的防砂理念是：不允許有地層砂產出。從實際生產情況來看，所有生產井均未發生持續性的出砂，采用的壓裂充填、優質篩管及膨脹篩管3種防砂方式均能有效阻止地層砂的產出。

2.2表皮因數

近井地帶的表皮因數是評價油氣井產能和完井效率的重要參數［7］。一口不完善定向油井的穩定流產量公式表示為

其中

式中，St為總表皮因數；Stu為非達西流擬表皮因數；∑Si為由各種因素產生的擬表皮因數，包括儲層部分打開擬表皮因數、射孔完井擬表皮因數、井斜擬表皮因數、流度變化擬表皮因數、泄油面積形狀擬表皮因數等。

A油田多數生產井在生產過程中都進行了多次生產測井作業，并得到了總表皮因數。對單井來講，測試過程中可以認為∑Si為一定值，而Stu則與測試條件相關。Stu與產量呈線性相關［8-9］，流量越大，Stu越大，總表皮因數St也越大。為了消除測試過程中流量對總表皮的影響，需要對測得的數據進行處理，校正后得到真實的表皮因數。以A689-P1井為例（圖3），可以看出，流量與總表皮因數具有較好的線性相關性，建立線性關系式后，求得流量為0時對應的表皮因數即是校正后的真實表皮因數。

圖3　A689-P1井流量與表皮因數的相關性公式擬合

對所有生產井采用以上方法進行處理，得到各生產井的校正表皮因數（如圖 4所示）。壓裂充填井表皮因數范圍–3.3~19.3，平均10.7；優質篩管簡易防砂井表皮因數范圍–4.8~10.2，平均0；膨脹篩管井表皮因數范圍–1.6~26.1，平均0.6。由于采用膨脹篩管進行防砂的生產井的井下壓力計出現故障，故只有1口井有壓力測量結果以計算表皮因數，其他井表皮因數未知。

壓裂充填防砂方式下表皮因數最大，推測是由于儲層間非均質性較強，壓裂充填過程中未能有效壓開低滲儲層，而壓裂液對高滲儲層又造成了二次污染，形成的裂縫未能彌補這一污染。膨脹篩管與優質篩管防砂方式下表皮因數相當，符合預期。

圖4　生產井校正表皮因數

2.3單井產能

推薦采用標準化產液指數作為評估防砂方式對單井產能影響的依據。標準化產液指數表示為

式中，J為產液指數；k為地層滲透率；H為地層厚度。

在標準化產液指數基礎上引入流體黏度μ，得到校正標準化產液指數J'，作為評估防砂方式效果的依據

據此，得到投產后一年內定向生產井的平均校正標準化產液指數，如圖5所示。

圖5　定向生產井校正標準化產液指數（投產后一年內平均數據）

對于圖 5中定向生產井，A123-P4、A68-P1等前8口井為壓裂充填防砂井，A568-P1、B-P2、A568-P2等3口井為膨脹篩管防砂井，A9-P2為優質篩管防砂井。

對比3種防砂方式下生產井的平均校正標準化產液指數，可以看出，優質篩管防砂是壓裂充填的2.3倍，是膨脹篩管的2.4倍。優質篩管防砂方式更有利于釋放生產井產能。

對比產量和生產壓差可以看出，3種防砂方式中，壓裂充填方式可承受更大的壓差，在提產方面更有優勢。

3　結論

（1）壓裂充填、優質篩管、膨脹篩管3種防砂方式均能有效阻止地層砂的產出，可實現油田的長期穩定生產。

（2）對于生產井和注入井，3種防砂方式下對應的表皮因數排序為：優質篩管＜膨脹篩管＜壓裂充填。壓裂充填的表皮最高，但可耐受更大的生產壓差，有利于提產。

（3）優質篩管對應的單井產液指數最高，最有利于產能的釋放。同時，該防砂方式對應的完井工期及費用最低，可大幅降低建井成本。從生產表現來看，定向生產井和水平生產井采油優質篩管防砂方式均可長期穩產。

［1］楊秀夫，蔣海軍.尼日利亞A油田深水鉆完井實踐與思考［J］. 中國海上油氣，2008，20（3）：206-210，214.

［2］SAUCIER R J. Considerations in gravel pack design［R］. SPE 4043, 1974.

［3］TIFFIN C L, KING G E, LARESE R E, et al. New criteria for gravel and screen selection for sand control［R］. SPE 39437, 1998.

［4］GEORGE G, CALVIN K D, CHRISTOPHE M. Screen selection for sand control based on laboratory tests［R］. SPE 64398, 2000.

［5］ALISTAIR R, DAVID T, ALLAN T, et al. Water injection completion philosophy in a deep water subsea environment requiring sand control: A case study of 29 injection wells in west of Shetland［R］. SPE 89745, 2004.

［6］鄭勛，鄧金根.深水A油田防砂方案設計［J］. 斷塊油氣田，2011，18（6）： 809-812.

［7］陳元千，閻為格.表皮因數的分解方法［J］. 斷塊油氣田，2003，10（6）：32-35，91.

［8］陳元千.油氣藏工程計算方法（續篇）［M］. 北京： 石油工業出版社，1999：102-106.

（修改稿收到日期2014-12-31）

〔編輯宋宇〕

Sand prevention practice of Deepwater Oilfield A in Nigeria

WU Guang’ai1, CAO Yanfeng1, SHI Dongpo2
（1. Research Institute of CNOOC, Beijing 100028, China; 2. Research Institute of Petroleum exploration and developement Liache Oilfield Panjin 124010, China）

The average operating depth of Oilfield A in Nigeria is 1 500 to 1 700 m. The oilfield is developed by six series of strata. The production wells adopt three sand prevention measures of frac-pack, expandable screen pipe, and high-quality screen pipe. By analyzing the properties of oil reservoir and the actual production data of development wells, the effects of the three sand prevention methods are evaluated from three aspects of sand controlling result, skin factors, and single well productivity. The research results show that all of the three methods can effectively prevent sand under a reasonable production system; to analyze from reducing skin factors and increasing well productivity, high-quality screen pipe is more advantageous in the region; frac-pack can withstand greater differential pressure of production.

deepwater oilfield; sand control; frac-packing; expandable screen pipe; high-quality screen pipe; skin factor; productivity

TE22

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0121 – 04

10.13639/j.odpt.2015.01.031

“十二五”國家科技重大專項“西非、亞太及南美典型油氣田開發關鍵技術研究”（編號：2011ZX05030-005）。

武廣璦，1984年生。2009年畢業于中國石油大學（華東）油氣井工程專業，現在中海油研究總院從事鉆完井方面的工作。電話：010-84526474。 E-mail：wuga@cnooc.com.cn。

引用格式：武廣璦，曹硯鋒，史東坡. 尼日利亞深水A油田防砂實踐［J］.石油鉆采工藝，2015，37（1）：121-123，128.