渤海稠油油田適度出砂對儲層物性影響實驗研究

黃 康，楊樹坤，郭宏峰，張 博，石先亞

（中海油田服務股份有限公司油田生產事業部，天津 300459）

渤海稠油油藏普遍具有埋藏淺、儲層膠結疏松的特點，開發過程中高黏度的原油往往會攜帶地層砂一起產出，造成不同程度的出砂問題，如何有效防砂成為制約稠油油田高效開發的難題。目前采用完全有效的防砂完井方式，雖然可以最大限度的避免地層出砂，但同時也會導致近井地帶表皮系數的增大，限制生產壓差放大，無法充分發揮油井產能[1-4]。

針對以上問題，目前稠油油田開始采用適度出砂的冷采方式，一方面地層出砂可以形成蚯蚓洞，增加近井地帶原油的流動性[5，6]；另一方面地層適度出砂可以減小表皮系數，放大生產壓差，提高產能。本文以渤海某稠油油藏為例，開展地層出砂對近井儲層滲透性影響的實驗研究，為渤海稠油油田適度出砂開采提供依據。

1 適度出砂對儲層物性影響研究

目前國內外對地層出砂研究主要集中在生產條件（地層滲透率，孔隙度，生產壓差）對出砂的影響，以及對出砂量的預測，鮮有研究地層砂排出后對儲層物性的改善，及對油井產能的影響。

本文以渤海某稠油油田出砂冷采為研究對象，通過室內實驗評價地層出砂量、出砂粒徑、泥質含量等對儲層物性的影響，探索適度出砂開采提高油井產能的機理。

1.1 實驗設計

1.1.1 巖樣制備

1.1.1.1 巖心制作方法 考慮疏松砂巖取樣異常困難，現場基本無法獲取完整的天然巖心，本文采用預埋細粉砂的方式來制作本次實驗所需要的巖心。即使用一定質量的粗砂（模擬骨架砂）和不同質量的細粉砂直接膠結，通過改變粗砂和細砂的比例來模擬不同的出砂量。

利用已經掌握的人造巖心技術，結合實際實驗需要，將人造巖心分為兩個主要部分，即為骨架砂和細粉砂。骨架砂模擬真實地層中膠結的砂巖或碳酸鹽巖部分，而細粉砂模擬游離在骨架砂中的細小砂礫。人造巖心力求在骨架砂和細粉砂的關系上最大程度接近實際地層中的巖心，從而能夠盡量真實重現地下物理一般規律。

1.1.1.2 巖心制作工藝 為制作出滿足實驗要求的巖心，提出了四種巖心制作方案：混合壓制、中空填砂、膠囊填充、PVA可溶性薄膜法，通過綜合對比和實驗，最終選擇采用PVA可溶性薄膜法制作的巖心進行后續出砂實驗評價。

PVA可溶性薄膜構思：PVA可溶性薄膜法可以隨意設計袋子的形狀，并能夠快速溶解于水中，自由降解。在填入細粉砂的同時可以混合一定比例的未膠結的骨架砂，使得巖心內部中同時存在未膠結的不同粒徑的砂子。

（1）挑選不同目數的石英砂顆粒作為骨架砂和細粉砂，例如骨架砂顆粒為40～60目，細粉砂為150目。

（2）利用已有的人造巖心制備工藝，按照一定的膠砂比例混合攪拌均勻骨架砂，細粉砂則在稱重完成以后放入準備好的可溶性PVA材料制成的袋子中，并隨著骨架砂一起按事先準備好的方案填入已有的固定規格的人造巖心壓制模具，按設計壓力進行壓實。

（3）待模型膠結固化后起初巖心，切割磨平，準備進行下一步實驗（見圖1）。

圖1 巖心照片

1.1.2 實驗材料與條件 實驗裝置：人造巖心模具、巖心制作器、QKY-2型氣體孔隙度測定儀、STY-2型氣體滲透率儀、高溫高壓多功能驅替裝置等。

實驗樣品：渤海某稠油油田砂樣、環氧樹脂、固化劑等。

油藏條件：目標稠油油藏埋深1 000 m～1 500 m，儲層膠結疏松，易出砂，砂巖成分中石英36.5%～41.2%，長石31.6%～37.5%，巖屑19.8%～28.7%，主要為巖屑長石細、粉砂巖，黏土含量高，可達20%，主力產層孔隙度25%～30%，滲透率1 500 mD～2 000 mD，地層溫度為 60 ℃，地層原油黏度 100 mPa·s～150 mPa·s。

1.2 實驗結果與分析

1.2.1 地層出砂量對儲層物性影響 地層砂洗油、烘干后，利用標準篩網篩析出不同粒徑砂子，實驗以小于30（590 μm）目砂子作為骨架砂，大于 140 目（104 μm）砂子作為細粉砂，利用預埋細粉砂方法制作巖心，模擬排出5%、10%、15%后，巖心滲透率、孔隙度變化情況。實驗結果（見圖2，圖3）。

由圖2、圖3可以看出，（1）地層出砂能顯著改善儲層物性，具體表現為隨著出砂量增多，巖心孔隙度、滲透率不斷增大，當出砂量為15%時，滲透率增幅高達 50%～60%，孔隙度增幅高達35%～40%；（2）不同巖心，出砂后滲透率、孔隙度增加程度不一樣，在出砂量相同的情況下，物性越差，巖心滲透率、孔隙度增加幅度越大，這與巖石原始粒徑分布、巖石孔隙結構等有密切關系；（3）隨著出砂量增多，巖心滲透率、孔隙度增加幅度均呈現變小的趨勢，這對于稠油油井適度出砂開采合理出砂量的選擇具有重要指導意義。

1.2.2 出砂粒徑對儲層物性影響 篩選出不同粒徑地層砂，評價出砂量一定（5%）的情況下，排出砂粒徑不同對巖心滲透率、孔隙度的影響。實驗結果（見圖4，圖5）。

由實驗結果可以看出，（1）出砂量一定的情況下，粒徑較小（＜38 μm）的砂子對巖心滲透率的增加貢獻最大，粒徑＞38 μm的砂子貢獻相對較小，且隨著出砂粒徑的增大，滲透率增幅有逐漸減小的趨勢；（2）出砂量一定的情況下，巖心孔隙度的增加并沒有呈現出明顯的規律性。分析原因認為，相較于大顆粒砂子，粒徑較小的砂子排出更有利于增大巖心有效喉道半徑，增加其滲透率。

1.2.3 出砂粒徑比對儲層物性影響 油田現場實際出砂粒度分布范圍廣，小至幾微米的細粉砂，大至幾百微米的中砂，為模擬現場出砂實際，本文開展不同出砂粒徑比對儲層物性影響研究，篩選140目（104 μm）、200目（74 μm）、270 目（53 μm）地層砂，按照不同比例混合，評價不同出砂量條件下，出砂粒度分布對巖心滲透率、孔隙度的影響，實驗結果（見圖6，圖7）。

實驗結果可以看出，地層出砂粒度分布不同，儲層滲透率、孔隙度增加程度不一樣。（1）出砂粒徑分布越均勻，巖心滲透率、孔隙度增加幅度越大，出砂粒徑全部為270目時，滲透率增加幅度最大；（2）出砂不均勻時，排出砂中小粒徑含量越高，滲透率、孔隙度增加幅度越大，140 目：200 目：270 目=1∶1∶2 時滲透率、孔隙度增幅最大，然后依次是 140 目：200 目：270 目=1∶2∶1 和140 目：200 目：270 目=2∶1∶1。

圖2 不同出砂量對滲透率影響

圖3 不同出砂量對孔隙度影響

圖4 出砂粒徑對滲透率影響

圖5 出砂粒徑對孔隙度影響

圖6 出砂粒徑比對滲透率影響

圖7 出砂粒徑比對孔隙度影響

1.2.4 泥質含量、排出量對儲層物性影響 本文研究的目標油田儲層泥質含量高，為評價泥質排出程度、含量對近井儲層滲透性的影響，設計泥質含量分別為20%、10%，排出程度在 15%、30%、45%、60%下巖心滲透率變化。實驗采用細粉砂預埋式人造巖心，后期使用振動篩和驅替的方式將模擬泥質的鈣基膨潤土加進巖心。實驗結果（見圖8）。

圖8 泥質含量和排出程度對滲透率的影響

由圖8可以看出，（1）泥質對滲透率的影響遠比細粉砂大，在排出程度一定的情況下，泥質含量越高，滲透率增幅越大，黏土含量20%＞黏土含量10%＞200目細粉砂；（2）隨泥質排出程度增加，滲透率增幅逐漸增大，但增加幅度逐漸變緩；（3）泥質含量不同，對滲透率增加幅度的貢獻大不相同，但隨著泥質排出程度增加，兩者差距逐漸減小。分析原因認為，當游離砂中泥質含量較多時，更多的泥質占據孔喉位置，在相同的排出程度下，仍有相當一部分孔喉受到殘余泥質的影響，進而影響其孔喉的恢復程度。在現場實踐中，對于泥質含量高的地層應盡量的提高其泥質的排出程度。

2 結論

（1）地層適度出砂能明顯改善儲層物性，在一定出砂范圍內，隨出砂量增多，滲透率、孔隙度逐漸增大，但不同巖心增加程度不一樣，在出砂量相同的情況下，原始滲透率低的巖心增加幅度大。

（2）實驗表明，出砂量一定的情況下，粒徑較小（＜38 μm）的砂子對巖心滲透率的增加貢獻最大，而粒徑變化對巖心孔隙度的影響并沒有呈現出明顯的規律性。

（3）地層排出砂的粒徑分布對儲層物性影響很大，出砂粒徑越均勻（全部為270目砂），滲透率、孔隙度改善越大；在出砂不均勻的情況下，排出砂中小粒徑含量（140 目：200 目：270 目=1∶1∶2）越多，滲透率、孔隙度改善越大。

（4）實驗表明，泥質對滲透率的影響遠比細粉砂大，在排出程度一定的情況下，泥質含量越高，滲透率增幅越大，黏土含量20%＞黏土含量10%＞200目細粉砂。

［1］韓國慶，符翔，吳曉東，等.適度出砂開采方式在海上油田的應用［J］.國外油田工程，2004，20（2）：19-21.

［2］曾祥林，何冠軍，孫福街，等.SZ36-1油藏出砂對滲透率影響及出砂規律實驗模擬［J］.石油勘探與開發，2005，32（6）：105.

［3］田紅，鄧金根，孟艷山，等.渤海稠油油藏出砂規律室內模擬實驗研究［J］.石油學報，2005，26（4）：85-86.

［4］韓國慶，李相方，吳曉東，等.渤海稠油油田適度出砂生產可行性研究［J］.鉆采工藝，2004，27（3）：29-32.

［5］周守為.海上稠油高效開發新模式研究及應用［J］.西南石油大學學報，2007，29（5）：1-4.

［6］唐洪明，王春華，白蓉，等.適度出砂對儲層物性影響的室內評價方法研究［J］.西南石油大學學報（自然科學版），2008，30（2）：94-96.