PAGEPAGE97Palogue油田出砂規律及防砂對策研究一、Palogue油田概述根據對蘇丹Palogue油田的地質及FDP研究，現將該油田的基本情況和數據整理如下，并作為本課題研究的基礎。油田面積:27.25Km2（P2,Y+S層）；地質儲量：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為邊水油藏（有斷層分割），SamaaⅢ～Ⅳ為巨大水體的底水油藏；構造剖面：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/井距：正方形井網（2套），800×800m,Yabus:垂直井；Samaa：水平井；開發井數：81口（其中——直井77口，水平井4口）；開發方式：初期——衰竭式開采，1.5年后注水開發；初期單井配產：Yabus:2800bopd,Samaa:1200bopd；采油指數Yabus:0.404bopd/psi/m,Samaa:0.18bopd/psi/m；合理生產壓差Ya：1.17MPa,Sa:1.58MPa；臨界生產壓差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：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,射孔負壓差≤2.0MPa割縫縫寬：(0.5-0.7)mm.（水平井）。1.1油藏地質特性平均埋藏深度：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、儲層巖性特征巖性及粘土礦組成：細-粗石英砂巖（石英含量60.0～96.3﹪）；長石(0.3%-10.3%)，粘土礦(2.3%-17.3%)，其中，高嶺石占(0.5%-9.5%)；鈣質膠結物(0.6%)；砂巖基質密度：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：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(psi-1)：(9.54～35.77)×10-61.3、儲層流體物性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，粘溫敏感性好，高于43℃后，粘度與溫度成指數關系變化；地面脫氣油密度Ya：23.2°（API），Sa：18.4°（API）；傾點tp(℃)Ya:42.1,Sa:30.9；泡點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：Ya:1.084m3/m3，Sa:1.077m3/m3；含蠟量：12.1%（摩爾重量百分數）；膠質含量：23.5%（摩爾重量百分數）；原油壓縮系數：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、出砂機理及出砂預測研究影響地層出砂的主要因素可分為兩大類，即地質因素、開采和完井因素。第一類因素由地層和油藏性質決定（包括構造應力、沉積相、巖石顆粒大小、形狀、巖礦組成，膠結物及膠結程度、流體類型及性質等），這是先天形成的，但在開發過程中，會隨生產條件的改變而改變，對巖石和流體產生不同程度的影響，從而改善或惡化出砂程度；第二類因素主要是指生產條件改變對出砂的直接影響，很多是可以人為控制的，包括油層壓力及生產壓差，液流速度，多相流動及相對滲透率，毛細管作用，彈孔及地層損害，含水變化，生產作業及射孔工藝條件等。通過尋找這些因素與出砂之間的內在關系，可以有效地創造良好的生產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石等，充填砂是環繞在骨架砂周圍的微細顆粒，主要成份為粘土礦物。在未打開油層之前，地層內部應力系統是平衡的；打開油層后，近井地帶地層應力平衡狀態被破壞，當巖石顆粒承受的應力超過巖石自身的抗剪或抗壓強度，地層或者變形或者發生坍塌在地層流體產出時，地層砂就會被攜帶進入井底，造成出砂。2.1、出砂機理研究砂巖儲層的穩定是靠上覆巖層重力造成的壓力、毛細管粘合力和顆粒膠結作用而實現的。當油氣產量超過某一界限后，會引起出砂。這與流體的拖拽力或摩擦力使顆粒移動有關，這種作用因下列因素的存在而加強：產量增加和流體粘度的提高；出水使砂粒間的膠結物溶解或分散，造成地層膠結強度降低；含水飽和度的增加使毛細管力降低；并引起油相滲透率的降低，對于給定的采油強度，使生產壓差增大；流體類型從純油變為油水兩相流，引起顆粒表面潤濕性變化使粘聚力降低引起微粒運移；隨著地層壓力的下降，油層不斷枯竭和上覆巖層應力和壓實力的增加將導致顆粒間的膠結破壞。圖2-1產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、油氣產量太高、突然出水、油層枯竭造成的下沉不適當的完井作業。完全未膠結的地層隨著油氣產出，大量砂子會帶進井筒。對于其他的油層，如果限制產量可以實現無砂生產，但成巖較差的產層當總液量日益增加時產生的應力會超過把砂粒膠結在一起的微弱的膠結力。圖2-1產生孔穴壁的拉伸破壞此外，粘土礦物和粉細砂膠結不良的疏松砂巖開始出水時，會受到水侵的嚴重影響，使膠結強度變低或破壞，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，壓碎膠結差的油層而圖2-2固相顆粒產出的微觀模型導致出砂。不適當的完井作業如濫用酸化增產措施，使某些弱膠結的產層少量的鈣質膠結物被酸溶蝕而引起出砂；猛烈的抽汲或油、氣井產量突然增加都會對成巖較差的產層造成過大應力而出砂；一開井就達到最大產量能引起某些油井及近井地層迅速水淹，容易引發原來長期無砂生產的油井過早出砂。圖2-2固相顆粒產出的微觀模型目前Palogue油田在開發早期油藏評價階段的測試和試采過程中，已發現部分井層有出砂現象，從資料中目前還沒有查到有關地層產出砂的各項參數。由于只有部分油井出砂，因此初步判斷出砂的機理有三種可能：2.1.1.剪切破壞機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、巖石重塑區、塑形受損區及變化較小的未受損區(圖2-1)。緊靠彈孔周圍的巖石受到劇烈振動被壓碎，部分水泥環也受到松動損害。從力學角度分析，這種條件下的力學機理是近井地層巖石所受的剪應力超過了巖石固有的抗剪切強度。形成剪切破壞的主要因素是油藏壓力的衰減或生產壓差過大，如果油藏能量得不到及時補充或注水效果差，或生產壓差超過巖石的強度，都會造成地層的應力平衡失穩，形成剪切破壞。離井筒或射孔孔眼的距離不同，產生破壞的程度也不同。2.1.2.拉伸破壞機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，流速遠遠大于地層內部。另外，近井地帶因壓力較低，流體易脫氣使粘度增大，對巖石顆粒的拖曳力也會增加。在正常生產過程中，剪切和拉伸兩種破壞機理將同時起作用且相互影響，剪切破壞的地層會對流體的拖曳力更加敏感。在目前情況下，地層的出砂現象以拉伸破壞機理為主。圖2-3充填砂受力分析2.1.3.微粒運移機理在疏松砂巖油藏中，地層內部存在著大量的自由微粒，在流動液體的拖曳力作用下，自由微粒會在地層內部運移直至流入井筒造成出砂。如果這些微粒被地層孔喉阻擋，會使流體局部滲流阻力增大，進一步增大了流體對巖石的拖拽力，使未被阻擋的更細的微粒隨流體進入井筒造成出砂。油層充填砂受力分析如圖2-3所示。設充填砂半徑R、組成巖石的骨架砂粒半徑為RS、多孔介質孔道中的流速VS。充填砂在運動方向所受的推力為Fx、和與運動方向垂直的升力為Fz，它們統稱為水動力；砂粒本身重力為FG。任何兩個顆微粒之間、微粒與孔壁之間，總存在著相互吸引力，即范德華力FA。處于多孔介質孔道中的充填砂，當流體的速度不斷增加時，則砂粒受到的流體沖刷力會越來越大，當達到某一流速時，水動力與雙電層斥力就會克服各種阻力，推動砂粒在孔道中隨流體運動，大砂粒砂會在孔道喉處聚集形成堵塞，降低滲透率、小砂粒則會通過孔喉，繼續進入油井，引起出砂。表2-1不同粒徑對門限速度的影響上表是有關學者進行的室內實驗的結果，可以看出，R越大，則VS越小，即顆粒越大，所受到的水動力越大，使砂粒越容易起動。因此油層中若大顆粒砂比例越高，越容易引起出砂。Yabus儲層與Samaa儲層的地層砂粒度中值為d50=0.2～0.5mm，由上表可以看出，當時，地層中的自由微粒即會啟動而造成油井出砂。表2=2不同孔隙度對門限速度的影響這是另一個室內實驗結果。從表中可以看出：當油層孔隙度φ越大，則門限速度就越大。其原因是，當油層φ增大時，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，則流體的真實流速變小、即顆粒受到的水動力減小、故砂粒不易起動。對Palogue油田，孔隙度介于25%～30%之間，可見砂粒的啟動速度為（2.61～4.11）×10-2cm/s。三、出砂預測研究油井出砂通常是由于井底附近地帶巖石結構遭受破壞而引起的，其中弱膠結或中等膠結的砂巖油層的出砂現象較為普遍。這類巖石膠結性差，強度低。在較大的生產壓差或壓力波動的影響下，造成巖石結構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、地層膠結狀態以及地層流體種類/物性、相態、流速等有密切關系。從力學角度分析油層出砂主要考慮兩個方面，即剪切破壞機理和拉伸破壞機理。前者為炮眼周圍應力的作用結果，與生產壓差有直接關系；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。這個因素相互作用，相互影響。除此之外，還有微粒運移機理，會導致地層滲透率降低，從而進一步增大流體對地層顆粒的拖曳力，以至引發砂粒脫落基巖表面成為自由砂，而隨流體一道產出。根據地層的巖石力學性質，可進行油層出砂情況的預測。獲取巖石力學參數的方法主要有兩種，一種是通過巖芯的力學實驗直接獲取，一種是通過測井資料間接獲取。通過巖芯的力學實驗直接獲取力學參數的主要方法是利用三軸向巖石力學試驗設備，在模擬地層應力場的條件下、通過測量在不同應力狀態下巖心的應力/應變，得出巖石的揚氏模量、泊松比、內聚力以及內摩擦角等參數。通過測井資料間接獲取的方法是利用測井獲得的儲層參數進行計算，獲得巖石的楊氏模量、泊松比、內聚力等巖石力學參數。比如測井資料中的聲波、密度可間接反映巖石強度；泥質含量、井徑則與巖石膠結強度具有相應的關系。取得巖石力學參數后，可進行以下數值計算出砂預測方法的理論研究和模擬計算：即出砂指數、臨界生產壓差；臨界出砂流量。目前常用的有出砂指數預測法、Morita模型和Perkins模型法。影響地層出砂的因素一般分為兩類，即地質因素、開發和完井因素。地質油藏因素是由地層和油藏本身性質決定的（包括構造應力、沉積相、巖石顆粒的形狀和大小、膠結物及膠結程度、流體類型和性質等），屬內因條件。開發和完井為主觀因素，可以根據地層油藏的具體情況來進行調整，屬外因條件。由油藏地質研究分析，P油田出砂的地質條件可以歸納為以下幾點：1）、地質年代較新（Y－漸新統，S－始新統）；2）、埋藏比較淺（1100～1300m）；3）、地層弱膠結（由SEM和巖芯薄片分析證實）；4）、機雜膠結物含量低，且以微晶高嶺土為主，極易運移；5）、高孔/高滲（平均28.8％和1800md）；6）、斷塊油藏——斷層發育，構造應力作用強。根據巖石受力變形及破壞形式的不同，可將P田出砂原因歸結為以下三個方面：圖3-1P油田中、低強度地層出砂指數與含水的關系1）地層膠結強度低圖3-1P油田中、低強度地層出砂指數與含水的關系P油田地層膠結疏松，強度低。內聚力是反映巖石顆粒膠結強度的一個重要的物理量，通過巖芯應力實驗，Yabus儲層的內聚力絕大多數在0.3MPa以下，為膠結疏松的地層，正常生產時容易出砂。2）油井含水升高，使地層強度大幅降低。P油田儲層為邊/底水油藏，隨著不斷的開發和生產壓差的加大，勢必導致含水上升，水溶解了顆粒間的部分泥質膠結物，使地層膠結強度降低，當含水達到60%以上時，地層骨架會發生破壞，導致大量出砂（見圖3－1）。（注：圖3-1的縱坐標應該為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力超過巖石本身強度而產生破壞。在通常情況下開發稠油油藏，要想提高產量，須加大生產壓差，這容易產生剪切破壞；在同樣的產量下，稠油流動作用于炮孔周圍地層顆粒上的水動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力大于其本身的抗拉強度，脫離基體而導致拉伸破壞。若進行注蒸汽熱力采油，蒸汽的注入雖降低了原油的粘度，但膠質/瀝青質的降解也同時降低了地層膠結強度，導致出砂加劇。3.1、聲波時差法預測出砂用地層測井的聲波時差Δtc值進行出砂預測，是目前國內外進行出砂預測最普遍、效果較好的方法之一。地層聲波時差越大，生產中越容易出砂，但各油田采用的聲波時差門限值有所不同（因油層條件差別很大）。國內外資料和現場應用均表明，Δtc臨界值在312μs/m左右：Δtc<312μs/m為穩定砂巖，不易出砂；Δtc>395μs/m為不穩定砂巖，極易出砂；312μs/m<Δtc<395μs/m，地層可能輕微出砂，需在適當時機考慮防砂。由整理的Ya層和Sa層的聲波時差資料(見附件1:Yabus地層巖石力學參數計算一覽表和附件2:Samaa地層巖石力學參數計算一覽表)，經過厚度加權平均處理后得：YaⅣ聲波時差＝335.783μs/m；出砂層段厚度占8.6%YaⅤ聲波時差＝336.240μs/m；出砂層段厚度占9.8%YaⅦ聲波時差＝348.651μs/m；出砂層段厚度占10.4%SaⅠ聲波時差＝325.068μs/m；出砂層段厚度占14.5%SaⅡ聲波時差＝322.081μs/m；出砂層段厚度占12.8%SaⅢ聲波時差＝322.696μs/m；出砂層段厚度占9.8%SaⅣ聲波時差＝302.872μs/m。出砂層段厚度占13.0%從上述數值可以看出，Yabus和Samaa儲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（但不嚴重）。對于P油田Yabus和Samaa儲層這樣的高孔隙度砂巖來說，儲層無氣頂，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”，因此，這種地層出砂的可能性較大，需要適時考慮防砂措施。3.2、孔隙度法出砂預測研究孔隙度是反應地層致密程度的一個特征參數。根據現場大量調查統計得出，當孔隙度大于30%時，膠結程度差，出砂嚴重，完井時應該考慮防砂措施；當孔隙度為20%～30%之間時，地層出砂減緩，也需在適當時機考慮防砂措施；當孔隙度小于20%時，地層出砂極輕(或不出砂)。Yabus與Samaa儲層孔隙度平均為27～30%，屬出砂較輕微的范疇(各小層孔隙度統計見附表3：地層孔隙度一覽表)。從上述經驗值判斷，需要在適當的時機考慮采取必要的防砂措施。各層孔隙度參數整理如下：YabusⅣ儲層孔隙度范圍：20％～32％，平均孔隙度：28％；YabusⅤ儲層孔隙度范圍：28％～31％，平均孔隙度：29％；YabusⅥ儲層孔隙度范圍：27％～31％，平均孔隙度：29％；SamaaⅠ儲層孔隙度范圍：24％～32％，平均孔隙度：30％；SamaaⅡ儲層孔隙度范圍：25％～33％，平均孔隙度：30％；SamaaⅢ儲層孔隙度范圍：26％～30％，平均孔隙度：28％；SamaaⅣ儲層孔隙度范圍：25％～29％，平均孔隙度：27％。3.3、出砂指數法出砂預測研究出砂指數法是利用測井資料中的聲速及密度等有關數據計算巖石力學參數，再計算地層的出砂指數，從而進行出砂預測的一種方法。地層的巖石強度與巖石的剪切模量G、體積模量K具有良好的相關性。巖石的出砂指數定義用下式表示：(3-1)B值為出砂指數，其值越小表明巖石強度越低。按國內外許多油田的經驗值，地層出砂的判定標準為：當B>2×104MPa時，油井正常生產不出砂；當1.4×104MPa<B<2×104MPa時，正常生產時輕微或中等出砂；當B<1.4×104MPa，油井正常生產時嚴重出砂。根據P油田地質構造特點，我們從構造斷層附近篩選18口典型井，利用測井資料進行出砂指數計算。所選的井號有：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出砂指數計算（見附圖1）出砂指數B＝（0.976～5.197）×104MPa。在整個Yabas－Ⅳ儲層中，嚴重出砂層段的厚度（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出砂指數計算（見附圖2）出砂指數B＝（1.031～4.192）×104MPa。在整個Yabas－Ⅴ儲層中，嚴重出砂層段的厚度（<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出砂指數計算（見附圖3）出砂指數B＝（1.447～3.96）×104MPa。在整個Yabas－Ⅵ儲層中，嚴重出砂的層段厚度（<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出砂指數計算（見附圖4）出砂指數B＝（1.358～3.669）×104MPa。在整個Samaa－Ⅰ儲層中，嚴重出砂的層段厚度（<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出砂指數計算（見附圖4）出砂指數B＝（1.379～3.681）×104MPa。在整個Samaa－Ⅱ儲層中，嚴重出砂的層段厚度（<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出砂指數計算（見附圖4）出砂指數B＝（1.63～3.83×104MPa）。在整個Samaa－Ⅲ儲層中，嚴重出砂的層段厚度（<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出砂指數計算（見附圖4）出砂指數B＝（1.765～2.95）×104MPa。在整個Samaa－Ⅳ儲層中,嚴重出砂的層段厚度（<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％。從出砂指數的計算結果分析，Yabus層的出砂指數B>2×104MP的厚度占整個層位的55.6％～64.7％，出砂指數1.4×104MPa<B<2×104MPa的層段占28.3％～40.0％，出砂指數B<1.4×104MPa的層段占0～16.1％。由此可見，Yabus層在正常生產時應屬于出砂較輕微的地層。Samaa層的出砂指數B>2×104MP的層段占整個層位的30.4％～51.0％，出砂指數1.4×104MPa<B<2×104MPa的層段占49.0％～69.6％，嚴重出砂B<1.4×104MPa的層段占0～0.9％。由此可見，Samaa層在正常生產時也屬于出砂較輕微的地層。3.4、組合模量法出砂預測研究組合模量法預測出砂需要根據聲速及密度測井資料，用下式計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)；—縱波聲波時差(μs/m)；根據測井資料、巖石特性及出砂經驗分析結果，值越小，地層出砂的可能性越大。通常情況下，當>2.608×104MPa時，油井正常生產不出砂；反之則出砂。根據現場應用情況，通常出砂判定標準是：當>2.608×104MPa時，油井正常生產不出砂；當1.5×104MPa<<2.608×104MPa時，油井正常生產輕微出砂；當<1.5×104MPa，油井正常生產時嚴重出砂。由測井曲線資料計算的Ya層組合模量計算結果見附圖5～附圖7，Sa層組合模量計算結果見附圖8。并計算出Ya層和Sa層的厚度加權平均值：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。從上述計算結果可以知，Ya層和Sa層巖石的組合模量值均在1.5×104MPa<<2.608×104MPa之間，于是可以認定，在正常生產時出砂都比較輕微。3.5、斯倫貝謝比法出砂預測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，巖石強度越大，穩定性越好，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驗門檻值參數（MPa）一般砂巖（可能出砂）松軟地層（易出砂）堅硬地層（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由測井曲線資料計算的YaⅣ層斯倫貝謝比計算結果見附圖9，YaⅤ層計算結果見附圖10，YaⅥ層計算結果見附圖11，Sa層斯倫貝謝比計算結果見附圖12。由此算出Ya層和Sa層斯倫貝謝比的厚度加權平均值為：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。由上述結果與表3-1對照分析可以得出，Ya層和Sa層巖石介于一般砂巖和堅硬地層之間，在正常生產條件下出砂的可能性較大，但出砂較輕微。3.6、儲層巖石堅固程度與力學穩定性分析3.6.1、“C”方程的計算及分析產層巖石堅固程度判定在完井工程設計中，必須根據產層特性和各種工程要求優選完井方式，而在影響完井方式優選的諸多因素中，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，即“C”公式。C≥σmax對于垂直井：(3-4)對于水平井：(3-5)式中：C——巖石抗壓強度(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——井底生產流壓(MPa)；σmax——地層巖石承受的最大切向應力(MPa)。根據有關文獻的研究成果，井壁巖石所受的切向應力是最大張應力，因此可以得出：。根據巖石破壞理論，當巖石的抗壓強度小于最大切向應力時，即時，地層巖石不堅固，將會引起巖石的破壞而出骨架砂。根據P油田地質/構造特點，從構造斷層附近篩選17口具有代表性的井，利用其測井資料進行有關巖石力學參數的計算，根據計算結果來計算地層巖石受到的最大剪切應力。所選井號有：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層的測井資料計算地層巖石受到的最大剪切應力(見附件？——Yabus層和Samaa層巖石力學參數計算一覽表)得：(1)Yabus層最大剪切應力計算結果Yabus－Ⅳ層最大切向應力σmax＝（7.94～44.72）MPa；Yabus－Ⅴ層最大切向應力σmax＝（8.11～46.53）MPa；Yabus－Ⅵ層最大切向應力σmax＝（8.47～42.30）MPa。(2)Samaa層最大剪切應力計算結果Samaa－Ⅰ層最大切向應力σmax＝（9.55～40.00）MPa；Samaa－Ⅱ層最大切向應力σmax＝（9.51～37.51）MPa；Samaa－Ⅲ層最大切向應力σmax＝（9.92～41.99）MPa；Samaa－Ⅳ層最大切向應力σmax＝（25.57～39.65）MPa。由于缺乏地層巖石抗壓強度的實測數據，因此擬采用砂巖抗壓強度與聲波時差的對應關系來估算地層巖石抗壓強度。聲波時差可反映巖石的抗壓強度,聲波時差越小,巖石抗壓強度越高。在0,5,10MPa的圍壓下分別回歸出關系式為：由Ya－Ⅳ層聲波時差厚度加權平均值335.783μs/m(102.34μs/ft)，可計算得：；由Ya－Ⅴ層聲波時差厚度加權平均值336.240μs/m(102.48μs/ft)，可計算得：；由Ya－Ⅵ層聲波時差的厚度加權平均值348.651μs/m(106.27μs/ft)，可計算得：。通過對比可知：在Ya－Ⅳ層中，巖石最大切向應力的層段厚度占整個Ya－Ⅳ儲層的93.5％；在Yabas－Ⅴ層中，巖石最大切向應力的層段厚度占整個Ya－Ⅴ儲層的92％；在Ya－Ⅵ層中，巖石最大切向應力的層段厚度占整個Ya－Ⅵ儲層的83.6％。Sa－Ⅰ儲層聲波時差的厚度加權平均值為325.068μs/m(99.08μs/ft)，計算得：；Sa－Ⅱ儲層聲波時差的厚度加權平均值為322.081μs/m(98.17μs/ft)，計算得：；Sa－Ⅲ儲層聲波時差的厚度加權平均值為322.696μs/m(98.36μs/ft)，計算得：；Sa－Ⅳ儲層聲波時差的厚度加權平均值為302.872μs/m(92.32μs/ft)，計算得：。對比后可知：在Sa－Ⅰ儲層中，巖石最大切向應力的層段厚度占整個Sa－Ⅰ儲層的91.5％；在Sa－Ⅱ儲層中，巖石最大切向應力的層段厚度占整個Sa－Ⅱ儲層的85.5％；在Sa－Ⅲ儲層中，巖石最大切向應力的層段占整個Sa－Ⅲ儲層的73.8％；在Sa－Ⅳ儲層中，巖石最大切向應力的層段厚度占整個Sa－Ⅳ儲層的71.7％；由以上計算結果進行綜合分析，在Yabus和Samaa儲層中，巖石所受最大切向應力低于地層抗壓強度狀況的油層段長度，遠遠大于巖石所受最大切向應力高于地層巖石抗壓強度狀況的油層長度。因此可以斷定，在正常生產中，Yabus和Samaa油層巖石絕大部分是穩定的，只有極小部分地層巖石受力狀況惡劣，可能導致出砂。但從整體來說，由于出砂層段只占整個油層的極小部分，所以油井出砂不會嚴重。直井生產時巖石最大應力小于巖石抗壓強度，在正常生產情況下不會出現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力σmax可能大于巖石的抗壓強度，因此，水平井生產可能需要采取防砂措施。但由于水平井段很長（數百米），滲流面積很大，可以采用較小的生產壓差生產而使出砂減緩，因此水平井的出砂也不會很嚴重。(3)最大剪切應力σmax與井斜角的關系在相同的地質條件下，垂直井的σmax（V）遠小于水平井的σmax（H）。因為在相同的地層埋深條件下，井眼進入地層的角度不同，導致井壁巖石所承受的最大切向應力σmax發生變化。當從垂直井逐漸向水平井轉變時，地層巖石最大切向應力σmax為井斜角的函數，即：由于各井同層厚度的差異性，可先計算Ya層和Sa層的厚度加權平均值。計算公式為：(3-6)根據Ya和Sa各儲層資料，計算出各層有關厚度加權平均值數據見表3-2。表3-2各層計算參數的厚度加權平均值儲層參數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生產壓差MPa81.561.561.561.56表3-3正常生產時各層不同井斜角對應的層位泊松比垂直井300斜井600斜井水平井及對應井斜角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各層聲波時差及對應的巖石抗壓強度C值儲儲層參數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力計算見附圖13，由以上數據求得在正常生產情況下Ya層和Sa層地層穩定條件（不出砂）的井斜角為：YaⅣ：；YaⅤ：；YaⅥ：；SaⅠ：；SaⅡ：；SaⅢ：；SaⅣ：。在正常生產情況下，井斜角小于的井（垂直井或低斜井）均能滿足地層巖石的穩定性要求。而大于的斜井，地層不能保持穩定而易出砂，需采取必要的防砂措施。由于Ya層擬鉆垂直井完井（＜＜16.5°），故巖石穩定性不存在問題。對于水平井，Sa層巖石受到的最大切向應力均大于巖石本身的抗壓強度，又出砂的可能。為了保證正常生產，應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。3.7出砂預測綜合對比研究及出砂判識模式的建立3.7.1綜合對比（見表3-5）表3-5出砂預測綜合對比研究井號層位測試層段DST壓差psi含砂％出砂預測指標備注Φ%ΔtEcBσmaxPal-1YⅤ1287-1301283.60.3529.0301.82.302.29穩定出砂輕微YⅥ1312-1333153.0030.038穩定YⅣ1265-1270194.1030.5338.52.262.13穩定Fal-1YⅡ,YⅣYⅤ,YⅥS11145-1333193.8無數據27.8303.8313.5332.9338.32.312.843.382.662.72穩定發現4個油樣含砂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根據出砂預測的各項指標(B,EC,C等)與DST測試資料進行綜合對比，可得出該油田出砂判識的基本指標為：1）、臨界出砂組合模量：EC=（2.10～2.30）×104MPa；2）、臨界出砂指數:B=（2.05～2.20）×104MPa；3）、聲波時差:Δt=（300～312）μs/m；4、出砂規律研究4.1臨界生產參數計算出砂油井對于產量很敏感，存在一個臨界采油速度問題。當油井產量低于此臨界值，就不出砂或者出砂輕微。但無砂產量對大多數出砂油井來說是不經濟的，因油井生產時需要控制油井出砂而降低產量。當產量高于臨界產量，隨著產量逐漸增加，液體含砂量隨每個流量的增量而躍增，然后逐漸降低并穩定在某個水平上。從油田生產管理和維護的角度來看，油井嚴重出砂是不允許的。在亞臨界流動區，在較高流速下重建的砂拱會因流速的突變而失去穩定性，導致砂拱被破壞而出砂。在超臨界流動狀態下，流速已超過了容許的界限，應力已超過其地層強度而無法重建砂拱，地層表現為嚴重地連續出砂。只有使油井產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，因為適當地增加產量也可以帶來疏通近井地帶油層的好處，逐漸地增加產量會對井筒周圍孔隙通道里原有的和地層深部運移過來的微粒砂進行清除，使生產指數提高。4.1.1、臨界生產壓差計算及分析當巖石承受的應力超過巖石固有的強度，巖石就會遭受破壞。這種應力源于以下幾個方面：⑴.構造應力作用強，如斷層活動等；⑵.經過長期開采后，與原始狀態相比，地層壓力明顯下降；⑶.井底流壓過低（即生產壓差過大），在油井附近地層內形成落差很深的壓降漏斗。理論上認為，對于疏松砂巖，在原地應力及滲流引起的附加應力場的聯合作用下，彈孔周圍的巖石已經變成塑性狀態，但仍有一定的承載能力，只有當彈孔周圍巖石的應變超過某一臨界值時，彈孔才發生剪切破壞，造成出砂。由此給出了預測油井出砂的臨界生產壓差的公式為：(4-1)式中：──平均有效地應力（MPa），（MPa）；──巖石彈性模量（MPa）和泊松比；──分別為應變方程中巖石的材料常數，其中分別為最大、中間和最小主應力（MPa）；其中為下面的屈服方程中的系數；，其中為偏應力張量的第一、第二不變量。由測井曲線資料計算的YaⅣ、YaⅤ層、YaⅥ層的臨界生產壓差ΔP曲線見附圖14、15、16，Sa層臨界生產壓差ΔP曲線見附圖17。并由此計算出Ya層和Sa層ΔP的厚度加權平均值為：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層的合理生產壓差分別是2.0和2.2MPa（事實上，Sa層擬采用水平井完井，生產壓差可能跟小）。4.1.2出砂臨界產量及分析流量對地層出砂的影響主要表現為流體對地層顆粒的拉伸破壞。當流體流動的拖曳力超出了巖石顆粒固有的抗拉強度（一般疏松砂巖的抗拉強度很低），巖石顆粒就會從母體上脫落下來，并隨流體進入炮眼和井筒。生產時，在一個存在差應力的應力場中，流體流動還會降低巖石的剪切強度。微粒運移造成部分孔隙堵塞所形成的表皮效應也會使生產壓差提高，導致低抗拉強度的巖石產生拉伸剝離，由于砂巖儲層是顆粒材料組成的，水動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顆粒或顆粒群體上的接觸阻擋力（包括顆粒間的聯結力和摩擦阻力）而使顆粒剝落下來。巖石顆粒間接觸的法向連結力和切向摩擦力使巖石顆粒固結在一起，這是使孔穴保持穩定的力。開采時，流體向井筒流動產生作用于顆粒上的內向應力，單個顆粒或不穩定顆粒群體由于內外孔隙壓差的作用而出現向孔穴內的拖曳力，這兩種力的綜合作用產生顆粒的剝離作用，只要這兩種力克服了保持孔穴穩定的力，砂粒便會產出。孔穴穩定理論給出的臨界流量計算公式為：(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； ──內摩擦角。由測井曲線資料計算，YaⅣ、YaⅤ、YaⅥ層的出砂臨界產量曲線見附圖18、19、20；Sa層的出砂臨界產量曲線見附圖21。并由此計算出Ya層和Sa各層的臨界采油強度（厚度加權平均值）為：YaⅣ：＝4.18；YaⅤ：＝4.77；YaⅥ：＝3.95；SaⅠ：＝3.50；SaⅡ：＝3.93；SaⅢ：＝3.92；SaⅣ：＝3.46。（這里應補一段——將上述計算值與FDP方案中推薦的臨界產量進行對比，反過來驗證FDP方案要求的單井配產的合理性）。4.1.3小結：由以上分析及計算數據表明，預計P油田在開發初期出砂并不嚴重，在正常的生產情況下，巖石仍具有較好的穩定性。只要生產壓差和配產量低于臨界生產壓差和臨界采油強度，地層就會保持穩定而不出砂（或輕微出砂），此時，如果油井實際產量達不到配產要求，那就只有采取有效的防砂措施，然后放大生產壓差來滿足配產需要。地層出砂的主要原因是拉伸破壞和微粒運移，但以拉伸破壞為主。拉伸破壞對地層巖石具有長期的破壞作用，這種破壞不會引起短期的災難性后果。但隨著時間的推移，由于彈孔面積因沖蝕而不斷增大，使流速梯度降低，會使出砂程度逐漸減輕。但隨著生產的持續，地層壓力的下降及液體對儲層巖石的長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。因此需要在適當的時機進行防砂。5、防砂時機的研究如何確定防砂時機，即在正常生產情況下何時進行防砂施工，是保證油井效益最大化的重要決策之一。因為油井經過防砂施工后，井筒生產段的表皮系數有所上升，液流阻力增加，即和防砂措施前相比，在相同的生產制度下，油井產油指數會有一定程度的下降（約下降20%）。根據多年的油田的生產實踐，要精確地確定每口油井在何時進行防砂施工是極其困難的。多數情況下，在生產早期進行防砂比后期防砂更優越，因地層骨架尚未破壞，防砂技術難度低，作業成功率較高，防砂效果也較好。推遲防砂時機要承擔較大風險，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生，而只進行簡單的修井作業（如沖砂、洗井等措施），則因修井頻繁，修井費用甚至會超過早期防砂的成本，且修井作業還可能傷害油層而使油井產量大幅下降。比較而言，早期防砂更有把握。一方面它不僅節約以后處理出砂的費用，而且，還可以提高油井利用率和采油時率，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估，而修井作業的費用則比較難于預測。5.1、利用DST測試資料預測防砂時機如果DST測試期間就發現油井出砂，甚至嚴重出砂，則油氣井生產初期就勢必會出砂。有時DST測試雖未見出砂，但仔細檢查井下鉆具和工具，在接箍臺階處附有砂粒，或者DST測試完畢后，探砂面時發現砂面上升，則該井肯定已經出砂。此時，可根據出砂的嚴重程度確定油井是否需要及時防砂。對Palogue油田進行的DST測試（6口井/23層次）發現：短期測試5口井中有3個層段出砂（YⅤ,SⅠ,SⅣ);長期測試（YⅡ，YⅢ，YⅣ，YⅤ，SⅠ層合試）有4個油樣含砂（見表5-1），說明生產時很可能出砂（但不嚴重），需要在適當的時機采取防砂措施。表5-1DST測試資料統計5.2、地層含水率與地層強度關系預測防砂時機圖5－1相對滲透率曲線地層含水率對地層巖石強度有直接的影響。首先水能溶解砂粒之間的部分膠結物，使地層膠結強度下降（某些粘土膠結物在水侵后，強度可降低（11％～24％）。巖石水侵后，單軸抗壓強度和內聚強度都會明顯下降，強度系數減小，使巖石就容易發生破壞，為出砂的第一階段創造了條件。圖5－1相對滲透率曲線其次，水破壞了孔隙內油流的連續性；儲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大。水侵時，砂粒周圍的粘土發生體積膨脹，使油流通道縮小，同時降低了對油相的滲透率，極大地增加了油流阻力，使液流對砂粒的拖曳力增加，為出砂的第二個階段創造了條件。圖5－2北海某井的出砂實例油層含油飽和度較高時，油流在孔隙內部成連續狀態。這時少量的束縛水在孔隙外圍把微小的自由顆粒固定下來，在油流速度相當大時也不會被沖走。當水侵量較嚴重時，會破壞油流的連續性，使之成為大小不等的油滴，從而將原油的單相流動變為油水兩相流動，增加了液流阻力。另外，當水成為流動的連續相時，流動的剪切面為砂粒表面，只要流速稍微增大，就會把原來穩定在巖石表面的松散微粒沖走，并在適當的部位發生堆積，堵塞流動孔隙，從而嚴重降低油層滲透率。在流量保持不變的情況下，由于滲透率的下降，使生產壓差增大，為出砂的兩個階段都創造了條件。圖5－2北海某井的出砂實例圖5-3粘著力測試曲線第三是產生水鎖效應，增加油流阻力。由圖5-1所示，曲線表示改變孔隙內的含水飽和度對油和水相對滲透率的影響。①-①′為原始條件，巖芯含有20%的束縛水。此時，油相的相對滲透率等于0.9，水相的相對滲透率為0。如絕對滲透率為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，油的相對滲透率不斷下降，而水的相對滲透率則隨之增加。點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，初始儲層壓力為44MPa，產量5000桶/d，補射孔后產量上升到12000桶/d，即使在如此高的產量下也沒出砂。隨著儲層壓力的衰減，到1985年9月，開始水侵，但是仍未出砂。隨后由于注水使儲層壓力開始恢復。1986年1月開始出現突發性嚴重出砂，砂量高達90.7kg/1000桶（見圖5-2）。該井在儲層壓力下降，開始發生水侵的時并未出砂，反而在注水使儲層壓力升高，含水飽和度達到一定數值時才開始突發出砂。由此可以看出，初始的水侵并不會引起油井大量出砂。圖5-4粘著力分析圖室內實驗也證實，當孔隙中存在兩相流體時，潤濕相沿砂粒表面鋪展，將另一相排出。毛細管力是潤濕相和非濕相間的壓差。表面張力與使砂粒膠結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，毛細管力開始迅速下降，而粘著力增大，當含水飽和度為80%左右時，粘著力最大。當孔隙介質中完全充滿一種液體時，砂粒間就不存在膠結力。對于親水砂巖而言，含水飽和度比較低時，在水膜的外面形成油水界面，產生界面張力。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，即保持砂粒穩定的力增大。但當含水飽和度達到80%左右時，界面張力達到最大。如果含水飽和度繼續增加，原油呈分散油滴狀，油與水不能同時與砂粒接觸，砂粒間的油水界面也不復存在，此時粘著力將不再起作用。只有當油變為分散的油滴時，通過孔隙的油流阻力由于液阻效應才明顯加大，可能導致油井大量出砂。這種看法與許多井直到產水量很大時才出砂是相符合的。另外，地層注水可能使儲層的粘土膨脹，有的粘土顆粒還會隨地層流體遷移，使地層膠結力下降。在注水開發中要保持產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。粘著力對于砂拱的形成和穩定也是必須的。水基液體的嚴重侵入通常會導致砂拱破壞，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、完井液以及作業液的侵入。從上述分析可以看出，水侵嚴重時對油井出砂影響很大。從以上的分析可知，在進行防砂措施時，要特別考慮水侵的影響。從出砂預測中計算的出砂指數可以看出，P油田巖石強度普遍較高，雖可能出砂，但由地層孔隙度、聲波時差及地層膠結物等參數進行綜合分析，可以得出該儲層在目前衰竭式開采過程的正常生產情況下出砂輕微。但當地層壓力下降后，采用注水開發時，特別要注意注入水水侵現象。若出現水侵，即隨著地層含水率的上升，地層出砂可能性加大，很可能嚴重出砂。此時要及時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，并會降低防砂效果。另一個問題也必須指出，垂直井、定向井和水平井由于井身結構不同，其井筒周圍地層巖石受到的應力大小有較大差異（即井壁穩定性差異大），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，因水平段長度很大使滲流面積增加數百倍，故達到配產所需的生產壓差也非常小，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、利用生產壓差ΔP預測防砂時機油井近井地帶巖石的受力狀態與油井的生產壓差有直接關系，可以通過研究生產壓差ΔP對完井方式的影響，從而確定防砂時機。根據地層穩定條件的C公式計算出各層在不同生產壓差下的最大切向應力，由相應層位的巖石最大抗壓強度C值確定完井方式。計算結果見下表：5-2生產壓差ΔP對最大剪切應力的影響生產壓差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分析上表數據可知：⑴.對于YaⅣ層，當生產壓差ΔP≤2.5MPa時，可以采用非防砂完井方式；當生產壓差ΔP＞2.5MPa時，則應考慮防砂完井措施；⑵.對于YaⅤ層，當生產壓差ΔP≤2.8MPa時，可以采用非防砂完井；當生產壓差ΔP＞2.8MPa時，則應考慮防砂完井措施；⑶.對于YaⅥ層，當生產壓差ΔP≤2.0MPa時，可以采用非防砂完井；當生產壓差ΔP＞2.0MPa時，則應考慮防砂完井措施；⑷.對于SaⅠ層，當生產壓差ΔP≤3.0MPa時，可以采用非防砂完井；當生產壓差ΔP＞3.0MPa時，則應考慮防砂完井措施；⑸.對于SaⅡ層，當生產壓差ΔP≤3.5MPa時，可以采用非防砂完井；當生產壓差ΔP＞3.5MPa時，則應考慮防砂完井措施；⑹.對于SaⅢ層，當生產壓差ΔP≤3.0MPa時，可以采用非防砂完井；當生產壓差ΔP＞3.0MPa時，則應考慮防砂措施；⑺.對于SaⅣ層，當生產壓差ΔP≤2.5MPa時，可以采用非防砂完井；當生產壓差ΔP＞2.5MPa時，則應考慮防砂完井措施。5.4、利用地層壓力Ps的變化預測防砂時機在生產過程中，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，受力狀態將會發生惡化。研究油井在正常生產情況下（即Ya層生產壓差ΔP＝1.18MPa；Sa層生產壓差ΔP＝1.56MPa），當地層壓力Ps逐漸下降的情況下，利用完井方式對地層穩定性的影響來確定防砂時機。根據地層穩定條件的C公式計算各層在地層壓力Ps下降情況下的最大切向應力，由相應層位的巖石最大抗壓強度C值來確定完井方式。計算結果見下表：5-3地層壓力Ps對最大剪切應力的影響地層壓力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分析上表數據可知：⑴.對YaⅣ層，當地層壓力Ps≥10.1MPa時，可以采用非防砂完井生產；當地層壓力Ps＜10.1MPa時，則應考慮防砂措施；⑵.對YaⅤ層，當地層壓力Ps≥11.5MPa時，可以采用非防砂完井生產；當地層壓力Ps＜11.5MPa時，則應考慮防砂措施；⑶.對YaⅥ層，當地層壓力Ps≥11.4MPa時，可以采用非防砂完井生產；當地層壓力Ps＜11.4MPa時，則應考慮防砂措施；⑷.對SaⅠ層，當地層壓力Ps≥10.5MPa時，可以采用非防砂完井生產；當地層壓力Ps＜10.5MPa時，則應考慮防砂措施；⑸.對SaⅡ層，當地層壓力Ps≥10.8MPa時，可以采用非防砂完井生產；當地層壓力Ps＜10.8MPa時，則應考慮防砂措施；⑹.對SaⅢ層，當地層壓力Ps≥9.35MPa時，可以采用非防砂完井生產；當地層壓力Ps＜9.35MPa時，則應考慮防砂措施；⑺.對SaⅣ層，當地層壓力Ps≥10.5MPa時，可以采用非防砂完井生產；當地層壓力Ps＜10.5MPa時，則應考慮防砂措施。6、防砂方法優選研究控制油井出砂主要有三種機理：改善完井技術降低流體拖拽力、對砂粒進行機械橋堵和對砂層實施化學膠固提高地層強度。6.1各種防砂技術在P油田的適應性分析防砂方法主要包括機械橋堵法，如礫石充填、割縫襯管、繞絲篩管、金屬纖維濾砂管或預充填濾管等；化學膠結法是即把固結液（樹脂）注入地層使地層膠接，使井壁及周圍油層內維持較高的顆粒接觸應力。同時將上述兩種方法結合使用的防砂方法稱為復合防砂法。6.1.1、機械防砂技術適應性分析機械防砂可分為兩類，一類是直接下入防砂管柱進行防砂，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缺點，分別評價如下。1）濾砂管防砂優點：①、費用較低，作業工藝簡便；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：①、用于粉細砂地層防砂效果不好；②、防砂管柱容易被堵塞，影響產能；③、防砂管柱易受沖蝕，使防砂有效期縮短。2）礫石充填防砂優點：①、施工成功率較高，高達90％以上；②、方法可靠，有效期可達8～10年；③、適應性強，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能最高，為射孔井的（120～130）％。缺點：①、井內留有充填管柱，后期修井復雜，費用高；②、不適合于細粉砂地層防砂（d50＜0.1mm）；③、對多層、異常高壓井及斜井，施工費用高；④、對油井的產能有一定負面影響。根據P油田Yabus儲層資料：該儲層滲透率高，平均1879毫達西。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。由以上數據分析，該地層適用于機械防砂技術，包括濾砂管和篩管－礫石充填防砂技術。6.1.2、化學防砂技術適應性分析化學防砂一般采用樹脂膠結地層砂。可以用成品樹脂注入地層，也可以在地層內合成樹脂來膠結地層砂；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。但化學防砂只適用于滲透率較均勻的薄層段（3～5m），因井段太長會使化學劑不能在防砂井段剖面上均勻分布而使防砂失效。化學防砂對粉細砂巖地層的效果優于機械防砂。也適用于在雙層完井的上部地層防砂。化學防砂的缺點是對地層滲透率有一定傷害作用，成功率較低，且樹脂易老化，油井溫度對化學防砂有直接影響，老油井不適合采用化學防砂技術。總體上化學防砂相對成本較高，應用程度遠不如機械防砂廣泛。化學防砂主要優缺點表現在以下方面：優點：①、可用井內現有施工管柱，無需鉆機或修井機；②、井筒暢通無留物，后期作業處理方便，無需套銑、打撈；③、可用于多層完井的上部地層；④、對地層砂粒度范圍適應性強；⑤、可用于異常高壓井；缺點：①、地層滲透率下降，不易重復作業；②、成本高，長井段不宜；③、樹脂有毒，易燃，需注意防護；④、作業液易污染，泵入速度要求嚴；⑤、要求地層滲透率較均勻，層段厚度3-5米；⑥、化學防砂作業后需侯凝；⑦、不適合用于裸眼完成井。根據P油田儲層資料分析，該儲層滲透率很高（1879毫達西），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防砂效果較差，因此該儲層不適合采用化學防砂。6.1.3、復合防砂技術適應性分析常規機械－化學復合防砂方法是利用機械防砂和化學防砂的優點相互相補充，一方面能在近井地帶形成一個滲透性較好的人工井壁，另一方面利用機械防砂管柱形成二次擋砂屏障，這種多級過濾系統具有良好的防砂效果，且有效期長。最適合用于那些采用單一防砂方法無法奏效的嚴重出砂井。復合防砂通常使用的機械防砂管柱為濾砂管和繞絲篩管，與之配合使用的化學方法常為化學固砂劑和樹脂腹膜砂人工井壁。常規機械－化學復合防砂的適應性廣，幾乎可以用于任何復雜條件下的防砂作業。但復合防砂工藝復雜，成本高，因此一般僅在單一防砂方法無效時才使用，尤其適用于粉細砂巖和滲透性差的地層，也用于地層嚴重虧空的老井防砂。根據前述的P油田儲層資料及出砂預測研究，由于該地層（初期）出砂并不嚴重，且對機械防砂有良好的適應性，不適合化學防砂。因此，該油田初期不必采用常規機械－化學復合防砂方法。6.2、防砂技術適應性評價——室內試驗研究根據上述針對Yabus層和Samaa層主力油藏的地層特點初選的防砂技術，為確保現場應用的可靠性和提高油井防砂效果，為了選擇針對性更強的防砂技術，要用室內模擬實驗來驗證目前初選的防砂技術。為了更接近地層實際，采用實尺寸防砂技術評價模擬實驗裝置進行室內模擬實驗。6.2.1、機械防砂技術原理針對上述地層特點的分析結果，以及從現有防砂技術的特點和多年實際應用的效果和經驗可以確定，這類地層并不適合化學防砂，而機械防砂對上述地層有較好的適應性，可避免在正常生產條件下地層骨架破裂而出砂。它既能保持地層應力的穩定，又是防止油井出砂，保持油井長期穩產、高產的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力的穩定狀態。被充填的礫石砂體可以作為裸露巖壁的依托，減小井筒徑向應力差。以摩爾—庫侖準則進行分析，在原有應力狀態下，地層巖石骨架破裂（見圖6-1中的圓1）。充填礫石后，徑向應力增大，使摩爾園縮小（見圓2），巖石穩定性大為增強。由于礫石充填可以進行擠壓充填，可對地層施加更大的徑向應力，從摩爾園圖上可以看出，摩爾園進一步縮小為圓312圖6-1摩爾園圖上述分析表明，對本區塊疏松砂巖來說，礫石充填防砂技術較之非礫石充填防砂技術有更好的適應性，因此應優選礫石充填防砂技術。對于大斜度定向井、水平井等在工藝上難以實現礫石充填的井，可采取割縫預充填濾砂管、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、金屬纖維濾砂管防砂技術、預充填濾砂管防砂技術和割縫襯管防砂技術進行室內模擬對比試驗。6.2.2、防砂技術評價模擬實驗裝置簡介模擬井筒為7英寸套管，井筒上徑向螺旋分布有3個射孔炮眼。地層采用地層箱模擬，分別安裝在對應的炮眼上。地層箱內裝入10Kg左右的實驗砂樣。地層箱內的壓力梯度，由地層箱上的4個等距的高精度壓力傳感器進行采集。同時可實時采集進口壓力、炮眼壓力和流體排量等參數。流程由供液泵、儲液罐和循環管線組成。供液泵最高壓力11.5MPa，最大排量80L/min，循環流體最大粘度可達500mPa.s。實驗過程采用同步監測，并將實驗中的重要數據同時采集并保存。數據采集系統由12只高精度壓力傳感器、高精度電磁流量計，負責采集實驗數據。實驗監測系統由數模采集板及電腦系統組成，負責將實驗中所采集的數據進行隨時處理與保存，同時在監視器上進行動態顯示（實驗裝置見圖6-2）。圖6-圖6-2防砂方法優選及產能評價實驗裝置6.2.3、試驗材料選擇實驗分兩部分進行，根據所提供的Palogue-4井地層砂篩析資料，對該井地層砂樣分別進行機械防砂技術的模擬防砂評價實驗。采用Palogue-4井地層砂篩析資料進行實驗用地層砂人工模擬配比（表6-1～表6-11）。表6-1樣品編號4地層砂(上中新統)粒度分布百分比粒徑(㎜)質量(g)累計含量(%)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標準偏差：2.107偏度：0.651峰度：1.781分選系數：1.205平均粒徑：0.062㎜表6-2樣品編號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10地層砂(上中新統)粒度分布百分比粒徑(㎜)質量(g)累計重量百分比(%)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標準偏差：2.495偏度：0.714峰度：0.658分選系數：1.604平均粒徑：0.087㎜表6-4樣品編號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14地層砂(下中新統)粒度分布百分比粒徑(㎜)質量(g)累計含量(%)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標準偏差：1.706偏度：0.588峰度：2.146分選系數：1.282平均粒徑：0.157㎜表6-6樣品編號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15地層砂(下中新統)粒度分布百分比粒徑(㎜)質量(g)累計含量(%)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標準偏差：1.555偏度：0.537峰度：2.203分選系數：1.207平均粒徑：0.108㎜表6-8樣品編號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18地層砂(上中新統)粒度分布百分比粒徑(㎜)質量(g)累計含量(%)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標準偏差：2.205偏度：0.767峰度：2.129分選系數：0.722平均粒徑：0.090㎜表6-10樣品編號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19地層砂(上中新統)粒度分布百分比粒徑(㎜)質量(g)累計含量(%)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標準偏差：2.340偏度：0.734峰度：1.566分選系數：1.328平均粒徑：0.115㎜表6-12樣品編號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個樣品的篩析報告可知，以上樣品的地層砂粒度中值范圍d50＝0.067～0.162㎜之間,屬中細砂范疇。與FDP資料提供的的粒度中值數值d50=(0.2～0.5)mm有出入，估計此篩析報告采用的砂樣為油井采出砂，使砂粒粒徑偏細。為保證防砂效果，以0.067～0.162㎜為基礎進行試驗用砂人工配比，分選系數S0＝0.722～1.604，分選較好；偏度SK1＝0.537～0.767，很正偏態；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礫石—充填層滲透率比理想充填區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動堵塞充填出砂充填圖6-3礫石—砂粒中值比，D50/d50礫石—地層