砂巖型地下儲氣庫開發過程中出砂規律分析

溫海波

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砂巖型地下儲氣庫開發過程中出砂規律分析

溫海波

（中國石油遼河油田分公司天然氣儲供中心，遼寧盤錦 124010）

以雙6儲氣庫為例研究了砂巖型地下儲氣庫開發過程中出砂規律，根據雙6儲氣庫儲層地質特征和生產條件，設計了儲層巖心出砂物理模擬實驗，分析研究引起儲層出砂的因素及出砂機理，以及對儲氣庫開發的影響。結果表明，在控制生產壓差的條件下，雙6儲氣庫儲層出砂并不嚴重，而水的流動對儲層出砂具有較大的影響，因此在儲氣庫生產管理和防砂措施中，應控制生產壓差以降低氣層中的滲流速度和控制氣層中產生水的流動，達到主動防砂的效果。

雙6儲氣庫；中孔中滲儲層；出砂實驗

地下儲氣庫承擔著天然氣季節調峰的任務，要能夠快速短期地注入和采出大量氣體。這種強注強采的生產方式如果引起儲層大量出砂，將嚴重影響儲氣庫的壽命和調峰能力[1]，因此儲層出砂是制約儲氣庫高效開發的重要因素之一。儲層砂可分為充填（松散）砂和骨架砂，在注采氣過程中，當流體的流速達到一定值時，首先使得充填于儲層孔道中的未膠結的砂粒發生移動，采氣井開始出砂，這類充填砂的流出是不可避免的，且可以起到一定的疏通地層孔隙通道的作用；反之，這些充填砂如果留在地層中，有可能堵塞地層孔隙，造成滲透率下降、注采氣量降低。當流速和生產壓差達到某一數值時，巖石所受的應力達到或超過它的強度，會造成巖石結構損壞，使骨架砂變成松散砂，被流體帶走，引起儲層大量出砂，這樣不僅會傷害儲層，也會對井下工具及管柱造成損傷，所以控制儲層出砂的問題十分必要。本文通過儲層巖心出砂實驗，研究了儲層出砂對砂巖型地下儲氣庫開發的影響[2]。

1 研究區概況

雙6儲氣庫構造位置處于遼河坳陷西部凹陷南部的雙臺子斷裂背斜帶，西以雙臺子斷層與歡喜嶺油田相鄰，北為曙光斷裂鼻狀構造帶前緣，東南臨清水洼陷，南與雙南油田相接，主力層為興隆臺油層。2010年由枯竭油氣藏改建為地下儲氣庫，氣庫運行壓力區間為10.0～24.0 MPa，擁有注采井15口，到2017年已完成三輪注氣、一輪采氣。

興隆臺油層儲層巖性以含礫中粗砂巖、不等粒砂巖、礫狀砂巖為主，少量細～粉砂巖。碎屑成份中石英含量25%～50%，長石含量為30%～60%，巖屑含量為5%～60%；成份成熟度0.62。據3口取心井資料分析，雙6區塊儲層孔隙度5.0%～26.8%，平均17.3%；滲透率平均224×10-3μm2；粒度中值平均0.44 mm，分選系數平均1.47，屬于中孔、中滲儲層。

2 儲層巖心出砂實驗方法及設計

儲層巖心出砂實驗采用穩態法，將氣、水以一定的比例同時恒速注入巖心，在巖樣進、出口壓力以及氣水流量穩定時，氣水在巖樣孔隙中分布達到均衡,此時巖心的有效滲透率是恒定的，測定巖樣進、出口壓力以及氣水流量，根據達西定律計算巖心有效滲透率。通過調整氣水比例，可得到一系列不同含水狀態下的滲透率值及出砂狀況。按流程圖1接好管線，并將實驗流體裝入高壓活塞容器；將不同條件處理后的巖樣放入巖心夾持器；緩慢將圍壓調至一定壓力，啟動ISCO驅替泵，按設定時間測量流量，觀察流量變化、是否出砂以及出砂量[3]。本課題通過物理模擬方法進行出砂實驗，根據雙6儲氣庫地質條件，模擬儲層溫度91℃，地層壓力8～24 MPa時，不同壓差、不同含水飽和度（10%～50%）下的巖心出砂量及出砂前后巖心滲透率變化。根據實驗結果分析雙6儲氣庫儲層出砂機理及其影響因素。

圖1 巖心出砂模擬實驗裝置流程

1.天然氣氣瓶；2.柱塞泵；3.活塞容器；4.電子壓力計；5.手動高壓泵；6.巖心夾持器；7.恒溫箱；8.壓力傳感器顯示表；9.手動高壓泵； 10.回壓閥；11.濕式流量計；12.電子天平。

3 實驗分析

3.1 對氣層中無可流動水的干砂巖的模擬

采用雙6儲氣庫儲層砂巖巖心，模擬不同地層壓力下的全直徑干砂巖巖心在不同的驅替壓差下的的出砂實驗情況。在比較小的驅替壓差下，巖心的出砂量相對較少，當驅替壓差逐漸增大，出砂量突然增大，認定此時巖心達到臨界狀態，此驅替壓差即為臨界壓差[4]。通過圖2可以看出，隨著地層壓力升高，出砂臨界生產壓差不斷增大，地層壓力小于16 MPa時，臨界出砂點生產壓差增長緩慢。

圖2 地層壓力與臨界出砂生產壓差關系

地層壓力大于16 MPa時，臨界出砂點生產壓差快速增長。說明地層壓力越小，地層骨架拉伸破壞及微粒運移越容易，地層砂易被氣體攜帶出；反之地層壓力越大，砂越不容易被攜帶出[5]。注氣期，隨著不斷注氣，地層壓力逐漸提高，可以適當放大生產壓差提高注氣量。采氣期與注氣期相反，隨著采氣量的增長，地層壓力逐漸下降，所以應適當降低生產壓差，控制采氣量[6]。

對巖心樣品實驗前后的質量變化率與滲透率變化率進行統計，依據二者的關系可以將出砂情況劃分為三類（圖3）。

圖3 巖心出砂實驗滲透率變化率與質量變化率關系圖板

Ⅰ類：未達到臨界出砂點壓差，巖樣未明顯出砂，質量變化率不大（小于5‰）。從樣品分布來看，大部分樣品的滲透率變化為正值(0.5%～15%)，少部分巖樣的滲透率變化率為負值(-30%～-7%)，說明未達到臨界出砂點壓差時，巖樣質量變化可能是巖石顆粒表面附著的一些微粒被氣體帶出，即微粒運移所引發的。這種微粒運移出砂量較小，大部分情況下不會堵塞堵塞孔隙，甚至會起到一定的改善儲層滲透率的作用，但也存在一部分附著細微顆粒匯聚在一起堵塞儲層孔隙，使滲透率下降的情況。Ⅱ類：達到臨界出砂點壓差，巖樣出砂明顯，質量變化率較大（5‰～20‰），樣品滲透率變化率開始分化。從樣品分布來看，滲透率變化率為負值 (-49%～-3%）的樣品數略大于滲透率變化率為正值(1%～16%)的樣品數，說明達到臨界出砂點壓差后，巖心砂體骨架可能被破壞，巖心內可動砂量迅速增加。如果這部分砂能隨氣體帶出巖心，滲透率會有所改善（滲透率變化率為正值）；若壓差不足以使這部分砂隨氣體帶出孔隙，就會出現大量砂粒聚集堵塞孔隙的情況，使滲透率大幅下降（滲透率變化率為負值）。這一階段這兩種情況發生的幾率大體一致。Ⅲ類：達到臨界出砂點壓差，巖樣質量變化率較大（20‰～30‰），此時滲透率變化率為正值(0～15%)，表明此時巖樣大規模出砂，在較大壓差下，高速氣流能夠將大部分砂粒帶出巖心，很難發生砂粒堵塞孔隙的情況。因此在實際生產中，合適的生產壓差不僅能有效地減少出砂，還能起到一定改善滲透率的作用；生產壓差過大時，可能產生現地層滲透率大幅下降、大量出砂沖蝕管柱等一系列負面作用[7]。

雙6儲氣庫2014年注氣投產，采取溫和注氣方式生產，各井保持生產壓差小于1 MPa；在2014-2016年注采平衡期對部分注采井進行壓力恢復測試，測試結果（圖4）顯示，在注氣壓差小于臨界出砂生產壓差時，雙6儲氣庫注采井近井地帶儲層滲透率逐年增加，表明溫和注氣能起到一定改善儲層物性的作用。

圖4 雙6儲氣庫注采井多周期滲透率變化曲線

3.2 對氣層中存在可流動水的模擬

對含水砂巖進行模擬實驗，觀察巖心出砂情況。分別模擬不同地層壓力下的含水飽和度為10%、30%、50%的全直徑砂巖巖心在不同的驅替壓差下的的出砂實驗情況。實驗結果表明，相同地層壓力下干砂巖臨界出砂點生產壓差高于含水砂巖臨界出砂點生產壓差，同時含水率越高，臨界生產壓差越小（圖5）。分析認為雙6區塊儲層顆粒以泥、鈣質膠結為主，儲層粒間黏土成份為伊利石–高嶺石–蒙脫石組合，這類泥質顆粒物表現出很強的水敏性[8]，與水接觸后會膨脹松散，且液相流動產生的剪切應力要大于氣相，因此儲層含水飽和度越高，越易于出砂，臨界出砂點也就越小。實際生產中，會出現注采井井筒附近地層存在含水飽和度較高的情況，以及氣液界面附近的注采井容易發生邊水錐進情況[9]，這兩種情況下儲層更易于出砂，因此特別要控制生產壓差不能過大[10]。

圖5 不同地層壓力與含水砂巖臨界出砂點生產壓差關系

4 結論及認識

（1）地層壓力越小，地層骨架拉伸破壞及微粒運移越容易，地層砂易被氣體攜帶出；反之地層壓力越大，地層骨架越不容易被破壞。實際生產中，注氣期，隨著地層壓力不斷升高，單井生產壓差、最大注采氣強度可以適當增加；采氣期，隨著地層壓力不斷下降，單井生產壓差、最大注采氣強度需相應降低。

（2）合適的生產壓差不僅能有效減少出砂，還能起到一定改善滲透率的作用；生產壓差過大甚至超過臨界出砂點壓差時，可能產生層滲透率大幅下降、大量出砂沖蝕管柱等一系列負面作用。

（3）相同地層壓力下，干砂巖臨界出砂點生產壓差高于含水砂巖臨界出砂點生產壓差，同時含水率越高，臨界出砂點生產壓差越小。

（4）生產中合理控制生產壓差，平穩注、采氣可以有效防止儲層出砂，有利于保護儲層、及井筒；特別是作業后含水飽和度較高的注采井，應控制生產壓差，控制采氣速度；對于氣液界面附近的注采井，應控制生產壓差，緩慢平穩采氣，防止邊水錐進。

[1] 羅天雨，麻慧博，呂毓剛，等．呼圖壁儲氣庫合理生產壓差數值分析[J]．中外能源，2011，10（6）：43–46．

[2] 周學深．有效的天然氣調峰儲氣技術——地下儲氣庫[J]．天然氣工業，2013，33（10）95–99．

[3] 肖學蘭．地下儲氣庫建設技術研究現狀及建議[J]．天然氣工業，2012，32（2）：79–82．

[4] 段賀海．砂巖油田開發過程中出砂規律分析[J]．石油實驗地質，2004，26（5）：479–483．

[5] 王彬，陳超，李道清，等．呼圖壁儲氣庫全周期交互注采動態評價方法[J]．新疆石油地質，2016，37（6）709–714．

[6] 李建中，李奇．油藏型地下儲氣庫建庫相關技術[J]．天然氣工業，2013，33（10）100–103．

[7] 王皆明，姜鳳光．砂巖氣頂油藏改建儲氣庫庫容計算方法[J]．天然氣工業，2007，27（11）：97–99．

[8] 趙樹棟，王皆明．天然氣地下儲氣庫注采技術[M]．北京：石油工業出版社，2000：66–82．

[9] 唐洪明．柴達木盆地東部氣田疏松砂巖氣藏出砂與防砂機理探討[J]．天然氣工業，2002，22（1）：52–54．

[10] 王彬，陳超，李道清，等．新疆H型儲氣庫注采能力評價方法[J]．特種油氣藏，2015，22（5）78–81．

編輯：岑志勇

2018–01–16

溫海波，工程師，1986年生，2012年畢業于東北石油大學礦產普查與勘探專業，現從事地下儲氣庫綜合地質研究工作。

中國石油科技重大專項“地下儲氣庫地質與氣藏工程關鍵技術研究與應用”（2015E–4002）。

1673–8217（2018）04–0116–04

TE343

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