PAGEPAGE97Palogue油田出砂規(guī)律及防砂對(duì)策研究一、Palogue油田概述根據(jù)對(duì)蘇丹Palogue油田的地質(zhì)及FDP研究，現(xiàn)將該油田的基本情況和數(shù)據(jù)整理如下，并作為本課題研究的基礎(chǔ)。油田面積:27.25Km2（P2,Y+S層）；地質(zhì)儲(chǔ)量：2234MMB(P1),233.5MMB(P2)；主力油層：YabusⅢ，Ⅳ，Ⅴ，Ⅵ層和SamaaⅠ,Ⅱ,Ⅲ,Ⅳ層,屬于第三系古新世；油藏類型：YabusⅢ～SamaaⅡ?yàn)檫吽筒兀ㄓ袛鄬臃指睿?，SamaaⅢ～Ⅳ為巨大水體的底水油藏；構(gòu)造剖面：從Fal-2井向東、向西逐漸變低，且西翼傾角更緩，向西南和向北逐漸變低，且南翼更緩，地層傾角6°～12°；沉積相：Yabus為蛇狀河，Samaa為辮狀河；井網(wǎng)/井距：正方形井網(wǎng)（2套），800×800m,Yabus:垂直井；Samaa：水平井；開發(fā)井?dāng)?shù)：81口（其中——直井77口，水平井4口）；開發(fā)方式：初期——衰竭式開采，1.5年后注水開發(fā)；初期單井配產(chǎn)：Yabus:2800bopd,Samaa:1200bopd；采油指數(shù)Yabus:0.404bopd/psi/m,Samaa:0.18bopd/psi/m；合理生產(chǎn)壓差Ya：1.17MPa,Sa:1.58MPa；臨界生產(chǎn)壓差Ya:1.38MPa，Sa:2.0MPa；完井方式:Yabus直井，7in套管射孔完成；Samaa水平井，割縫襯管完成（7in）；射孔及割縫參數(shù)：孔密16孔/m，孔徑（9～12）mm,孔深≥500mm，相位角90度，127槍，SDP43RDX-5-127彈，右螺旋線布孔；射孔液（2%～3%）KCl,射孔負(fù)壓差≤2.0MPa割縫縫寬：(0.5-0.7)mm.（水平井）。1.1油藏地質(zhì)特性平均埋藏深度：1100～1400m，(油中深1300m)；油層有效厚度：自下而上，油層變薄、物性變差，平面連通性變差。厚度范圍（43.2～144.3）m，平均厚度：53.7m(pal斷塊)，61.0m(Fal斷塊)；原始地層壓力(MPa)：12.25@1300m(壓力系數(shù)0.955MPa/100m)，Y和S層屬于同一壓力體系；地層溫度（℃）：85.4/1300m(地溫梯度：6.9℉/100m)；油層物性：平均孔隙度Φ＝25%～30%；空氣滲透率：(100～1000)md；1.2、儲(chǔ)層巖性特征巖性及粘土礦組成：細(xì)-粗石英砂巖（石英含量60.0～96.3﹪）；長(zhǎng)石(0.3%-10.3%)，粘土礦(2.3%-17.3%)，其中，高嶺石占(0.5%-9.5%)；鈣質(zhì)膠結(jié)物(0.6%)；砂巖基質(zhì)密度：2.65g/cm3；泥巖密度：2.50g/cm3；孔喉直徑：（3.07～25.63）μm,平均12.17μm,孔喉分選系數(shù)16.64；粒度中值（d50）:(0.2～0.5)mm，正韻律，分選中到好；d10：0.80mm，d10/d95、d40/d90、d10/d95均＜10,且d40/d90＜5；油層敏感性試驗(yàn)：弱水敏（Vc=1.0～1.5cm3/min），弱體積速度敏；中等程度堿敏（△K％=37.5％～53.9％）；巖石壓縮系數(shù)(psi-1)：(9.54～35.77)×10-61.3、儲(chǔ)層流體物性1.3.1、原油物性最低含油飽和度：So=45%；最大含水飽和度：Sw=55%；潤(rùn)濕性：中等程度水濕；密度(20℃,0.1Mpa)Ya:0.8522g/cm3,Sa：0.8973g/cm3；地層溫度下脫氣油粘度Ya：31.1mpa.s，Sa:183.8mpa.s；粘溫敏感性：低于43℃時(shí)，粘溫敏感性好，高于43℃后，粘度與溫度成指數(shù)關(guān)系變化；地面脫氣油密度Ya：23.2°（API），Sa：18.4°（API）；傾點(diǎn)tp(℃)Ya:42.1,Sa:30.9；泡點(diǎn)Pb（飽和壓力）：Ya：2.82Mpa,Sa：3.16Mpa；溶解氣油比（GOR）Ya:16.0m3/m3,Sa:14.6m3/m3；原油體積系數(shù)：Ya:1.084m3/m3，Sa:1.077m3/m3；含蠟量：12.1%（摩爾重量百分?jǐn)?shù)）；膠質(zhì)含量：23.5%（摩爾重量百分?jǐn)?shù)）；原油壓縮系數(shù)：Ya:6.39×10-6psi-1,Sa:6.11×10-6psi-11.3.2、地層水物性分析密度1.008g/cm3；總礦化度10140mg/L；水型NaHCO3；粘度0.368mpa.s二、出砂機(jī)理及出砂預(yù)測(cè)研究影響地層出砂的主要因素可分為兩大類，即地質(zhì)因素、開采和完井因素。第一類因素由地層和油藏性質(zhì)決定（包括構(gòu)造應(yīng)力、沉積相、巖石顆粒大小、形狀、巖礦組成，膠結(jié)物及膠結(jié)程度、流體類型及性質(zhì)等），這是先天形成的，但在開發(fā)過程中，會(huì)隨生產(chǎn)條件的改變而改變，對(duì)巖石和流體產(chǎn)生不同程度的影響，從而改善或惡化出砂程度；第二類因素主要是指生產(chǎn)條件改變對(duì)出砂的直接影響，很多是可以人為控制的，包括油層壓力及生產(chǎn)壓差，液流速度，多相流動(dòng)及相對(duì)滲透率，毛細(xì)管作用，彈孔及地層損害，含水變化，生產(chǎn)作業(yè)及射孔工藝條件等。通過尋找這些因素與出砂之間的內(nèi)在關(guān)系，可以有效地創(chuàng)造良好的生產(chǎn)條件來避免或減緩出砂。地層砂可分為兩種，即骨架砂和充填砂。骨架砂一般為大顆粒的砂粒，主要成分為石英和長(zhǎng)石等，充填砂是環(huán)繞在骨架砂周圍的微細(xì)顆粒，主要成份為粘土礦物。在未打開油層之前，地層內(nèi)部應(yīng)力系統(tǒng)是平衡的；打開油層后，近井地帶地層應(yīng)力平衡狀態(tài)被破壞，當(dāng)巖石顆粒承受的應(yīng)力超過巖石自身的抗剪或抗壓強(qiáng)度，地層或者變形或者發(fā)生坍塌在地層流體產(chǎn)出時(shí)，地層砂就會(huì)被攜帶進(jìn)入井底，造成出砂。2.1、出砂機(jī)理研究砂巖儲(chǔ)層的穩(wěn)定是靠上覆巖層重力造成的壓力、毛細(xì)管粘合力和顆粒膠結(jié)作用而實(shí)現(xiàn)的。當(dāng)油氣產(chǎn)量超過某一界限后，會(huì)引起出砂。這與流體的拖拽力或摩擦力使顆粒移動(dòng)有關(guān)，這種作用因下列因素的存在而加強(qiáng)：產(chǎn)量增加和流體粘度的提高；出水使砂粒間的膠結(jié)物溶解或分散，造成地層膠結(jié)強(qiáng)度降低；含水飽和度的增加使毛細(xì)管力降低；并引起油相滲透率的降低，對(duì)于給定的采油強(qiáng)度，使生產(chǎn)壓差增大；流體類型從純油變?yōu)橛退畠上嗔?，引起顆粒表面潤(rùn)濕性變化使粘聚力降低引起微粒運(yùn)移；隨著地層壓力的下降，油層不斷枯竭和上覆巖層應(yīng)力和壓實(shí)力的增加將導(dǎo)致顆粒間的膠結(jié)破壞。圖2-1產(chǎn)生孔穴壁的拉伸破壞引起地層出砂的原因很多：地層未完全膠結(jié)、油氣產(chǎn)量太高、突然出水、油層枯竭造成的下沉不適當(dāng)?shù)耐昃鳂I(yè)。完全未膠結(jié)的地層隨著油氣產(chǎn)出，大量砂子會(huì)帶進(jìn)井筒。對(duì)于其他的油層，如果限制產(chǎn)量可以實(shí)現(xiàn)無砂生產(chǎn)，但成巖較差的產(chǎn)層當(dāng)總液量日益增加時(shí)產(chǎn)生的應(yīng)力會(huì)超過把砂粒膠結(jié)在一起的微弱的膠結(jié)力。圖2-1產(chǎn)生孔穴壁的拉伸破壞此外，粘土礦物和粉細(xì)砂膠結(jié)不良的疏松砂巖開始出水時(shí)，會(huì)受到水侵的嚴(yán)重影響，使膠結(jié)強(qiáng)度變低或破壞，使地層出砂流入井筒。油層壓力下降可以引起上覆巖層下沉，壓碎膠結(jié)差的油層而圖2-2固相顆粒產(chǎn)出的微觀模型導(dǎo)致出砂。不適當(dāng)?shù)耐昃鳂I(yè)如濫用酸化增產(chǎn)措施，使某些弱膠結(jié)的產(chǎn)層少量的鈣質(zhì)膠結(jié)物被酸溶蝕而引起出砂；猛烈的抽汲或油、氣井產(chǎn)量突然增加都會(huì)對(duì)成巖較差的產(chǎn)層造成過大應(yīng)力而出砂；一開井就達(dá)到最大產(chǎn)量能引起某些油井及近井地層迅速水淹，容易引發(fā)原來長(zhǎng)期無砂生產(chǎn)的油井過早出砂。圖2-2固相顆粒產(chǎn)出的微觀模型目前Palogue油田在開發(fā)早期油藏評(píng)價(jià)階段的測(cè)試和試采過程中，已發(fā)現(xiàn)部分井層有出砂現(xiàn)象，從資料中目前還沒有查到有關(guān)地層產(chǎn)出砂的各項(xiàng)參數(shù)。由于只有部分油井出砂，因此初步判斷出砂的機(jī)理有三種可能：2.1.1.剪切破壞機(jī)理射孔完井是最普遍的不完善完井方式，射孔使彈孔周圍往外的巖石依次可分為顆粒壓碎區(qū)、巖石重塑區(qū)、塑形受損區(qū)及變化較小的未受損區(qū)(圖2-1)。緊靠彈孔周圍的巖石受到劇烈振動(dòng)被壓碎，部分水泥環(huán)也受到松動(dòng)損害。從力學(xué)角度分析，這種條件下的力學(xué)機(jī)理是近井地層巖石所受的剪應(yīng)力超過了巖石固有的抗剪切強(qiáng)度。形成剪切破壞的主要因素是油藏壓力的衰減或生產(chǎn)壓差過大，如果油藏能量得不到及時(shí)補(bǔ)充或注水效果差，或生產(chǎn)壓差超過巖石的強(qiáng)度，都會(huì)造成地層的應(yīng)力平衡失穩(wěn)，形成剪切破壞。離井筒或射孔孔眼的距離不同，產(chǎn)生破壞的程度也不同。2.1.2.拉伸破壞機(jī)理由于在開采過程中，流體由油藏滲流至井筒，沿程與地層顆粒產(chǎn)生摩擦，流速越大，摩擦力越大，施加在巖石顆粒表面的拖拽力也越大，即巖石顆粒前后的壓力梯度越大而最后造成拉伸破壞（圖2－1）。圖2-3充填砂受力分析流體對(duì)巖石的拉伸破壞在炮眼周圍非常明顯。由于過流面積縮小，流體在炮眼周圍形成匯聚流，流速遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于地層內(nèi)部。另外，近井地帶因壓力較低，流體易脫氣使粘度增大，對(duì)巖石顆粒的拖曳力也會(huì)增加。在正常生產(chǎn)過程中，剪切和拉伸兩種破壞機(jī)理將同時(shí)起作用且相互影響，剪切破壞的地層會(huì)對(duì)流體的拖曳力更加敏感。在目前情況下，地層的出砂現(xiàn)象以拉伸破壞機(jī)理為主。圖2-3充填砂受力分析2.1.3.微粒運(yùn)移機(jī)理在疏松砂巖油藏中，地層內(nèi)部存在著大量的自由微粒，在流動(dòng)液體的拖曳力作用下，自由微粒會(huì)在地層內(nèi)部運(yùn)移直至流入井筒造成出砂。如果這些微粒被地層孔喉阻擋，會(huì)使流體局部滲流阻力增大，進(jìn)一步增大了流體對(duì)巖石的拖拽力，使未被阻擋的更細(xì)的微粒隨流體進(jìn)入井筒造成出砂。油層充填砂受力分析如圖2-3所示。設(shè)充填砂半徑R、組成巖石的骨架砂粒半徑為RS、多孔介質(zhì)孔道中的流速VS。充填砂在運(yùn)動(dòng)方向所受的推力為Fx、和與運(yùn)動(dòng)方向垂直的升力為Fz，它們統(tǒng)稱為水動(dòng)力；砂粒本身重力為FG。任何兩個(gè)顆微粒之間、微粒與孔壁之間，總存在著相互吸引力，即范德華力FA。處于多孔介質(zhì)孔道中的充填砂，當(dāng)流體的速度不斷增加時(shí)，則砂粒受到的流體沖刷力會(huì)越來越大，當(dāng)達(dá)到某一流速時(shí)，水動(dòng)力與雙電層斥力就會(huì)克服各種阻力，推動(dòng)砂粒在孔道中隨流體運(yùn)動(dòng)，大砂粒砂會(huì)在孔道喉處聚集形成堵塞，降低滲透率、小砂粒則會(huì)通過孔喉，繼續(xù)進(jìn)入油井，引起出砂。表2-1不同粒徑對(duì)門限速度的影響上表是有關(guān)學(xué)者進(jìn)行的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的結(jié)果，可以看出，R越大，則VS越小，即顆粒越大，所受到的水動(dòng)力越大，使砂粒越容易起動(dòng)。因此油層中若大顆粒砂比例越高，越容易引起出砂。Yabus儲(chǔ)層與Samaa儲(chǔ)層的地層砂粒度中值為d50=0.2～0.5mm，由上表可以看出，當(dāng)時(shí)，地層中的自由微粒即會(huì)啟動(dòng)而造成油井出砂。表2=2不同孔隙度對(duì)門限速度的影響這是另一個(gè)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果。從表中可以看出：當(dāng)油層孔隙度φ越大，則門限速度就越大。其原因是，當(dāng)油層φ增大時(shí)，說明油層中的孔道變多或變大，即在表觀速度相同的條件下，則流體的真實(shí)流速變小、即顆粒受到的水動(dòng)力減小、故砂粒不易起動(dòng)。對(duì)Palogue油田，孔隙度介于25%～30%之間，可見砂粒的啟動(dòng)速度為（2.61～4.11）×10-2cm/s。三、出砂預(yù)測(cè)研究油井出砂通常是由于井底附近地帶巖石結(jié)構(gòu)遭受破壞而引起的，其中弱膠結(jié)或中等膠結(jié)的砂巖油層的出砂現(xiàn)象較為普遍。這類巖石膠結(jié)性差，強(qiáng)度低。在較大的生產(chǎn)壓差或壓力波動(dòng)的影響下，造成巖石結(jié)構(gòu)的剪切破壞或疲勞破壞而出砂。油層出砂與油藏深度、地層壓力、地層溫度、地層膠結(jié)狀態(tài)以及地層流體種類/物性、相態(tài)、流速等有密切關(guān)系。從力學(xué)角度分析油層出砂主要考慮兩個(gè)方面，即剪切破壞機(jī)理和拉伸破壞機(jī)理。前者為炮眼周圍應(yīng)力的作用結(jié)果，與生產(chǎn)壓差有直接關(guān)系；后者為流體作用于地層顆粒的拖拽力所致，與過高的開采速度即過大的流體速度有關(guān)。這個(gè)因素相互作用，相互影響。除此之外，還有微粒運(yùn)移機(jī)理，會(huì)導(dǎo)致地層滲透率降低，從而進(jìn)一步增大流體對(duì)地層顆粒的拖曳力，以至引發(fā)砂粒脫落基巖表面成為自由砂，而隨流體一道產(chǎn)出。根據(jù)地層的巖石力學(xué)性質(zhì)，可進(jìn)行油層出砂情況的預(yù)測(cè)。獲取巖石力學(xué)參數(shù)的方法主要有兩種，一種是通過巖芯的力學(xué)實(shí)驗(yàn)直接獲取，一種是通過測(cè)井資料間接獲取。通過巖芯的力學(xué)實(shí)驗(yàn)直接獲取力學(xué)參數(shù)的主要方法是利用三軸向巖石力學(xué)試驗(yàn)設(shè)備，在模擬地層應(yīng)力場(chǎng)的條件下、通過測(cè)量在不同應(yīng)力狀態(tài)下巖心的應(yīng)力/應(yīng)變，得出巖石的揚(yáng)氏模量、泊松比、內(nèi)聚力以及內(nèi)摩擦角等參數(shù)。通過測(cè)井資料間接獲取的方法是利用測(cè)井獲得的儲(chǔ)層參數(shù)進(jìn)行計(jì)算，獲得巖石的楊氏模量、泊松比、內(nèi)聚力等巖石力學(xué)參數(shù)。比如測(cè)井資料中的聲波、密度可間接反映巖石強(qiáng)度；泥質(zhì)含量、井徑則與巖石膠結(jié)強(qiáng)度具有相應(yīng)的關(guān)系。取得巖石力學(xué)參數(shù)后，可進(jìn)行以下數(shù)值計(jì)算出砂預(yù)測(cè)方法的理論研究和模擬計(jì)算：即出砂指數(shù)、臨界生產(chǎn)壓差；臨界出砂流量。目前常用的有出砂指數(shù)預(yù)測(cè)法、Morita模型和Perkins模型法。影響地層出砂的因素一般分為兩類，即地質(zhì)因素、開發(fā)和完井因素。地質(zhì)油藏因素是由地層和油藏本身性質(zhì)決定的（包括構(gòu)造應(yīng)力、沉積相、巖石顆粒的形狀和大小、膠結(jié)物及膠結(jié)程度、流體類型和性質(zhì)等），屬內(nèi)因條件。開發(fā)和完井為主觀因素，可以根據(jù)地層油藏的具體情況來進(jìn)行調(diào)整，屬外因條件。由油藏地質(zhì)研究分析，P油田出砂的地質(zhì)條件可以歸納為以下幾點(diǎn)：1）、地質(zhì)年代較新（Y－漸新統(tǒng)，S－始新統(tǒng)）；2）、埋藏比較淺（1100～1300m）；3）、地層弱膠結(jié)（由SEM和巖芯薄片分析證實(shí)）；4）、機(jī)雜膠結(jié)物含量低，且以微晶高嶺土為主，極易運(yùn)移；5）、高孔/高滲（平均28.8％和1800md）；6）、斷塊油藏——斷層發(fā)育，構(gòu)造應(yīng)力作用強(qiáng)。根據(jù)巖石受力變形及破壞形式的不同，可將P田出砂原因歸結(jié)為以下三個(gè)方面：圖3-1P油田中、低強(qiáng)度地層出砂指數(shù)與含水的關(guān)系1）地層膠結(jié)強(qiáng)度低圖3-1P油田中、低強(qiáng)度地層出砂指數(shù)與含水的關(guān)系P油田地層膠結(jié)疏松，強(qiáng)度低。內(nèi)聚力是反映巖石顆粒膠結(jié)強(qiáng)度的一個(gè)重要的物理量，通過巖芯應(yīng)力實(shí)驗(yàn)，Yabus儲(chǔ)層的內(nèi)聚力絕大多數(shù)在0.3MPa以下，為膠結(jié)疏松的地層，正常生產(chǎn)時(shí)容易出砂。2）油井含水升高，使地層強(qiáng)度大幅降低。P油田儲(chǔ)層為邊/底水油藏，隨著不斷的開發(fā)和生產(chǎn)壓差的加大，勢(shì)必導(dǎo)致含水上升，水溶解了顆粒間的部分泥質(zhì)膠結(jié)物，使地層膠結(jié)強(qiáng)度降低，當(dāng)含水達(dá)到60%以上時(shí)，地層骨架會(huì)發(fā)生破壞，導(dǎo)致大量出砂（見圖3－1）。（注：圖3-1的縱坐標(biāo)應(yīng)該為104MPa）3）原油粘度高，油流阻力大出砂是由于炮孔及井眼周圍巖石所受的應(yīng)力超過巖石本身強(qiáng)度而產(chǎn)生破壞。在通常情況下開發(fā)稠油油藏，要想提高產(chǎn)量，須加大生產(chǎn)壓差，這容易產(chǎn)生剪切破壞；在同樣的產(chǎn)量下，稠油流動(dòng)作用于炮孔周圍地層顆粒上的水動(dòng)力拖曳力要比普通稀油大得多，使炮眼孔壁巖石顆粒所受的徑向應(yīng)力大于其本身的抗拉強(qiáng)度，脫離基體而導(dǎo)致拉伸破壞。若進(jìn)行注蒸汽熱力采油，蒸汽的注入雖降低了原油的粘度，但膠質(zhì)/瀝青質(zhì)的降解也同時(shí)降低了地層膠結(jié)強(qiáng)度，導(dǎo)致出砂加劇。3.1、聲波時(shí)差法預(yù)測(cè)出砂用地層測(cè)井的聲波時(shí)差Δtc值進(jìn)行出砂預(yù)測(cè)，是目前國(guó)內(nèi)外進(jìn)行出砂預(yù)測(cè)最普遍、效果較好的方法之一。地層聲波時(shí)差越大，生產(chǎn)中越容易出砂，但各油田采用的聲波時(shí)差門限值有所不同（因油層條件差別很大）。國(guó)內(nèi)外資料和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用均表明，Δtc臨界值在312μs/m左右：Δtc<312μs/m為穩(wěn)定砂巖，不易出砂；Δtc>395μs/m為不穩(wěn)定砂巖，極易出砂；312μs/m<Δtc<395μs/m，地層可能輕微出砂，需在適當(dāng)時(shí)機(jī)考慮防砂。由整理的Ya層和Sa層的聲波時(shí)差資料(見附件1:Yabus地層巖石力學(xué)參數(shù)計(jì)算一覽表和附件2:Samaa地層巖石力學(xué)參數(shù)計(jì)算一覽表)，經(jīng)過厚度加權(quán)平均處理后得：YaⅣ聲波時(shí)差＝335.783μs/m；出砂層段厚度占8.6%YaⅤ聲波時(shí)差＝336.240μs/m；出砂層段厚度占9.8%YaⅦ聲波時(shí)差＝348.651μs/m；出砂層段厚度占10.4%SaⅠ聲波時(shí)差＝325.068μs/m；出砂層段厚度占14.5%SaⅡ聲波時(shí)差＝322.081μs/m；出砂層段厚度占12.8%SaⅢ聲波時(shí)差＝322.696μs/m；出砂層段厚度占9.8%SaⅣ聲波時(shí)差＝302.872μs/m。出砂層段厚度占13.0%從上述數(shù)值可以看出，Yabus和Samaa儲(chǔ)層的基本上屬于輕微出砂的范疇，故地層出砂的可能性較大（但不嚴(yán)重）。對(duì)于P油田Yabus和Samaa儲(chǔ)層這樣的高孔隙度砂巖來說，儲(chǔ)層無氣頂，屬未飽和油藏。在這種條件下，巖心孔隙流體將為系統(tǒng)提供部分剛度，使聲波波速提高。由于疏松砂巖骨架本身剛度較小，且孔隙流體對(duì)疏松砂巖的波速影響較大，再考慮到孔隙流體本身的“封閉效應(yīng)”，因此，這種地層出砂的可能性較大，需要適時(shí)考慮防砂措施。3.2、孔隙度法出砂預(yù)測(cè)研究孔隙度是反應(yīng)地層致密程度的一個(gè)特征參數(shù)。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)大量調(diào)查統(tǒng)計(jì)得出，當(dāng)孔隙度大于30%時(shí)，膠結(jié)程度差，出砂嚴(yán)重，完井時(shí)應(yīng)該考慮防砂措施；當(dāng)孔隙度為20%～30%之間時(shí)，地層出砂減緩，也需在適當(dāng)時(shí)機(jī)考慮防砂措施；當(dāng)孔隙度小于20%時(shí)，地層出砂極輕(或不出砂)。Yabus與Samaa儲(chǔ)層孔隙度平均為27～30%，屬出砂較輕微的范疇(各小層孔隙度統(tǒng)計(jì)見附表3：地層孔隙度一覽表)。從上述經(jīng)驗(yàn)值判斷，需要在適當(dāng)?shù)臅r(shí)機(jī)考慮采取必要的防砂措施。各層孔隙度參數(shù)整理如下：YabusⅣ儲(chǔ)層孔隙度范圍：20％～32％，平均孔隙度：28％；YabusⅤ儲(chǔ)層孔隙度范圍：28％～31％，平均孔隙度：29％；YabusⅥ儲(chǔ)層孔隙度范圍：27％～31％，平均孔隙度：29％；SamaaⅠ儲(chǔ)層孔隙度范圍：24％～32％，平均孔隙度：30％；SamaaⅡ儲(chǔ)層孔隙度范圍：25％～33％，平均孔隙度：30％；SamaaⅢ儲(chǔ)層孔隙度范圍：26％～30％，平均孔隙度：28％；SamaaⅣ儲(chǔ)層孔隙度范圍：25％～29％，平均孔隙度：27％。3.3、出砂指數(shù)法出砂預(yù)測(cè)研究出砂指數(shù)法是利用測(cè)井資料中的聲速及密度等有關(guān)數(shù)據(jù)計(jì)算巖石力學(xué)參數(shù)，再計(jì)算地層的出砂指數(shù)，從而進(jìn)行出砂預(yù)測(cè)的一種方法。地層的巖石強(qiáng)度與巖石的剪切模量G、體積模量K具有良好的相關(guān)性。巖石的出砂指數(shù)定義用下式表示：(3-1)B值為出砂指數(shù)，其值越小表明巖石強(qiáng)度越低。按國(guó)內(nèi)外許多油田的經(jīng)驗(yàn)值，地層出砂的判定標(biāo)準(zhǔn)為：當(dāng)B>2×104MPa時(shí)，油井正常生產(chǎn)不出砂；當(dāng)1.4×104MPa<B<2×104MPa時(shí)，正常生產(chǎn)時(shí)輕微或中等出砂；當(dāng)B<1.4×104MPa，油井正常生產(chǎn)時(shí)嚴(yán)重出砂。根據(jù)P油田地質(zhì)構(gòu)造特點(diǎn)，我們從構(gòu)造斷層附近篩選18口典型井，利用測(cè)井資料進(jìn)行出砂指數(shù)計(jì)算。所選的井號(hào)有：Anbar-1UP、assel-1、Fal-1、Fal-7、Fenti-2、FF28、FG19、Palogue-1、Palogue-2all、Palogue-3、Palogue-south-1、Palouge-4_TD-Job、Pal-s-1、PO23、PO25、PQ25、TEIMA-1、Teima-2。以上所選油井包含了Yabas－Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ和Samaa－Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ層位。(1)Yabus－Ⅳ出砂指數(shù)計(jì)算（見附圖1）出砂指數(shù)B＝（0.976～5.197）×104MPa。在整個(gè)Yabas－Ⅳ儲(chǔ)層中，嚴(yán)重出砂層段的厚度（即<1.4×104MPa）占16.1％，輕微出砂層段（即1.4×104MPa<<2.0×104MPa）占28.3％，不出砂層段（>2×104MPa）占55.6％。(2)Yabus－Ⅴ出砂指數(shù)計(jì)算（見附圖2）出砂指數(shù)B＝（1.031～4.192）×104MPa。在整個(gè)Yabas－Ⅴ儲(chǔ)層中，嚴(yán)重出砂層段的厚度（<1.4×104MPa）占0.64％，輕微出砂層段（1.4×104MPa<<2×104MPa）占34.6％，不出砂層段（>2×104MPa）占64.7％。(3)Yabus－Ⅵ出砂指數(shù)計(jì)算（見附圖3）出砂指數(shù)B＝（1.447～3.96）×104MPa。在整個(gè)Yabas－Ⅵ儲(chǔ)層中，嚴(yán)重出砂的層段厚度（<1.4×104MPa）占0％，輕微出砂層段（1.4×104MPa<<2×104MPa）占40.0％，不出砂層段（>2×104MPa）占60.0％。(4)Samaa－Ⅰ出砂指數(shù)計(jì)算（見附圖4）出砂指數(shù)B＝（1.358～3.669）×104MPa。在整個(gè)Samaa－Ⅰ儲(chǔ)層中，嚴(yán)重出砂的層段厚度（<1.4×104MPa）占0.9％，輕微出砂（1.4×104MPa<<2×104MPa）占65.5％，不出砂層段（>2×104MPa）占33.6％。(5)Samaa－Ⅱ出砂指數(shù)計(jì)算（見附圖4）出砂指數(shù)B＝（1.379～3.681）×104MPa。在整個(gè)Samaa－Ⅱ儲(chǔ)層中，嚴(yán)重出砂的層段厚度（<1.4×104MPa）占0％，輕微出砂層段（1.4×104MPa<<2×104MPa）占65.2％，不出砂層段（>2×104MPa）占34.8％。(6)Samaa－Ⅲ出砂指數(shù)計(jì)算（見附圖4）出砂指數(shù)B＝（1.63～3.83×104MPa）。在整個(gè)Samaa－Ⅲ儲(chǔ)層中，嚴(yán)重出砂的層段厚度（<1.4×104MPa）占0％，輕微出砂層段（1.4×104MPa<<2×104MPa）占49.0％，不出砂層段（>2×104MPa）占51.0％。(7)Samaa－Ⅳ出砂指數(shù)計(jì)算（見附圖4）出砂指數(shù)B＝（1.765～2.95）×104MPa。在整個(gè)Samaa－Ⅳ儲(chǔ)層中,嚴(yán)重出砂的層段厚度（<1.4×104MPa）占0％，輕微出砂層段（1.4×104MPa<<2×104MPa）占69.6％，不出砂層段（>2×104MPa）占30.4％。從出砂指數(shù)的計(jì)算結(jié)果分析，Yabus層的出砂指數(shù)B>2×104MP的厚度占整個(gè)層位的55.6％～64.7％，出砂指數(shù)1.4×104MPa<B<2×104MPa的層段占28.3％～40.0％，出砂指數(shù)B<1.4×104MPa的層段占0～16.1％。由此可見，Yabus層在正常生產(chǎn)時(shí)應(yīng)屬于出砂較輕微的地層。Samaa層的出砂指數(shù)B>2×104MP的層段占整個(gè)層位的30.4％～51.0％，出砂指數(shù)1.4×104MPa<B<2×104MPa的層段占49.0％～69.6％，嚴(yán)重出砂B<1.4×104MPa的層段占0～0.9％。由此可見，Samaa層在正常生產(chǎn)時(shí)也屬于出砂較輕微的地層。3.4、組合模量法出砂預(yù)測(cè)研究組合模量法預(yù)測(cè)出砂需要根據(jù)聲速及密度測(cè)井資料，用下式計(jì)算巖石的彈性組合模量：(3-2)式中：—巖石組合模量(×104MPa)；—巖石體積密度(kg/m3)；—縱波聲波時(shí)差(μs/m)；根據(jù)測(cè)井資料、巖石特性及出砂經(jīng)驗(yàn)分析結(jié)果，值越小，地層出砂的可能性越大。通常情況下，當(dāng)>2.608×104MPa時(shí)，油井正常生產(chǎn)不出砂；反之則出砂。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況，通常出砂判定標(biāo)準(zhǔn)是：當(dāng)>2.608×104MPa時(shí)，油井正常生產(chǎn)不出砂；當(dāng)1.5×104MPa<<2.608×104MPa時(shí)，油井正常生產(chǎn)輕微出砂；當(dāng)<1.5×104MPa，油井正常生產(chǎn)時(shí)嚴(yán)重出砂。由測(cè)井曲線資料計(jì)算的Ya層組合模量計(jì)算結(jié)果見附圖5～附圖7，Sa層組合模量計(jì)算結(jié)果見附圖8。并計(jì)算出Ya層和Sa層的厚度加權(quán)平均值：YaⅣ：＝2.16×104MPa；YaⅤ：＝2.34×104MPa；YaⅥ：＝2.12×104MPa；SaⅠ：＝1.94×104MPa；SaⅡ：＝1.95×104MPa；SaⅢ：＝2.17×104MPa；SaⅣ：＝2.01×104MPa。從上述計(jì)算結(jié)果可以知，Ya層和Sa層巖石的組合模量值均在1.5×104MPa<<2.608×104MPa之間，于是可以認(rèn)定，在正常生產(chǎn)時(shí)出砂都比較輕微。3.5、斯倫貝謝比法出砂預(yù)測(cè)研究斯倫貝謝比法主要考慮剪切模量與體積模量的乘積，斯倫貝謝比值越大，巖石強(qiáng)度越大，穩(wěn)定性越好，則不易出砂，反之易出砂。判斷出砂的斯倫貝謝比R定義為：(3-3)式中：—巖石體積模量(×104MPa)；—巖石切變模量(×104MPa)；—巖石密度(kg/m3)；—縱波波速(m/s)；—橫波波速(m/s)；表3-1油層出砂斯倫貝謝比經(jīng)驗(yàn)門檻值參數(shù)（MPa）一般砂巖（可能出砂）松軟地層（易出砂）堅(jiān)硬地層（不出砂）R4.14×1038.97×10337.1×1062.76×1035.31×10314.7×106稍大于4.14×103高至27.6×103稍大于114×106由測(cè)井曲線資料計(jì)算的YaⅣ層斯倫貝謝比計(jì)算結(jié)果見附圖9，YaⅤ層計(jì)算結(jié)果見附圖10，YaⅥ層計(jì)算結(jié)果見附圖11，Sa層斯倫貝謝比計(jì)算結(jié)果見附圖12。由此算出Ya層和Sa層斯倫貝謝比的厚度加權(quán)平均值為：YaⅣ：R＝71.44×106MPa；YaⅤ：R＝86.11×106MPa；YaⅥ：R＝69.98×106MPa；SaⅠ：R＝50.80×106MPa；SaⅡ：R＝72.06×106MPa；SaⅢ：R＝62.38×106MPa；SaⅣ：R＝55.73×106MPa。由上述結(jié)果與表3-1對(duì)照分析可以得出，Ya層和Sa層巖石介于一般砂巖和堅(jiān)硬地層之間，在正常生產(chǎn)條件下出砂的可能性較大，但出砂較輕微。3.6、儲(chǔ)層巖石堅(jiān)固程度與力學(xué)穩(wěn)定性分析3.6.1、“C”方程的計(jì)算及分析產(chǎn)層巖石堅(jiān)固程度判定在完井工程設(shè)計(jì)中，必須根據(jù)產(chǎn)層特性和各種工程要求優(yōu)選完井方式，而在影響完井方式優(yōu)選的諸多因素中，有些需要作出定量判斷，這是確定采用防砂型完井還是非防砂完井的定量判定指標(biāo)，即“C”公式。C≥σmax對(duì)于垂直井：(3-4)對(duì)于水平井：(3-5)式中：C——巖石抗壓強(qiáng)度(MPa)；υ——泊松比；ρ——上覆巖石平均密度(kg/m3)；g——重力加速度(m/s2)；H——油層中部深度(m)；Ps——原始地層壓力(MPa)；Pwf——井底生產(chǎn)流壓(MPa)；σmax——地層巖石承受的最大切向應(yīng)力(MPa)。根據(jù)有關(guān)文獻(xiàn)的研究成果，井壁巖石所受的切向應(yīng)力是最大張應(yīng)力，因此可以得出：。根據(jù)巖石破壞理論，當(dāng)巖石的抗壓強(qiáng)度小于最大切向應(yīng)力時(shí)，即時(shí)，地層巖石不堅(jiān)固，將會(huì)引起巖石的破壞而出骨架砂。根據(jù)P油田地質(zhì)/構(gòu)造特點(diǎn)，從構(gòu)造斷層附近篩選17口具有代表性的井，利用其測(cè)井資料進(jìn)行有關(guān)巖石力學(xué)參數(shù)的計(jì)算，根據(jù)計(jì)算結(jié)果來計(jì)算地層巖石受到的最大剪切應(yīng)力。所選井號(hào)有：ANBAR-1、ASSEL-1、FAL-1、FAL-7、FENTI-2、FF28、FG19、P023、P025、PAL-3、PAL-4、PALOGUE-1、PALOUGE-2、PAL-S-1、PQ25、TEIMA-1、TEIMA-2。以上油井包含了Yabus－Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ和Samaa－Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ層位。由整理的Ya層和Sa層的測(cè)井資料計(jì)算地層巖石受到的最大剪切應(yīng)力(見附件？——Yabus層和Samaa層巖石力學(xué)參數(shù)計(jì)算一覽表)得：(1)Yabus層最大剪切應(yīng)力計(jì)算結(jié)果Yabus－Ⅳ層最大切向應(yīng)力σmax＝（7.94～44.72）MPa；Yabus－Ⅴ層最大切向應(yīng)力σmax＝（8.11～46.53）MPa；Yabus－Ⅵ層最大切向應(yīng)力σmax＝（8.47～42.30）MPa。(2)Samaa層最大剪切應(yīng)力計(jì)算結(jié)果Samaa－Ⅰ層最大切向應(yīng)力σmax＝（9.55～40.00）MPa；Samaa－Ⅱ?qū)幼畲笄邢驊?yīng)力σmax＝（9.51～37.51）MPa；Samaa－Ⅲ層最大切向應(yīng)力σmax＝（9.92～41.99）MPa；Samaa－Ⅳ層最大切向應(yīng)力σmax＝（25.57～39.65）MPa。由于缺乏地層巖石抗壓強(qiáng)度的實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，因此擬采用砂巖抗壓強(qiáng)度與聲波時(shí)差的對(duì)應(yīng)關(guān)系來估算地層巖石抗壓強(qiáng)度。聲波時(shí)差可反映巖石的抗壓強(qiáng)度,聲波時(shí)差越小,巖石抗壓強(qiáng)度越高。在0,5,10MPa的圍壓下分別回歸出關(guān)系式為：由Ya－Ⅳ層聲波時(shí)差厚度加權(quán)平均值335.783μs/m(102.34μs/ft)，可計(jì)算得：；由Ya－Ⅴ層聲波時(shí)差厚度加權(quán)平均值336.240μs/m(102.48μs/ft)，可計(jì)算得：；由Ya－Ⅵ層聲波時(shí)差的厚度加權(quán)平均值348.651μs/m(106.27μs/ft)，可計(jì)算得：。通過對(duì)比可知：在Ya－Ⅳ層中，巖石最大切向應(yīng)力的層段厚度占整個(gè)Ya－Ⅳ儲(chǔ)層的93.5％；在Yabas－Ⅴ層中，巖石最大切向應(yīng)力的層段厚度占整個(gè)Ya－Ⅴ儲(chǔ)層的92％；在Ya－Ⅵ層中，巖石最大切向應(yīng)力的層段厚度占整個(gè)Ya－Ⅵ儲(chǔ)層的83.6％。Sa－Ⅰ儲(chǔ)層聲波時(shí)差的厚度加權(quán)平均值為325.068μs/m(99.08μs/ft)，計(jì)算得：；Sa－Ⅱ儲(chǔ)層聲波時(shí)差的厚度加權(quán)平均值為322.081μs/m(98.17μs/ft)，計(jì)算得：；Sa－Ⅲ儲(chǔ)層聲波時(shí)差的厚度加權(quán)平均值為322.696μs/m(98.36μs/ft)，計(jì)算得：；Sa－Ⅳ儲(chǔ)層聲波時(shí)差的厚度加權(quán)平均值為302.872μs/m(92.32μs/ft)，計(jì)算得：。對(duì)比后可知：在Sa－Ⅰ儲(chǔ)層中，巖石最大切向應(yīng)力的層段厚度占整個(gè)Sa－Ⅰ儲(chǔ)層的91.5％；在Sa－Ⅱ儲(chǔ)層中，巖石最大切向應(yīng)力的層段厚度占整個(gè)Sa－Ⅱ儲(chǔ)層的85.5％；在Sa－Ⅲ儲(chǔ)層中，巖石最大切向應(yīng)力的層段占整個(gè)Sa－Ⅲ儲(chǔ)層的73.8％；在Sa－Ⅳ儲(chǔ)層中，巖石最大切向應(yīng)力的層段厚度占整個(gè)Sa－Ⅳ儲(chǔ)層的71.7％；由以上計(jì)算結(jié)果進(jìn)行綜合分析，在Yabus和Samaa儲(chǔ)層中，巖石所受最大切向應(yīng)力低于地層抗壓強(qiáng)度狀況的油層段長(zhǎng)度，遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于巖石所受最大切向應(yīng)力高于地層巖石抗壓強(qiáng)度狀況的油層長(zhǎng)度。因此可以斷定，在正常生產(chǎn)中，Yabus和Samaa油層巖石絕大部分是穩(wěn)定的，只有極小部分地層巖石受力狀況惡劣，可能導(dǎo)致出砂。但從整體來說，由于出砂層段只占整個(gè)油層的極小部分，所以油井出砂不會(huì)嚴(yán)重。直井生產(chǎn)時(shí)巖石最大應(yīng)力小于巖石抗壓強(qiáng)度，在正常生產(chǎn)情況下不會(huì)出現(xiàn)剪切破壞而大量出砂。但水平井井壁巖石承受的最大切向最大應(yīng)力σmax可能大于巖石的抗壓強(qiáng)度，因此，水平井生產(chǎn)可能需要采取防砂措施。但由于水平井段很長(zhǎng)（數(shù)百米），滲流面積很大，可以采用較小的生產(chǎn)壓差生產(chǎn)而使出砂減緩，因此水平井的出砂也不會(huì)很嚴(yán)重。(3)最大剪切應(yīng)力σmax與井斜角的關(guān)系在相同的地質(zhì)條件下，垂直井的σmax（V）遠(yuǎn)小于水平井的σmax（H）。因?yàn)樵谙嗤牡貙勇裆顥l件下，井眼進(jìn)入地層的角度不同，導(dǎo)致井壁巖石所承受的最大切向應(yīng)力σmax發(fā)生變化。當(dāng)從垂直井逐漸向水平井轉(zhuǎn)變時(shí)，地層巖石最大切向應(yīng)力σmax為井斜角的函數(shù)，即：由于各井同層厚度的差異性，可先計(jì)算Ya層和Sa層的厚度加權(quán)平均值。計(jì)算公式為：(3-6)根據(jù)Ya和Sa各儲(chǔ)層資料，計(jì)算出各層有關(guān)厚度加權(quán)平均值數(shù)據(jù)見表3-2。表3-2各層計(jì)算參數(shù)的厚度加權(quán)平均值儲(chǔ)層參數(shù)YaⅣYaⅤYaⅥSaⅠSaⅡSaⅢSaⅣ泊松比0.3220.3400.3550.4240.3320.2580.394密度Kg/m32283232822102319222023032257地層深度m1270132013321342136613751396地層壓力MPa12.2512.2512.2512.2512.2512.2512.25生產(chǎn)壓差MPa81.561.561.561.56表3-3正常生產(chǎn)時(shí)各層不同井斜角對(duì)應(yīng)的層位泊松比垂直井300斜井600斜井水平井及對(duì)應(yīng)井斜角αYaⅣ0.32217.7136.0645.3843.18(45.97)69.30YaⅤ0.34020.7740.5050.0146.75(50.42)67.50YaⅥ0.35520.6338.5346.7143.02(47.01)65.80SaⅠ0.42429.9847.0452.3344.43(52.39)57.90SaⅡ0.33220.4840.0249.6746.84(50.17)68.40SaⅢ0.25816.1839.3452.7952.94(54.62)75.20SaⅣ0.39427.3445.9853.1446.89(53.15)61.00表3-4各層聲波時(shí)差及對(duì)應(yīng)的巖石抗壓強(qiáng)度C值儲(chǔ)儲(chǔ)層參數(shù)YaⅣYaⅤYaⅦSaⅠSaⅡSaⅢSaⅣΔtc(μs/m)335.78336.24348.65325.07322.08322.70302.87C（MPa）37.5237.4134.5740.2641.0841.9146.95Ya、Sa層油井不同井斜角最大切向應(yīng)力計(jì)算見附圖13，由以上數(shù)據(jù)求得在正常生產(chǎn)情況下Ya層和Sa層地層穩(wěn)定條件（不出砂）的井斜角為：YaⅣ：；YaⅤ：；YaⅥ：；SaⅠ：；SaⅡ：；SaⅢ：；SaⅣ：。在正常生產(chǎn)情況下，井斜角小于的井（垂直井或低斜井）均能滿足地層巖石的穩(wěn)定性要求。而大于的斜井，地層不能保持穩(wěn)定而易出砂，需采取必要的防砂措施。由于Ya層擬鉆垂直井完井（＜＜16.5°），故巖石穩(wěn)定性不存在問題。對(duì)于水平井，Sa層巖石受到的最大切向應(yīng)力均大于巖石本身的抗壓強(qiáng)度，又出砂的可能。為了保證正常生產(chǎn)，應(yīng)考慮采用防砂完井方式（如用套管射孔完成，則采用底部相位射孔）生產(chǎn)。3.7出砂預(yù)測(cè)綜合對(duì)比研究及出砂判識(shí)模式的建立3.7.1綜合對(duì)比（見表3-5）表3-5出砂預(yù)測(cè)綜合對(duì)比研究井號(hào)層位測(cè)試層段DST壓差psi含砂％出砂預(yù)測(cè)指標(biāo)備注Φ%ΔtEcBσmaxPal-1YⅤ1287-1301283.60.3529.0301.82.302.29穩(wěn)定出砂輕微YⅥ1312-1333153.0030.038穩(wěn)定YⅣ1265-1270194.1030.5338.52.262.13穩(wěn)定Fal-1YⅡ,YⅣYⅤ,YⅥS11145-1333193.8無數(shù)據(jù)27.8303.8313.5332.9338.32.312.843.382.662.72穩(wěn)定發(fā)現(xiàn)4個(gè)油樣含砂Fal-2S41335-13612680.0228.02.07出砂輕微Fal-3S11376-1388541.81.4033.02.12壓差過大Jobar-11142-1148340.80.341.64出砂輕微Luil-11187-1190142-243.50.071.601171-11909.7-400.0831.91.501159-11600.082.171114-11170.022.40根據(jù)出砂預(yù)測(cè)的各項(xiàng)指標(biāo)(B,EC,C等)與DST測(cè)試資料進(jìn)行綜合對(duì)比，可得出該油田出砂判識(shí)的基本指標(biāo)為：1）、臨界出砂組合模量：EC=（2.10～2.30）×104MPa；2）、臨界出砂指數(shù):B=（2.05～2.20）×104MPa；3）、聲波時(shí)差:Δt=（300～312）μs/m；4、出砂規(guī)律研究4.1臨界生產(chǎn)參數(shù)計(jì)算出砂油井對(duì)于產(chǎn)量很敏感，存在一個(gè)臨界采油速度問題。當(dāng)油井產(chǎn)量低于此臨界值，就不出砂或者出砂輕微。但無砂產(chǎn)量對(duì)大多數(shù)出砂油井來說是不經(jīng)濟(jì)的，因油井生產(chǎn)時(shí)需要控制油井出砂而降低產(chǎn)量。當(dāng)產(chǎn)量高于臨界產(chǎn)量，隨著產(chǎn)量逐漸增加，液體含砂量隨每個(gè)流量的增量而躍增，然后逐漸降低并穩(wěn)定在某個(gè)水平上。從油田生產(chǎn)管理和維護(hù)的角度來看，油井嚴(yán)重出砂是不允許的。在亞臨界流動(dòng)區(qū)，在較高流速下重建的砂拱會(huì)因流速的突變而失去穩(wěn)定性，導(dǎo)致砂拱被破壞而出砂。在超臨界流動(dòng)狀態(tài)下，流速已超過了容許的界限，應(yīng)力已超過其地層強(qiáng)度而無法重建砂拱，地層表現(xiàn)為嚴(yán)重地連續(xù)出砂。只有使油井產(chǎn)量大大低于臨界值后才能重建砂拱。但這種情況也要靈活掌握，因?yàn)檫m當(dāng)?shù)卦黾赢a(chǎn)量也可以帶來疏通近井地帶油層的好處，逐漸地增加產(chǎn)量會(huì)對(duì)井筒周圍孔隙通道里原有的和地層深部運(yùn)移過來的微粒砂進(jìn)行清除，使生產(chǎn)指數(shù)提高。4.1.1、臨界生產(chǎn)壓差計(jì)算及分析當(dāng)巖石承受的應(yīng)力超過巖石固有的強(qiáng)度，巖石就會(huì)遭受破壞。這種應(yīng)力源于以下幾個(gè)方面：⑴.構(gòu)造應(yīng)力作用強(qiáng)，如斷層活動(dòng)等；⑵.經(jīng)過長(zhǎng)期開采后，與原始狀態(tài)相比，地層壓力明顯下降；⑶.井底流壓過低（即生產(chǎn)壓差過大），在油井附近地層內(nèi)形成落差很深的壓降漏斗。理論上認(rèn)為，對(duì)于疏松砂巖，在原地應(yīng)力及滲流引起的附加應(yīng)力場(chǎng)的聯(lián)合作用下，彈孔周圍的巖石已經(jīng)變成塑性狀態(tài)，但仍有一定的承載能力，只有當(dāng)彈孔周圍巖石的應(yīng)變超過某一臨界值時(shí)，彈孔才發(fā)生剪切破壞，造成出砂。由此給出了預(yù)測(cè)油井出砂的臨界生產(chǎn)壓差的公式為：(4-1)式中：──平均有效地應(yīng)力（MPa），（MPa）；──巖石彈性模量（MPa）和泊松比；──分別為應(yīng)變方程中巖石的材料常數(shù)，其中分別為最大、中間和最小主應(yīng)力（MPa）；其中為下面的屈服方程中的系數(shù)；，其中為偏應(yīng)力張量的第一、第二不變量。由測(cè)井曲線資料計(jì)算的YaⅣ、YaⅤ層、YaⅥ層的臨界生產(chǎn)壓差ΔP曲線見附圖14、15、16，Sa層臨界生產(chǎn)壓差ΔP曲線見附圖17。并由此計(jì)算出Ya層和Sa層ΔP的厚度加權(quán)平均值為：YaⅣ：ΔP＝2.41MPa；YaⅤ：ΔP＝1.95MPa；YaⅥ：ΔP＝2.08MPa；SaⅠ：ΔP＝2.25MPa；SaⅡ：ΔP＝2.33MPa；SaⅢ：ΔP＝2.99MPa；SaⅣ：ΔP＝2.39MPa。于是，為減輕油層出砂，推薦Ya層和Sa層的合理生產(chǎn)壓差分別是2.0和2.2MPa（事實(shí)上，Sa層擬采用水平井完井，生產(chǎn)壓差可能跟小）。4.1.2出砂臨界產(chǎn)量及分析流量對(duì)地層出砂的影響主要表現(xiàn)為流體對(duì)地層顆粒的拉伸破壞。當(dāng)流體流動(dòng)的拖曳力超出了巖石顆粒固有的抗拉強(qiáng)度（一般疏松砂巖的抗拉強(qiáng)度很低），巖石顆粒就會(huì)從母體上脫落下來，并隨流體進(jìn)入炮眼和井筒。生產(chǎn)時(shí)，在一個(gè)存在差應(yīng)力的應(yīng)力場(chǎng)中，流體流動(dòng)還會(huì)降低巖石的剪切強(qiáng)度。微粒運(yùn)移造成部分孔隙堵塞所形成的表皮效應(yīng)也會(huì)使生產(chǎn)壓差提高，導(dǎo)致低抗拉強(qiáng)度的巖石產(chǎn)生拉伸剝離，由于砂巖儲(chǔ)層是顆粒材料組成的，水動(dòng)力拖曳力作用于靠近孔穴壁自由表面的顆粒上，能夠克服周圍材料加在單個(gè)顆粒或顆粒群體上的接觸阻擋力（包括顆粒間的聯(lián)結(jié)力和摩擦阻力）而使顆粒剝落下來。巖石顆粒間接觸的法向連結(jié)力和切向摩擦力使巖石顆粒固結(jié)在一起，這是使孔穴保持穩(wěn)定的力。開采時(shí)，流體向井筒流動(dòng)產(chǎn)生作用于顆粒上的內(nèi)向應(yīng)力，單個(gè)顆粒或不穩(wěn)定顆粒群體由于內(nèi)外孔隙壓差的作用而出現(xiàn)向孔穴內(nèi)的拖曳力，這兩種力的綜合作用產(chǎn)生顆粒的剝離作用，只要這兩種力克服了保持孔穴穩(wěn)定的力，砂粒便會(huì)產(chǎn)出?？籽ǚ€(wěn)定理論給出的臨界流量計(jì)算公式為：(4-2)式中：；（給出此式各量的單位？）S──巖石的粘聚力；──流量；──從球心到地層的距離；──地層滲透率；──流體粘度； ──內(nèi)摩擦角。由測(cè)井曲線資料計(jì)算，YaⅣ、YaⅤ、YaⅥ層的出砂臨界產(chǎn)量曲線見附圖18、19、20；Sa層的出砂臨界產(chǎn)量曲線見附圖21。并由此計(jì)算出Ya層和Sa各層的臨界采油強(qiáng)度（厚度加權(quán)平均值）為：YaⅣ：＝4.18；YaⅤ：＝4.77；YaⅥ：＝3.95；SaⅠ：＝3.50；SaⅡ：＝3.93；SaⅢ：＝3.92；SaⅣ：＝3.46。（這里應(yīng)補(bǔ)一段——將上述計(jì)算值與FDP方案中推薦的臨界產(chǎn)量進(jìn)行對(duì)比，反過來驗(yàn)證FDP方案要求的單井配產(chǎn)的合理性）。4.1.3小結(jié)：由以上分析及計(jì)算數(shù)據(jù)表明，預(yù)計(jì)P油田在開發(fā)初期出砂并不嚴(yán)重，在正常的生產(chǎn)情況下，巖石仍具有較好的穩(wěn)定性。只要生產(chǎn)壓差和配產(chǎn)量低于臨界生產(chǎn)壓差和臨界采油強(qiáng)度，地層就會(huì)保持穩(wěn)定而不出砂（或輕微出砂），此時(shí)，如果油井實(shí)際產(chǎn)量達(dá)不到配產(chǎn)要求，那就只有采取有效的防砂措施，然后放大生產(chǎn)壓差來滿足配產(chǎn)需要。地層出砂的主要原因是拉伸破壞和微粒運(yùn)移，但以拉伸破壞為主。拉伸破壞對(duì)地層巖石具有長(zhǎng)期的破壞作用，這種破壞不會(huì)引起短期的災(zāi)難性后果。但隨著時(shí)間的推移，由于彈孔面積因沖蝕而不斷增大，使流速梯度降低，會(huì)使出砂程度逐漸減輕。但隨著生產(chǎn)的持續(xù)，地層壓力的下降及液體對(duì)儲(chǔ)層巖石的長(zhǎng)期沖刷和含水的上升，又使出砂再次加劇，以致最終造成地層坍塌而大量出砂。因此需要在適當(dāng)?shù)臅r(shí)機(jī)進(jìn)行防砂。5、防砂時(shí)機(jī)的研究如何確定防砂時(shí)機(jī)，即在正常生產(chǎn)情況下何時(shí)進(jìn)行防砂施工，是保證油井效益最大化的重要決策之一。因?yàn)橛途?jīng)過防砂施工后，井筒生產(chǎn)段的表皮系數(shù)有所上升，液流阻力增加，即和防砂措施前相比，在相同的生產(chǎn)制度下，油井產(chǎn)油指數(shù)會(huì)有一定程度的下降（約下降20%）。根據(jù)多年的油田的生產(chǎn)實(shí)踐，要精確地確定每口油井在何時(shí)進(jìn)行防砂施工是極其困難的。多數(shù)情況下，在生產(chǎn)早期進(jìn)行防砂比后期防砂更優(yōu)越，因地層骨架尚未破壞，防砂技術(shù)難度低，作業(yè)成功率較高，防砂效果也較好。推遲防砂時(shí)機(jī)要承擔(dān)較大風(fēng)險(xiǎn)，如果不在地層砂流入井筒及伴隨而來的其他危害在一開始就阻止其發(fā)生，而只進(jìn)行簡(jiǎn)單的修井作業(yè)（如沖砂、洗井等措施），則因修井頻繁，修井費(fèi)用甚至?xí)^早期防砂的成本，且修井作業(yè)還可能傷害油層而使油井產(chǎn)量大幅下降。比較而言，早期防砂更有把握。一方面它不僅節(jié)約以后處理出砂的費(fèi)用，而且，還可以提高油井利用率和采油時(shí)率，更快地回收鉆井、完井投資。另一方面防砂初始投資可以比較精確的評(píng)估，而修井作業(yè)的費(fèi)用則比較難于預(yù)測(cè)。5.1、利用DST測(cè)試資料預(yù)測(cè)防砂時(shí)機(jī)如果DST測(cè)試期間就發(fā)現(xiàn)油井出砂，甚至嚴(yán)重出砂，則油氣井生產(chǎn)初期就勢(shì)必會(huì)出砂。有時(shí)DST測(cè)試雖未見出砂，但仔細(xì)檢查井下鉆具和工具，在接箍臺(tái)階處附有砂粒，或者DST測(cè)試完畢后，探砂面時(shí)發(fā)現(xiàn)砂面上升，則該井肯定已經(jīng)出砂。此時(shí)，可根據(jù)出砂的嚴(yán)重程度確定油井是否需要及時(shí)防砂。對(duì)Palogue油田進(jìn)行的DST測(cè)試（6口井/23層次）發(fā)現(xiàn)：短期測(cè)試5口井中有3個(gè)層段出砂（YⅤ,SⅠ,SⅣ);長(zhǎng)期測(cè)試（YⅡ，YⅢ，YⅣ，YⅤ，SⅠ層合試）有4個(gè)油樣含砂（見表5-1），說明生產(chǎn)時(shí)很可能出砂（但不嚴(yán)重），需要在適當(dāng)?shù)臅r(shí)機(jī)采取防砂措施。表5-1DST測(cè)試資料統(tǒng)計(jì)5.2、地層含水率與地層強(qiáng)度關(guān)系預(yù)測(cè)防砂時(shí)機(jī)圖5－1相對(duì)滲透率曲線地層含水率對(duì)地層巖石強(qiáng)度有直接的影響。首先水能溶解砂粒之間的部分膠結(jié)物，使地層膠結(jié)強(qiáng)度下降（某些粘土膠結(jié)物在水侵后，強(qiáng)度可降低（11％～24％）。巖石水侵后，單軸抗壓強(qiáng)度和內(nèi)聚強(qiáng)度都會(huì)明顯下降，強(qiáng)度系數(shù)減小，使巖石就容易發(fā)生破壞，為出砂的第一階段創(chuàng)造了條件。圖5－1相對(duì)滲透率曲線其次，水破壞了孔隙內(nèi)油流的連續(xù)性；儲(chǔ)層顆粒表面一般都包有極薄的粘土膜，砂粒之間的微孔道非常多，油層內(nèi)部還有許多很薄的粘土夾層。由這些粘土夾層分隔開的各小油層滲透率的差別也相當(dāng)大。水侵時(shí)，砂粒周圍的粘土發(fā)生體積膨脹，使油流通道縮小，同時(shí)降低了對(duì)油相的滲透率，極大地增加了油流阻力，使液流對(duì)砂粒的拖曳力增加，為出砂的第二個(gè)階段創(chuàng)造了條件。圖5－2北海某井的出砂實(shí)例油層含油飽和度較高時(shí)，油流在孔隙內(nèi)部成連續(xù)狀態(tài)。這時(shí)少量的束縛水在孔隙外圍把微小的自由顆粒固定下來，在油流速度相當(dāng)大時(shí)也不會(huì)被沖走。當(dāng)水侵量較嚴(yán)重時(shí)，會(huì)破壞油流的連續(xù)性，使之成為大小不等的油滴，從而將原油的單相流動(dòng)變?yōu)橛退畠上嗔鲃?dòng)，增加了液流阻力。另外，當(dāng)水成為流動(dòng)的連續(xù)相時(shí)，流動(dòng)的剪切面為砂粒表面，只要流速稍微增大，就會(huì)把原來穩(wěn)定在巖石表面的松散微粒沖走，并在適當(dāng)?shù)牟课话l(fā)生堆積，堵塞流動(dòng)孔隙，從而嚴(yán)重降低油層滲透率。在流量保持不變的情況下，由于滲透率的下降，使生產(chǎn)壓差增大，為出砂的兩個(gè)階段都創(chuàng)造了條件。圖5－2北海某井的出砂實(shí)例圖5-3粘著力測(cè)試曲線第三是產(chǎn)生水鎖效應(yīng)，增加油流阻力。由圖5-1所示，曲線表示改變孔隙內(nèi)的含水飽和度對(duì)油和水相對(duì)滲透率的影響。①-①′為原始條件，巖芯含有20%的束縛水。此時(shí)，油相的相對(duì)滲透率等于0.9，水相的相對(duì)滲透率為0。如絕對(duì)滲透率為10×10-3μm2，則油相有效滲透率為9×10-3μm2，隨著含水飽和度的增加，油的相對(duì)滲透率不斷下降，而水的相對(duì)滲透率則隨之增加。點(diǎn)④′的含水飽和度為34%，其油相有效滲透率卻只有3×10-3μm2，為原始值的1/3，而點(diǎn)④表示水相有效滲透率很低。但可以看出水飽和度僅增加了10%，而油相有效滲透率和油流速率都急劇下降。圖5-3粘著力測(cè)試曲線圖5-4粘著力分析圖特別要指出的是，油層含水飽和度在一定程度上并并不能造成油井馬上出砂，如在北海油田，某井于1981年完鉆，初始儲(chǔ)層壓力為44MPa，產(chǎn)量5000桶/d，補(bǔ)射孔后產(chǎn)量上升到12000桶/d，即使在如此高的產(chǎn)量下也沒出砂。隨著儲(chǔ)層壓力的衰減，到1985年9月，開始水侵，但是仍未出砂。隨后由于注水使儲(chǔ)層壓力開始恢復(fù)。1986年1月開始出現(xiàn)突發(fā)性嚴(yán)重出砂，砂量高達(dá)90.7kg/1000桶（見圖5-2）。該井在儲(chǔ)層壓力下降，開始發(fā)生水侵的時(shí)并未出砂，反而在注水使儲(chǔ)層壓力升高，含水飽和度達(dá)到一定數(shù)值時(shí)才開始突發(fā)出砂。由此可以看出，初始的水侵并不會(huì)引起油井大量出砂。圖5-4粘著力分析圖室內(nèi)實(shí)驗(yàn)也證實(shí)，當(dāng)孔隙中存在兩相流體時(shí)，潤(rùn)濕相沿砂粒表面鋪展，將另一相排出。毛細(xì)管力是潤(rùn)濕相和非濕相間的壓差。表面張力與使砂粒膠結(jié)在一起的粘著力成正比。如圖5-3所示，從束縛水飽和度開始，含水飽和度上升，毛細(xì)管力開始迅速下降，而粘著力增大，當(dāng)含水飽和度為80%左右時(shí)，粘著力最大。當(dāng)孔隙介質(zhì)中完全充滿一種液體時(shí)，砂粒間就不存在膠結(jié)力。對(duì)于親水砂巖而言，含水飽和度比較低時(shí)，在水膜的外面形成油水界面，產(chǎn)生界面張力。圖5-4表明，隨著含水飽和度增加，油水界面增大，砂粒間的粘著力增大，即保持砂粒穩(wěn)定的力增大。但當(dāng)含水飽和度達(dá)到80%左右時(shí)，界面張力達(dá)到最大。如果含水飽和度繼續(xù)增加，原油呈分散油滴狀，油與水不能同時(shí)與砂粒接觸，砂粒間的油水界面也不復(fù)存在，此時(shí)粘著力將不再起作用。只有當(dāng)油變?yōu)榉稚⒌挠偷螘r(shí)，通過孔隙的油流阻力由于液阻效應(yīng)才明顯加大，可能導(dǎo)致油井大量出砂。這種看法與許多井直到產(chǎn)水量很大時(shí)才出砂是相符合的。另外，地層注水可能使儲(chǔ)層的粘土膨脹，有的粘土顆粒還會(huì)隨地層流體遷移，使地層膠結(jié)力下降。在注水開發(fā)中要保持產(chǎn)量必然要提高采液量，從而必然增加地層流體的流速，使流體對(duì)地層砂的拖曳力增加。因此注水有可能造成地層出砂。粘著力對(duì)于砂拱的形成和穩(wěn)定也是必須的。水基液體的嚴(yán)重侵入通常會(huì)導(dǎo)致砂拱破壞，從而引起出砂。因此要控制出砂就必須減少水的侵入，盡量防止鉆井液漏失、水泥漿失水、射孔液、完井液以及作業(yè)液的侵入。從上述分析可以看出，水侵嚴(yán)重時(shí)對(duì)油井出砂影響很大。從以上的分析可知，在進(jìn)行防砂措施時(shí)，要特別考慮水侵的影響。從出砂預(yù)測(cè)中計(jì)算的出砂指數(shù)可以看出，P油田巖石強(qiáng)度普遍較高，雖可能出砂，但由地層孔隙度、聲波時(shí)差及地層膠結(jié)物等參數(shù)進(jìn)行綜合分析，可以得出該儲(chǔ)層在目前衰竭式開采過程的正常生產(chǎn)情況下出砂輕微。但當(dāng)?shù)貙訅毫ο陆岛?，采用注水開發(fā)時(shí)，特別要注意注入水水侵現(xiàn)象。若出現(xiàn)水侵，即隨著地層含水率的上升，地層出砂可能性加大，很可能嚴(yán)重出砂。此時(shí)要及時(shí)采取有效的防砂措施，不得拖延，以免造成地層骨架破裂，使后期防砂難度增加，并會(huì)降低防砂效果。另一個(gè)問題也必須指出，垂直井、定向井和水平井由于井身結(jié)構(gòu)不同，其井筒周圍地層巖石受到的應(yīng)力大小有較大差異（即井壁穩(wěn)定性差異大），所以出砂情況也有很大差別。尤其是水平井，在同樣的生產(chǎn)壓差條件下，垂直井可能不出砂，水平井就可能出砂，不過，因水平段長(zhǎng)度很大使?jié)B流面積增加數(shù)百倍，故達(dá)到配產(chǎn)所需的生產(chǎn)壓差也非常小，又使出砂情況得到極大地改善，因此，Sa層水平井出砂仍十分輕微。5.3、利用生產(chǎn)壓差ΔP預(yù)測(cè)防砂時(shí)機(jī)油井近井地帶巖石的受力狀態(tài)與油井的生產(chǎn)壓差有直接關(guān)系，可以通過研究生產(chǎn)壓差ΔP對(duì)完井方式的影響，從而確定防砂時(shí)機(jī)。根據(jù)地層穩(wěn)定條件的C公式計(jì)算出各層在不同生產(chǎn)壓差下的最大切向應(yīng)力，由相應(yīng)層位的巖石最大抗壓強(qiáng)度C值確定完井方式。計(jì)算結(jié)果見下表：5-2生產(chǎn)壓差ΔP對(duì)最大剪切應(yīng)力的影響生產(chǎn)壓差ΔP(MPa)YaⅣYaⅤYaⅥSaⅠSaⅡSaⅢSaⅣ1.033.6434.9332.3435.1036.7136.1742.462.035.6436.4234.3237.2838.7138.5844.553.037.6438.2736.5739.4140.5740.2246.414.039.6540.8738.5841.1242.6542.3548.295.041.5642.5640.7144.2744.1244.7150.48分析上表數(shù)據(jù)可知：⑴.對(duì)于YaⅣ層，當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP≤2.5MPa時(shí)，可以采用非防砂完井方式；當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP＞2.5MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂完井措施；⑵.對(duì)于YaⅤ層，當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP≤2.8MPa時(shí)，可以采用非防砂完井；當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP＞2.8MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂完井措施；⑶.對(duì)于YaⅥ層，當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP≤2.0MPa時(shí)，可以采用非防砂完井；當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP＞2.0MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂完井措施；⑷.對(duì)于SaⅠ層，當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP≤3.0MPa時(shí)，可以采用非防砂完井；當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP＞3.0MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂完井措施；⑸.對(duì)于SaⅡ?qū)?，?dāng)生產(chǎn)壓差ΔP≤3.5MPa時(shí)，可以采用非防砂完井；當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP＞3.5MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂完井措施；⑹.對(duì)于SaⅢ層，當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP≤3.0MPa時(shí)，可以采用非防砂完井；當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP＞3.0MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂措施；⑺.對(duì)于SaⅣ層，當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP≤2.5MPa時(shí)，可以采用非防砂完井；當(dāng)生產(chǎn)壓差ΔP＞2.5MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂完井措施。5.4、利用地層壓力Ps的變化預(yù)測(cè)防砂時(shí)機(jī)在生產(chǎn)過程中，隨著地層孔隙壓力的下降，地層巖石承受上覆地層壓力越來越大，受力狀態(tài)將會(huì)發(fā)生惡化。研究油井在正常生產(chǎn)情況下（即Ya層生產(chǎn)壓差ΔP＝1.18MPa；Sa層生產(chǎn)壓差ΔP＝1.56MPa），當(dāng)?shù)貙訅毫s逐漸下降的情況下，利用完井方式對(duì)地層穩(wěn)定性的影響來確定防砂時(shí)機(jī)。根據(jù)地層穩(wěn)定條件的C公式計(jì)算各層在地層壓力Ps下降情況下的最大切向應(yīng)力，由相應(yīng)層位的巖石最大抗壓強(qiáng)度C值來確定完井方式。計(jì)算結(jié)果見下表：5-3地層壓力Ps對(duì)最大剪切應(yīng)力的影響地層壓力Ps(MPa)YaⅣYaⅤYaⅥSaⅠSaⅡSaⅢSaⅣ1233.5234.8331.7235.7835.5936.6141.421135.4536.6533.4837.5737.4537.7643.471037.3838.4735.2539.3639.3239.5645.53939.3040.2937.0241.1541.1741.2647.58841.2342.1138.7942.9443.0343.0249.64分析上表數(shù)據(jù)可知：⑴.對(duì)YaⅣ層，當(dāng)?shù)貙訅毫s≥10.1MPa時(shí)，可以采用非防砂完井生產(chǎn)；當(dāng)?shù)貙訅毫s＜10.1MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂措施；⑵.對(duì)YaⅤ層，當(dāng)?shù)貙訅毫s≥11.5MPa時(shí)，可以采用非防砂完井生產(chǎn)；當(dāng)?shù)貙訅毫s＜11.5MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂措施；⑶.對(duì)YaⅥ層，當(dāng)?shù)貙訅毫s≥11.4MPa時(shí)，可以采用非防砂完井生產(chǎn)；當(dāng)?shù)貙訅毫s＜11.4MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂措施；⑷.對(duì)SaⅠ層，當(dāng)?shù)貙訅毫s≥10.5MPa時(shí)，可以采用非防砂完井生產(chǎn)；當(dāng)?shù)貙訅毫s＜10.5MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂措施；⑸.對(duì)SaⅡ?qū)?，?dāng)?shù)貙訅毫s≥10.8MPa時(shí)，可以采用非防砂完井生產(chǎn)；當(dāng)?shù)貙訅毫s＜10.8MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂措施；⑹.對(duì)SaⅢ層，當(dāng)?shù)貙訅毫s≥9.35MPa時(shí)，可以采用非防砂完井生產(chǎn)；當(dāng)?shù)貙訅毫s＜9.35MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂措施；⑺.對(duì)SaⅣ層，當(dāng)?shù)貙訅毫s≥10.5MPa時(shí)，可以采用非防砂完井生產(chǎn)；當(dāng)?shù)貙訅毫s＜10.5MPa時(shí)，則應(yīng)考慮防砂措施。6、防砂方法優(yōu)選研究控制油井出砂主要有三種機(jī)理：改善完井技術(shù)降低流體拖拽力、對(duì)砂粒進(jìn)行機(jī)械橋堵和對(duì)砂層實(shí)施化學(xué)膠固提高地層強(qiáng)度。6.1各種防砂技術(shù)在P油田的適應(yīng)性分析防砂方法主要包括機(jī)械橋堵法，如礫石充填、割縫襯管、繞絲篩管、金屬纖維濾砂管或預(yù)充填濾管等；化學(xué)膠結(jié)法是即把固結(jié)液（樹脂）注入地層使地層膠接，使井壁及周圍油層內(nèi)維持較高的顆粒接觸應(yīng)力。同時(shí)將上述兩種方法結(jié)合使用的防砂方法稱為復(fù)合防砂法。6.1.1、機(jī)械防砂技術(shù)適應(yīng)性分析機(jī)械防砂可分為兩類，一類是直接下入防砂管柱進(jìn)行防砂，如割縫襯管、繞絲篩管、濾砂管等。另一類是下入防砂管柱后再進(jìn)行充填防砂，充填材料有多種選擇，適用于不同的井層條件。兩類方法有各自的優(yōu)缺點(diǎn)，分別評(píng)價(jià)如下。1）濾砂管防砂優(yōu)點(diǎn)：①、費(fèi)用較低，作業(yè)工藝簡(jiǎn)便；②、可用于多層完井，后期處理容易；③、適用于中/粗砂巖（d50≥0.1mm），有多種過濾材料供選擇；缺點(diǎn)：①、用于粉細(xì)砂地層防砂效果不好；②、防砂管柱容易被堵塞，影響產(chǎn)能；③、防砂管柱易受沖蝕，使防砂有效期縮短。2）礫石充填防砂優(yōu)點(diǎn)：①、施工成功率較高，高達(dá)90％以上；②、方法可靠，有效期可達(dá)8～10年；③、適應(yīng)性強(qiáng)，可用于各類油井、地層及井段；④、適用于各種完井（裸眼及射孔完成）方式；⑤、裸眼礫石充填完井產(chǎn)能最高，為射孔井的（120～130）％。缺點(diǎn)：①、井內(nèi)留有充填管柱，后期修井復(fù)雜，費(fèi)用高；②、不適合于細(xì)粉砂地層防砂（d50＜0.1mm）；③、對(duì)多層、異常高壓井及斜井，施工費(fèi)用高；④、對(duì)油井的產(chǎn)能有一定負(fù)面影響。根據(jù)P油田Yabus儲(chǔ)層資料：該儲(chǔ)層滲透率高，平均1879毫達(dá)西。孔隙度較大，平均28.8％。油層平均厚度大（30～80m），原油粘度為31.1厘泊。地層砂粒度中值較大（d50=0.355），分選性中等到好。不均勻系數(shù)α＝2.107。偏度SK1＝0.225，為正偏度。峰度KG＝1.07，屬中等峰度。由以上數(shù)據(jù)分析，該地層適用于機(jī)械防砂技術(shù)，包括濾砂管和篩管－礫石充填防砂技術(shù)。6.1.2、化學(xué)防砂技術(shù)適應(yīng)性分析化學(xué)防砂一般采用樹脂膠結(jié)地層砂?？梢杂贸善窐渲⑷氲貙?，也可以在地層內(nèi)合成樹脂來膠結(jié)地層砂；還有一種是人工井壁法。人工井壁因使用的材料不同，種類很多，如預(yù)涂層礫石、樹脂砂漿、水帶干灰砂、水泥砂漿、乳化水泥、樹脂核桃殼等。但化學(xué)防砂只適用于滲透率較均勻的薄層段（3～5m），因井段太長(zhǎng)會(huì)使化學(xué)劑不能在防砂井段剖面上均勻分布而使防砂失效?；瘜W(xué)防砂對(duì)粉細(xì)砂巖地層的效果優(yōu)于機(jī)械防砂。也適用于在雙層完井的上部地層防砂。化學(xué)防砂的缺點(diǎn)是對(duì)地層滲透率有一定傷害作用，成功率較低，且樹脂易老化，油井溫度對(duì)化學(xué)防砂有直接影響，老油井不適合采用化學(xué)防砂技術(shù)?？傮w上化學(xué)防砂相對(duì)成本較高，應(yīng)用程度遠(yuǎn)不如機(jī)械防砂廣泛。化學(xué)防砂主要優(yōu)缺點(diǎn)表現(xiàn)在以下方面：優(yōu)點(diǎn)：①、可用井內(nèi)現(xiàn)有施工管柱，無需鉆機(jī)或修井機(jī)；②、井筒暢通無留物，后期作業(yè)處理方便，無需套銑、打撈；③、可用于多層完井的上部地層；④、對(duì)地層砂粒度范圍適應(yīng)性強(qiáng)；⑤、可用于異常高壓井；缺點(diǎn)：①、地層滲透率下降，不易重復(fù)作業(yè)；②、成本高，長(zhǎng)井段不宜；③、樹脂有毒，易燃，需注意防護(hù)；④、作業(yè)液易污染，泵入速度要求嚴(yán)；⑤、要求地層滲透率較均勻，層段厚度3-5米；⑥、化學(xué)防砂作業(yè)后需侯凝；⑦、不適合用于裸眼完成井。根據(jù)P油田儲(chǔ)層資料分析，該儲(chǔ)層滲透率很高（1879毫達(dá)西），孔隙度較大，平均28.8％。油層厚度大（30-80米），砂粒粒度成正韻律分布。由此判斷，這種條件的地層化學(xué)防砂效果較差，因此該儲(chǔ)層不適合采用化學(xué)防砂。6.1.3、復(fù)合防砂技術(shù)適應(yīng)性分析常規(guī)機(jī)械－化學(xué)復(fù)合防砂方法是利用機(jī)械防砂和化學(xué)防砂的優(yōu)點(diǎn)相互相補(bǔ)充，一方面能在近井地帶形成一個(gè)滲透性較好的人工井壁，另一方面利用機(jī)械防砂管柱形成二次擋砂屏障，這種多級(jí)過濾系統(tǒng)具有良好的防砂效果，且有效期長(zhǎng)。最適合用于那些采用單一防砂方法無法奏效的嚴(yán)重出砂井。復(fù)合防砂通常使用的機(jī)械防砂管柱為濾砂管和繞絲篩管，與之配合使用的化學(xué)方法常為化學(xué)固砂劑和樹脂腹膜砂人工井壁。常規(guī)機(jī)械－化學(xué)復(fù)合防砂的適應(yīng)性廣，幾乎可以用于任何復(fù)雜條件下的防砂作業(yè)。但復(fù)合防砂工藝復(fù)雜，成本高，因此一般僅在單一防砂方法無效時(shí)才使用，尤其適用于粉細(xì)砂巖和滲透性差的地層，也用于地層嚴(yán)重虧空的老井防砂。根據(jù)前述的P油田儲(chǔ)層資料及出砂預(yù)測(cè)研究，由于該地層（初期）出砂并不嚴(yán)重，且對(duì)機(jī)械防砂有良好的適應(yīng)性，不適合化學(xué)防砂。因此，該油田初期不必采用常規(guī)機(jī)械－化學(xué)復(fù)合防砂方法。6.2、防砂技術(shù)適應(yīng)性評(píng)價(jià)——室內(nèi)試驗(yàn)研究根據(jù)上述針對(duì)Yabus層和Samaa層主力油藏的地層特點(diǎn)初選的防砂技術(shù)，為確保現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的可靠性和提高油井防砂效果，為了選擇針對(duì)性更強(qiáng)的防砂技術(shù)，要用室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)來驗(yàn)證目前初選的防砂技術(shù)。為了更接近地層實(shí)際，采用實(shí)尺寸防砂技術(shù)評(píng)價(jià)模擬實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)。6.2.1、機(jī)械防砂技術(shù)原理針對(duì)上述地層特點(diǎn)的分析結(jié)果，以及從現(xiàn)有防砂技術(shù)的特點(diǎn)和多年實(shí)際應(yīng)用的效果和經(jīng)驗(yàn)可以確定，這類地層并不適合化學(xué)防砂，而機(jī)械防砂對(duì)上述地層有較好的適應(yīng)性，可避免在正常生產(chǎn)條件下地層骨架破裂而出砂。它既能保持地層應(yīng)力的穩(wěn)定，又是防止油井出砂，保持油井長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)的12圖6-1摩爾園圖最佳措施。礫石充填層可以很好的保持地層應(yīng)力的穩(wěn)定狀態(tài)。被充填的礫石砂體可以作為裸露巖壁的依托，減小井筒徑向應(yīng)力差。以摩爾—庫侖準(zhǔn)則進(jìn)行分析，在原有應(yīng)力狀態(tài)下，地層巖石骨架破裂（見圖6-1中的圓1）。充填礫石后，徑向應(yīng)力增大，使摩爾園縮?。ㄒ妶A2），巖石穩(wěn)定性大為增強(qiáng)。由于礫石充填可以進(jìn)行擠壓充填，可對(duì)地層施加更大的徑向應(yīng)力，從摩爾園圖上可以看出，摩爾園進(jìn)一步縮小為圓312圖6-1摩爾園圖上述分析表明，對(duì)本區(qū)塊疏松砂巖來說，礫石充填防砂技術(shù)較之非礫石充填防砂技術(shù)有更好的適應(yīng)性，因此應(yīng)優(yōu)選礫石充填防砂技術(shù)。對(duì)于大斜度定向井、水平井等在工藝上難以實(shí)現(xiàn)礫石充填的井，可采取割縫預(yù)充填濾砂管、金屬纖維濾砂管、新型濾砂管（如膨脹篩管）防砂工藝完井。根據(jù)上述分析，我們采用目前最常用的繞絲篩管礫石充填防砂技術(shù)、金屬纖維濾砂管防砂技術(shù)、預(yù)充填濾砂管防砂技術(shù)和割縫襯管防砂技術(shù)進(jìn)行室內(nèi)模擬對(duì)比試驗(yàn)。6.2.2、防砂技術(shù)評(píng)價(jià)模擬實(shí)驗(yàn)裝置簡(jiǎn)介模擬井筒為7英寸套管，井筒上徑向螺旋分布有3個(gè)射孔炮眼。地層采用地層箱模擬，分別安裝在對(duì)應(yīng)的炮眼上。地層箱內(nèi)裝入10Kg左右的實(shí)驗(yàn)砂樣。地層箱內(nèi)的壓力梯度，由地層箱上的4個(gè)等距的高精度壓力傳感器進(jìn)行采集。同時(shí)可實(shí)時(shí)采集進(jìn)口壓力、炮眼壓力和流體排量等參數(shù)。流程由供液泵、儲(chǔ)液罐和循環(huán)管線組成。供液泵最高壓力11.5MPa，最大排量80L/min，循環(huán)流體最大粘度可達(dá)500mPa.s。實(shí)驗(yàn)過程采用同步監(jiān)測(cè)，并將實(shí)驗(yàn)中的重要數(shù)據(jù)同時(shí)采集并保存。數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)由12只高精度壓力傳感器、高精度電磁流量計(jì)，負(fù)責(zé)采集實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。實(shí)驗(yàn)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)由數(shù)模采集板及電腦系統(tǒng)組成，負(fù)責(zé)將實(shí)驗(yàn)中所采集的數(shù)據(jù)進(jìn)行隨時(shí)處理與保存，同時(shí)在監(jiān)視器上進(jìn)行動(dòng)態(tài)顯示（實(shí)驗(yàn)裝置見圖6-2）。圖6-圖6-2防砂方法優(yōu)選及產(chǎn)能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)裝置6.2.3、試驗(yàn)材料選擇實(shí)驗(yàn)分兩部分進(jìn)行，根據(jù)所提供的Palogue-4井地層砂篩析資料，對(duì)該井地層砂樣分別進(jìn)行機(jī)械防砂技術(shù)的模擬防砂評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。采用Palogue-4井地層砂篩析資料進(jìn)行實(shí)驗(yàn)用地層砂人工模擬配比（表6-1～表6-11）。表6-1樣品編號(hào)4地層砂(上中新統(tǒng))粒度分布百分比粒徑(㎜)質(zhì)量(g)累計(jì)含量(%)2.0000.000.001.4000.000.001.0000.000.000.7100.000.000.5000.000.000.3550.070.350.2500.070.700.1800.342.400.1251.128.000.0905.2234.100.0751.3240.700.0632.9255.300.0453.5172.850.0280.8877.250.0100.0177.300.0014.54100.0標(biāo)準(zhǔn)偏差：2.107偏度：0.651峰度：1.781分選系數(shù)：1.205平均粒徑：0.062㎜表6-2樣品編號(hào)4地層砂粒度分位值含量（％）粒徑（㎜）含量（％）粒徑（㎜）10.237500.06750.152750.036160.113840.005250.100950.002表6-3樣品編號(hào)10地層砂(上中新統(tǒng))粒度分布百分比粒徑(㎜)質(zhì)量(g)累計(jì)重量百分比(%)2.0000.000.001.4000.000.001.0000.000.000.7100.000.000.5000.010.050.3550.020.150.2500.150.900.1801.538.550.1254.7232.150.0904.5354.800.0750.5457.500.0630.9462.200.0450.9466.900.0280.3568.650.0100.0168.700.0016.26100.0標(biāo)準(zhǔn)偏差：2.495偏度：0.714峰度：0.658分選系數(shù)：1.604平均粒徑：0.087㎜表6-4樣品編號(hào)10地層砂粒度分位值含量（％）粒徑（㎜）含量（％）粒徑（㎜）10.248500.09750.210750.006160.160840.003250.139950.001表6-5樣品編號(hào)14地層砂(下中新統(tǒng))粒度分布百分比粒徑(㎜)質(zhì)量(g)累計(jì)含量(%)2.0000.000.001.4000.000.001.0000.000.000.7100.050.250.500550.855.350.2502.4117.400.1805.4544.650.1253.5962.600.0902.4474.800.0750.3876.700.0630.6479.900.0450.9274.50.0280.6287.600.0100.0187.650.0012.47100.0標(biāo)準(zhǔn)偏差：1.706偏度：0.588峰度：2.146分選系數(shù)：1.282平均粒徑：0.157㎜表6-6樣品編號(hào)14地層砂粒度分位值含量（％）粒徑（㎜）含量（％）粒徑（㎜）10.712500.16250.366750.088160.261840.047250.229950.003表6-7樣品編號(hào)15地層砂(下中新統(tǒng))粒度分布百分比粒徑(㎜)質(zhì)量(g)累計(jì)含量(%)2.0000.000.001.4000.000.001.0000.000.000.7100.000.000.5000.000.000.3550.050.250.2500.472.600.1802.3814.500.1255.0439.700.0905.7468.400.0750.5971.350.0630.9876.250.0451.2682.550.0280.8286.650.0100.0286.750.0012.65100.0標(biāo)準(zhǔn)偏差：1.555偏度：0.537峰度：2.203分選系數(shù)：1.207平均粒徑：0.108㎜表6-8樣品編號(hào)15地層砂粒度分析值含量（％）粒徑（㎜）含量（％）粒徑（㎜）10.317500.11150.266750.066160.176840.038250.155950.002表6-9樣品編號(hào)18地層砂(上中新統(tǒng))粒度分布百分比粒徑(㎜)質(zhì)量(g)累計(jì)含量(%)2.0000.000.001.4000.000.001.0000.000.000.7100.000.000.5000.000.000.3550.020.100.2500.060.400.1800.784.300.1257.0539.550.0905.6767.900.0750.4970.350.0630.8374.500.0451.0879.900.0280.6383.050.0100.0283.150.0013.37100.0標(biāo)準(zhǔn)偏差：2.205偏度：0.767峰度：2.129分選系數(shù)：0.722平均粒徑：0.090㎜表6-10樣品編號(hào)18地層砂粒度分析值含量（％）粒徑（㎜）含量（％）粒徑（㎜）10.238500.11150.179750.061160.159840.009250.146950.002表6-11樣品編號(hào)19地層砂(上中新統(tǒng))粒度分布百分比粒徑(㎜)質(zhì)量(g)累計(jì)含量(%)2.0000.000.001.4000.000.001.0000.000.000.7100.000.000.5000.000.000.3550.030.150.2500.583.050.1805.0128.100.1254.8952.550.0902.8566.800.0750.3768.650.0630.6972.100.0450.9977.050.0280.5980.000.0100.0180.050.0013.99100.0標(biāo)準(zhǔn)偏差：2.340偏度：0.734峰度：1.566分選系數(shù)：1.328平均粒徑：0.115㎜表6-12樣品編號(hào)19地層砂粒度分位值含量（％）粒徑（㎜）含量（％）粒徑（㎜）13.116500.12950.243750.052160.210840.006250.187950.002由以上6個(gè)樣品的篩析報(bào)告可知，以上樣品的地層砂粒度中值范圍d50＝0.067～0.162㎜之間,屬中細(xì)砂范疇。與FDP資料提供的的粒度中值數(shù)值d50=(0.2～0.5)mm有出入，估計(jì)此篩析報(bào)告采用的砂樣為油井采出砂，使砂粒粒徑偏細(xì)。為保證防砂效果，以0.067～0.162㎜為基礎(chǔ)進(jìn)行試驗(yàn)用砂人工配比，分選系數(shù)S0＝0.722～1.604，分選較好；偏度SK1＝0.537～0.767，很正偏態(tài)；峰度KG＝0.658～2.203，除樣品10為平坦外，其它為尖銳或很尖銳；礫石—充填層滲透率比理想充填區(qū)礫石—充填層滲透率比理想充填區(qū)滲濾充填由于礫石小于防砂所要求的尺寸致使充填層滲透率下降在礫石充填層中形成砂橋地層砂穿過礫石層自由運(yùn)動(dòng)堵塞充填出砂充填圖6-3礫石—砂粒中值比，D50/d50礫石—地層