林日亿，李兆敏，陆杏英，杨建平，谭红旗，尹家文，赵宏宁

(1.中国石油大学储运与建筑工程学院，山东青岛 266555;2.中国石油大学石油工程学院，山东青岛 266555;3.中国石油青海油田分公司采油一厂，青海海西816400;4.辽河油田SAGD项目开发部，辽宁盘锦 124000;5.中油国际工程有限责任公司，北京 100011;6.中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司，北京 100085)

稠油热采出砂机制试验研究

林日亿1，李兆敏2，陆杏英3，杨建平4，谭红旗5，尹家文1，赵宏宁6

(1.中国石油大学储运与建筑工程学院，山东青岛 266555;2.中国石油大学石油工程学院，山东青岛 266555;3.中国石油青海油田分公司采油一厂，青海海西816400;4.辽河油田SAGD项目开发部，辽宁盘锦 124000;5.中油国际工程有限责任公司，北京 100011;6.中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司，北京 100085)

稠油生产出砂是油气田开发中制约产能的重要因素，高温蒸汽冲刷、沥青质的热解和水岩反应溶解是稠油热采出砂的主要原因。针对稠油开采出砂问题，分析稠油区块的出砂机制，并试验研究稠油热采注蒸汽对岩心渗透率的影响和稠油热采的出砂机制。结果表明:随着注入蒸汽量的增加，岩心的渗透率都会先下降后上升，开采时需要适当控制蒸汽流速以恢复最终渗透率到原有的80%左右;高流速下流体的流动冲刷导致地层的拉伸破坏而产生微粒的运移，破坏了骨架砂;高温导致岩石的胶结强度下降，砂粒疏松;高黏度的原油在流动中阻力大，流动所需的压力梯度大，对砂粒的摩擦携带作用也大;岩心初始渗透率低导致驱替压差大，对岩心产生剪切破坏。

稠油热采;出砂机制;试验;岩心渗透率

大部分稠油油藏地质情况复杂、动用难、开采成本高，这些因素制约了稠油的有效开采。地层出砂问题［1］是制约因素之一，当蒸汽吞吐多轮次开采后高温蒸汽反复冲刷、高温热解等对地层岩石骨架的破坏作用增强，地层出砂更加严重。辽河油田是一个油藏类型多、成岩作用差的复杂断块油田，油藏泥质含量较高，地层胶结疏松，采用蒸汽吞吐生产油井出砂极其严重。由于对其出砂机制的研究还不够深入，使得在布置射孔位置、确定生产压差与产量以及合理的防砂措施等方面具有一定的盲目性，造成防砂效果差。因此，加强对稠油油藏在热采条件下岩石的破坏机制导致地层出砂规律方面的研究显得十分必要。笔者通过理论和试验的方法研究稠油热采井的出砂机制。

1 稠油油藏出砂机制

地层砂可以分为游离砂和骨架砂［2-3］。游离砂是充填于油层孔道内的未胶结的砂粒。当流体流速达到一定数值时这些未胶结的砂粒将发生运移，油井开始出砂，这些砂粒必然会随着产液流出地层，且能起到疏通地层孔隙通道提高产液渗流能力的作用;若这些充填砂粒留于地层孔隙中不能随地层流体带出，将会堵塞地层孔隙通道，造成地层渗透率下降，产能降低。当生产流速和生产压差达到某一临界值时，岩石所受的应力达到或超过其屈服极限，造成岩石骨架结构的破坏，从而产生新的砂粒(骨架砂)，这些砂粒也变成可运移的游离砂，被油层流体携带而引起油井大量出砂，因此在生产过程中要控制生产流速和井底压差，避免大量出砂。

在生产过程中，岩石受到的上覆岩层压力、水平地应力和地层孔隙压力三者平衡被打破而导致岩石应力结构发生变化，致使岩石发生破坏。一般将岩石的破坏形式分为两种:剪切破坏和拉伸破坏，在生产过程中两种破坏机制同时起作用并相互影响。剪切破坏被认为是大多数现场出砂的基本机制:当岩石出现剪切作用达到屈服极限后，岩石产生破裂面，进而使岩石承载能力降低，破裂面进一步破碎和向外扩张，同时剪切引起地层破坏后，地层颗粒更容易在产液拖拽力作用下发生运移而出砂。拉伸破坏是岩石出砂的另一机制:当产液流速超过一定数值，黏性产生的径向拉应力超过岩石抗拉强度时，岩石产生屈服导致拉伸破坏。

通常，稠油油藏属疏松砂岩，地层胶结强度低，原油黏度高，极易出砂。开发时常利用加大生产压差来提高产量，这样易产生剪切破坏;在同样的产量下，稠油流动作用于炮孔周围地层颗粒上的拖曳力要比普通稀油大得多，使得炮眼孔壁岩石径向应力大于其本身的抗拉强度，脱离基体而导致拉伸破坏;高温蒸汽对沥青质的热解、水岩反应产生的矿物和胶结物溶解、储层的不断激励破坏作用是稠油热采出砂的另一重要原因［1，4］。

2 试验装置

试验装置如图1所示。试验仪器和材料包括蒸汽驱线性模型、真空泵、压力表、电子天平、一维岩心管、真实岩心、控制系统等。通过设计的自动控制系统对试验进行控制并采集试验数据，从而完成稠油热采岩心渗透率试验和稠油岀砂机制试验。

图1 蒸汽驱线性模型Fig.1 Linear model of steam flooding

3 岩心渗透率试验

通过试验研究稠油热采时高温蒸汽注入速率、蒸汽温度和稠油黏度对岩心渗透率的影响，可以分析出油层的出砂机制——游离砂和骨架砂在这些因素影响下的变化。

3.1 高温蒸汽对渗透率的影响

通过蒸汽驱线性模型测试高温蒸汽作用下岩心渗透率的变化规律［5-7］，模拟不同蒸汽注入速度、温度对岩心渗透率的影响。

采用辽河曙一区真实岩心制作一维岩心管(不含油岩心1根，含油岩心4根);岩心抽真空后进行饱和，并测初始液相渗透率k0。维持温度不变，测量并记录不同流量下岩心的渗透率;维持流量不变，测量并记录不同蒸汽温度下的岩心渗透率。

3.1.1 蒸汽流速

利用真实岩心粉末人工夯填填制不含油岩心1根(岩心号为S1)和含油岩心2根(岩心号分别为S5和S6)，其性质见表1。在210℃下分别用2、4、6 mL/min流速蒸汽进行驱替，测试岩心渗透率的变化，试验结果见图2。

由图2可以看出，随着蒸汽注入量的增加，含油岩心及不含油岩心的渗透率都发生了较大的变化，呈现出先降低后升高的规律。原因是在蒸汽注入过程中，开始由于水敏、泥质膨胀、砂粒运移等原因，堵塞岩石中的孔隙通道，使岩石渗透率发生了不同程度的下降。后来，随着注入蒸汽量的不断增加，砂粒不断被带出，同时部分剩余油被蒸汽驱出，渗流孔道变大，岩心渗透率出现一定程度的回升，但回升后的渗透率始终没有超过最初渗透率，有的甚至远小于最初渗透率。可以看出，岩心流出的砂是游离砂，这部分的出砂是不可避免的，在实际生产中也希望这部分砂流出，有利于原油的流动，从而可以提高采收率。由图2还可知，当含油岩心流速为6 mL/min、不含油岩心流速为2 mL/min时，最终渗透率可以恢复到初始渗透率的80%左右。当流速过大时，岩石受到的应力达到或超过其强度，造成岩石骨架结构破坏，颗粒剥离骨架被流体带走而引起油井大量出砂，此时岩心渗透率会持续变小然后急剧增大，大于最初的岩心渗透率。通过S5和S6的对比可以看出S5的出砂少，且最后岩心渗透率较低，可以推断出其游离砂流出很少，实际生产中不应采取这一流速。

表1 S1、S5、S6填砂岩心的性质Table 1 Features of filled core S1，S5 and S6

图2 210℃时不同岩心液相渗透率变化及渗透率变化比例Fig.2 Core liquid permeability changes and permeability in the proportion of change for different core at 210 ℃

3.1.2 蒸汽温度

利用2根含油岩心(岩心编号为S3和S2)，以5 mL/min的蒸汽流速进行蒸汽温度对岩心渗透率的影响试验，表2为岩心性质，试验结果见图3。

图3 相同蒸汽流速下不同岩心液相渗透率变化及其变化比例Fig.3 Core liquid permeability changes and permeability in the proportion of change in the same steam flow rate

表2 S3和S2填砂岩心的性质Table 2 Features of filled core S3 and S2

由图3可见，随着蒸汽注入量的增加，在相同蒸汽流速下，两块含油岩心的液相渗透率也发生较大的变化，呈现先降低后升高的类似规律。蒸汽开始注入时，岩石水敏导致渗透率下降。随着蒸汽注入量的不断增加，岩心渗流孔道逐渐通畅变大，使岩心渗透率出现不同程度的回升。通过上述试验可以看出:随着温度的升高，岩心渗透率增大，出砂量也增大;当蒸汽温度达240℃时，高温蒸汽加热使岩心孔隙内的黏土矿物与非矿物热膨胀程度不同，岩石内出现热应力集中现象，岩石胶结结构及泥质胶结结构均遭到破坏，岩石结构变得松散。其次，地层热应力就会变成切应力使井壁处的岩石颗粒向井筒挤压，同时由于疏松砂岩的胶结质一般为泥质和硅质，硅质胶结硬度较大。在高温下，硅质胶结易变脆，而泥质则易于结块，在一定的压力下又会很容易破碎。高温物化反应也可导致岩石孔隙度的降低，从而堵塞蒸汽流道，降低渗透率，并有可能导致岩石的最终渗透率达到甚至超过初始渗透率，这在实际生产中应当避免。

3.2 原油黏度对岩心渗透率的影响

在一维蒸汽驱线性模型试验中，通过测试不同原油黏度在驱替过程中岩心渗透率的变化来说明原油黏度对岩心的影响。

利用辽河曙一区含油岩心填制一维岩心管;岩心抽真空并饱和，测初始液相渗透率;准备模拟油并用黏温流变测试仪测定模拟油的黏度;最后测量不同黏度下岩心的渗透率。

但学生对此培养的要素理解不够，认同度不够，他们无法理解刚进入大学阶段，本应该好好体验大学安逸休闲的大学生活，却要以准职业人来度过，导致心态失衡，认为此种培养时间过早，所以学生的意识接受与校企合作的要求是有偏差的，他们无法从自身的意识上去正确认识，也无法做好职业定位，对自己的未来所需认识不清晰，导致校企合作的实施不够顺畅，教师在实施过程中还无法深入下去，无法收到较好的效果。

配制了常温下黏度约为1.0 Pa·s(模拟油A)和0.3 Pa·s(模拟油B)的模拟油，A和B的黏温曲线见图4。为了使驱替压力不超过模型和管线的最高工作压力(32 MPa)，驱替试验温度为75℃，此试验需要在线性模型中的保温套中进行。填砂岩心性质见表3，试验结果见图5。

图4 模拟油黏温曲线Fig.4 Viscosity-temperature curve of simulated oil

表3 S4-A和S4-B填砂岩心的性质Table 3 Features of filled core S4-A and S4-B

高黏原油在地层中的流动将产生较大的拖曳力和冲刷力，很容易造成地层出砂。当地层生产压差越大、原油流动速度越高时，流体对岩石产生的拖曳力越大。当生产压差、流体拖曳力、冲刷力和上覆地层压力合力大于岩石自然胶结、岩石颗粒之间的摩擦力等组成的合力时，岩石骨架基体被破坏，地层出砂加剧。尤其在实施蒸汽吞吐稠油开采的地层中，注入阶段高温高压蒸汽的强力冲击，回采阶段的大幅度提液及高黏流体的黏性拖曳和强携砂能力刺激，使地层岩石遭受液体的双向反复冲刷破坏，岩石颗粒更易松动而出砂。

图5 不同黏度原油岩心驱替过程中渗透率变化Fig.5 Permeabiliy change during core flooding for crude oil of different viscosity

4 出砂机制试验

4.1 高温蒸汽对岩石出砂的影响

针对稠油开采过程中出现的出砂现象，模拟了高温、高强度的蒸汽吞吐采油所造成的油层胶结骨架的破坏，通过测试不同温度、不同流量作用下的岩心出砂量的变化，分析高温蒸汽对岩心出砂机制的影响。

4.1.1 蒸汽流量

试验用的蒸汽温度为210℃;岩心采用辽河曙一区岩心砂子填制而成，渗透率为1.73 μm2，孔隙度为35.2%。试验结果见图6(a)(围压为2 MPa，驱替压力尽量保持在0.5 MPa，每间隔5 h测一次出砂量)。

由图6(a)可以看出，蒸汽的动力冲刷的速度越高，出砂量越大。在临界出砂速度下，固体颗粒才会移动，而在较高的流体速度冲刷作用下会导致地层拉伸破坏而产生微粒运移。在临界出砂速度以上，随着流速增加，出砂速度迅速增加，同时也导致渗透率的急剧增加。

4.1.2 蒸汽温度

蒸汽流量为6 mL/min，岩心渗透率为1.69 μm2，孔隙度为34.7%。试验结果见图6(b)。

由图6(b)可以看出，随着温度升高，岩心出砂量明显增加。同样可以解释为，高温蒸汽使岩心孔隙内的黏土矿物与非矿物热膨胀程度不同，岩石胶结结构及泥质胶结结构均遭到破坏，岩石内出现热应力集中现象，岩石结构变得松散。这说明高温蒸汽的注入对岩心会产生一定的伤害，并且温度越高 伤害越严重，出砂也越厉害。

图6 不同蒸汽驱流量及温度下岩心出砂量与时间的关系Fig.6 Sand production rate at different steam flooding flow and temperature

4.2 稠油对岩石出砂的影响

试验用油黏度为40 mPa·s和一定矿化度的水(黏度为 1 mPa·s)，渗透率为 1.34 μm2，孔隙度为28.1%，在常温下，流量为1.0 mL/min，试验结果见图7(a)(围压为2 MPa，驱替压力尽量保持在0.5 MPa，驱替岩心)。

图7 不同黏度流体驱替和初始渗透率下出砂量与时间的关系Fig.7 Sand production rate for different steam flooding viscosity and initial permeability

由图7(a)可以看出，黏度高的流体驱替更易出现微粒的运移，从而造成孔道通畅甚至增大，使岩心渗透率增加。这是因为高黏度原油在流动中阻力大，流动所需的压力梯度大，对砂粒的摩擦携带作用也大，同时高黏原油也阻止砂体颗粒在运移过程中沉降，使砂体颗粒比较均匀地分布在原油中，易于随原油流动。

4.2.2 初始渗透率

采用相同黏度的流动介质，先以1.0 mL/min流速驱替低渗透的岩心，然后以3.0 mL/min驱替高渗透的岩心，试验每间隔5 h测一次出砂量，结果见图7(b)。

由图7(b)可以看出，出砂量随着初始渗透率的增加而变小，说明渗透率越大，地层微粒运移越困难。原因是地层渗透率越大，相同的渗流速度下流动压差越小，砂粒受到的启动运移作用力越小，砂粒运移启动越困难。

5 结论

(1)随着注入蒸汽量增加，岩心的渗透率都会先下降后上升，但其影响程度要看变化后的渗透率与岩心初始渗透率之间的关系，开采时需要适当控制蒸汽流速，当最终渗透率恢复到原有的80%左右时有利于原油的开发。

(2)高流速、高温度的蒸汽、高黏度的原油及低初始渗透率的岩心都会加剧出砂。高流速下流体的流动冲刷导致地层的拉伸破坏而产生微粒的运移，破坏了骨架砂;高温导致岩石的胶结强度下降，砂粒疏松;高黏度的原油在流动中阻力大，流动所需的压力梯度大，对砂粒的摩擦携带作用也大;岩心初始渗透率低导致驱替压差大，对岩心产生剪切破坏。

［1］万仁傅，罗英俊.采油技术手册(第七分册):防砂技术［M］.北京:石油工业出版社，1991:3-5.

［2］金祥纯，张庆龙，高世臣.稠油油藏出砂机理、影响因素及防砂技术对策:基于辽河油田稠油油藏防砂实践［J］.中国海上油气，2006，18(5):320-328.

JIN Xiang-chun，ZHANG Qing-long，GAO Shi-chen.Sand production mechanism，control factors and technical strategy of sand control in heavy-oil reservoir:based on the sand control practice in heavy-oil reservoirs of Liaohe oilfield［J］.China Offshore Oil and Gas，2006，18(5):320-328.

［3］MCCARTHY T A，MICKELBURGHI J.The evolution of sand control completions practices for the enfield deepwater development［R］.SPE 127394，2010.

［4］李成军，邵先杰，胡景双，等.浅层稠油油藏蒸汽吞吐出砂机理及影响因素分析［J］.特种油气藏，2008，15(4):90-93.

LI Cheng-jun，SHAO Xian-jie，HU Jing-shuang，et al.Analysis of sand production mechanism and influence factors of steam stimulation in shallow heavy oil reservoirs［J］.Special Oil＆ Gas Reservoirs，2008，15(4):90-93.

［5］刘铁岭，沈和平.稠油油藏热采井出砂机理模拟试验研究［J］.江汉石油学院学报，2004，21(3):83-84.

LIU Tie-ling，SHEN He-ping.Simulation test of sanding mechanism of heavy oil thermal recovery wells［J］.Journal of Jianghan Petroleum Institute，2004，21(3):83-84.

［6］汪永利，张保平.Fula油田稠油油藏地层出砂机理试验研究［J］.石油勘探与开发，2002，29(4):109-110.

WANG Yong-li，ZHANG Bao-ping.A laboratory research for the sand-production mechanism of viscous oil reservoirs in Fula oil field［J］.Petroleum Exploration and Development，2002，29(4):109-110.

［7］张伟青，汪强，王启蒙，等.油藏岩心室内模拟出砂试验研究［J］.小型油气藏，2005，10(2):35-38.

ZHANG Wei-qing，WANG Qiang，WANG Qi-meng，et al.Sand production laboratory test research through reservoir core simulation［J］.Small Hydrocarbon Reservoirs，2005，10(2):35-38.

［8］KOOJIMAN A P，HALLECK P M de Bree，et al.Largescale laboratory sand production test［R］.SPE 24798，1992.

Experimental study on sand production mechanism of heavy oil thermal recovery

LIN Ri-yi1，LI Zhao-min2，LU Xing-ying3，YANG Jian-ping4，TAN Hong-qi5，YIN Jia-wen1，ZHAO Hong-ning6

(1.College of Pipeline and Civil Engineering in China University of Petroleum，Qingdao 266555，China;2.College of Petroleum Engineering in China University of Petroleum，Qingdao 266555，China;3.1st Oil Production Plant of Qinghai Oilfield Company，PetroChina，Haixi 816400，China;4.SAGD Project Development Department in Liaohe Oilfield，Panjin 124000，China;5.CNPC International Engineering Company Limited，Beijing 100011，China;6.Beijing Branch of China Petroleum Engineering Group Company Limited，Beijing 100085，China)

The sand production is an important factor controlling heavy oil production capacity in the development of heavy oil recovery.High-temperature steam erosion，asphaltene pyrolysis and dissolution of water-rock reactions are important factors of sand production of thermal recovery.Aimed at the problem of heavy oil sand production，the sand production mechanism was analyzed.The effects of steam injection on the real core permeability and the sand production mechanism of heavy oil thermal recovery were studied experimentally.The results show that the core permeability decreases and then increases with the injected steam increasing，so it is required to restore the final permeability to about 80%of the original by controlling the steam flow rate in exploitation.And the tensile failure of formation results in the migration of particles and skeletal sand damaged by high velocity fluid flow.The bond strength of rocks decreases and sand looses by high temperature of the steam.High viscosity crude oil shows large flow resistance，high flow pressure gradient and high portability.The low initial permeability results in great pressure difference in displacement，which caused shear failure of the core.

heavy oil thermal recovery;sand production mechanism;experiment;core permeability

TE 345

A >

10.3969/j.issn.1673-5005.2011.04.023

1673-5005(2011)04-0123-06

2010－10－22

国家科技重大专项课题(2008ZX05009－004);山东省自然科学基金项目(ZR2010EL021);中央高校基本科研业务费专项资金资助项目(10CX04014A)

林日亿(1973－)，男(汉族)，湖南桂阳人，副教授，博士，从事热力采油和热能利用的教学与科研工作。

(编辑 沈玉英)