海上篩管防砂失效井出砂位置預測及治理對策研究

尚寶兵，李俊飛，方 濤，李 越，于法浩

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300452）

水平井能夠有效增加與油藏的接觸面積，改變近井地帶的滲流方式，降低滲流阻力，從而提高油井產量［1-3］。渤海部分油田采用水平井開發，獲得了較好的開發效果。但部分水平井出砂后再次進行完井防砂費用高、耗時長［4-5］，影響了水平井開發的經濟效益，需要尋找簡易高效的出砂治理對策。

針對渤海K油田一口出砂水平井，設計了一套帶生產滑套的中心管丟手管柱，在不需重新進行防砂作業的條件下實現了控砂目的，使該井恢復正常生產。

1 目標井簡況

渤海K油田A3H井生產層位為明化鎮組，油藏底水較為發育，油層中部垂深1 265 m；采用裸眼完井，優質砂管防砂。投產初期產液量約為110 m3/d，含水0.5%，但生產一段時間后井口化驗發現該井存在出砂問題，且出砂粒徑與篩管的防砂參數相近，據此判斷是由于篩管沖蝕破壞導致部分位置防砂失效。投產六個月后，該井產量逐步降低至25 m3/d左右，且流壓也不斷降低，面臨停產風險。分析認為該井出砂后水平段產生了砂埋，導致井筒流動通道堵塞，影響了該井的正常生產。

2 出砂位置預測

基于滲流力學基礎理論，通過鏡像反映和質量守恒原理推導得到了水平井的產液剖面，結合篩管沖蝕等因素影響，預測水平段可能的出砂位置，為出砂治理提供可靠依據。

2.1 油藏滲流模型

假設流體為單相不可壓縮牛頓流體，整個流動系統為等溫流動，根據劉想平提出的數學模型［6-7］，在無界地層中，把水平井看作一個線匯（如圖1所示）。將水平井段分成由N段微線匯組成，由于每段線匯的長度非常短，因此可以認為流體從油層沿線匯各處是均勻流入的。根據鏡像反映原理以及勢的疊加原理，可以得到底水驅油藏水平井（如圖2所示）生產時三維穩態流動的壓力分布為：

圖1 無限大地層中的一口水平井

圖2 底水油藏中的水平井

式中φij為第i段線匯在第j段線匯中點產生的勢；φie為第i段線匯在恒壓邊界處產生的勢；qi為第i段線匯的流量，m3/d；pe為恒壓邊界處壓力，MPa；pwj為第j段線匯中點處的壓力，MPa；ze為恒壓邊界處的Z坐標；zw為井離xy平面的距離。

2.2 水平井筒內流體流動模型

對于裸眼完井的水平井，其井筒內的壓降由四種壓降組成，分別是摩阻引起的壓降、流速引起的加速壓降、高差引起的水力壓降和混合壓降［8-10］。根據能量守恒原理和質量定理，可計算出井筒內的壓降：

式中ΔPwfi為水平井筒第i段內的壓降，MPa；θ為井斜角，（°）；Li為第i段線匯的長度，m；f為摩阻系數；Qi為流過水平井筒第i段的主流流量，m3/d；qi為第i段線匯的流量，m3/d；D為水平井筒的直徑，m。

在水平井實際生產過程中，油藏滲流和井筒流動是相互影響的。在計算實際井筒流入剖面以及井底流壓分布時，需要將油藏滲流與井筒流動耦合進行迭代計算。具體計算過程如圖3所示：

圖3 產液剖面耦合計算流程

3 出砂位置預測及管柱設計

3.1 基礎數據

該井采用裸眼完井優質篩管防砂，防砂段長119 m，地層原油黏度12 mPa·s，原油密度0.907 g/cm3，儲層埋深約1 265 m，地層壓力為11.2 MPa，其沿水平段的地層滲透率分布主要為（1 000～5 000）×10-3μm2，如圖4所示。該井水平段并非絕對水平，實際井眼軌跡如圖5所示。水平井各段避水高度不相等，最大避水高度約為14 m，最小避水高度約為10 m。

圖4 水平段滲透率分布

圖5 實際井眼軌跡

3.2 出砂位置預測

利用本文所建立的數學模型，計算了該井常規生產條件下的產出剖面如圖6所示。計算結果表明，在正常生產條件下，該井水平段的井筒流動入量主要為0.5～1.6 m3/d·m，而距水平井根端約60m處的井筒流動入量達到2.9 m3/d·m，中間段的產液貢獻高于其它部位，此處篩管受到的流體沖蝕最嚴重，是可能的出砂位置。

圖6 產液剖面預測結果

3.3 控砂管柱設計

根據預測的水平段出砂位置，考慮實際作業難度的影響，將水平段分為20+35+64三段，初期生產趾端和根端兩段。為此設計了一套帶生產滑套的中心管丟手管柱，通過遇水遇油封隔器（如表1所示）將水平段分為三段，各段采用滑套控制開關狀態。丟手管柱下入時，滑套2保持關閉狀態，滑套1和3保持打開狀態；由此可達到防止出砂段出砂的目的，還可滿足后期含水升高后分段開采需求（如圖7所示）。

圖7 水平段分層開采管柱設計

表1 封隔器坐封數據

4 應用效果分析

該井作業時，累計沖出80 L地層砂及少量鐵屑、鐵片和少量類似陶粒的沙粒，驗證了該井水平段由于出砂堆積導致流體流動通道堵塞的分析。按照設計下入分層開采管柱后重新開井生產。

作業結束初期，該井產液量50 m3/d，含水率0.6%，流壓恢復至7.5 MPa左右，后期逐步提高至70～90 m3/d且生產一直較為穩定，基本達到了投產初期的生產能力，且后期未再出現出砂問題。

5 結論

（1）基于油藏滲流理論，建立了油藏滲流與井筒流動耦合影響的底水油藏水平井產液剖面預測模型，利用建立的模型預測了渤海K油田A3H井的實際產液剖面，有效指導了該井篩管沖蝕破壞位置的確定，為實施出砂治理提供了依據。

（2）在該井下入帶生產滑套的中心管丟手管柱，實現了水平段的分段生產，通過關閉出砂段的滑套防止地層出砂，快速恢復了產能。