多层组砂岩气藏气井出砂机理及对策研究
作者简介:钟兵,详见本刊2003年第1期。
地址:(610051)四川省成都市府青路一段1号。
电话:(028)86015547。
多层组砂岩气藏气井出砂机理及对策研究钟兵1 马力宁2 杨雅和1 夏崇双1 李江涛2(1.西南油气田分公司勘探开发研究院 2.青海油田分公司勘探开发研究院) 钟兵等.多层组砂岩气藏气井出砂机理及对策研究.天然气工业,2004;24(10):89～92摘 要 涩北气田的砂岩气层多而薄,生产过程中地层易出砂。
统计表明,涩北气田在试气或试采阶段,虽然大部分气井控制产量生产,但已经有相当数量的井有出砂现象,出砂井占气田试采井总数一半以上。
文章从储层特征、岩性特征、气体渗流速度、作业液浸泡等多个角度对气田地层出砂的机理进行了较为全面的分析。
结果表明,气田的储层特征是地层出砂的内因,地层中天然气渗流速度是是否出砂的决定性因素,作业液浸泡和井筒内的动态响应会降低地层出砂临界速度,使地层更易出砂。
在此基础上,基于降低单一气层天然气渗流速度的思路,从气藏工程角度提出了高孔密、大孔径射孔以及逐层叠加开采和多层压力平衡合采两种多层合采的开采方式和技术路线。
实践表明,两种方式均能达到提高涩北气田气井产量、防止地层出砂的目的,其中,多层合采方式更能兼顾到防止出砂、提高气井产量和气田采收率,进而实现提高气田高效开发的目的。
主题词 砂岩油气藏 出砂 渗流 多层 合采 涩北气田一、引 言 涩北气田储层岩性以粉砂岩为主,储层岩石胶结程度低,欠压实,岩性疏松,较好的岩心出筒后立即松散难取岩样,而成型较好的砂岩则普遍泥质含量偏高。
储层的这些特点对生产的直接影响就是生产时气井易出砂。
统计表明,涩北气田相当数量的井出现了出砂现象,出砂井占气田试采井总数一半以上。
气井出砂严重妨碍气井单井产量的提高。
因此,对涩北气田的出砂机理进行深入地分析,并制订相应的气田合理开采、防止地层出砂、提高气井产能的对策,对实现气田的高效开发具有重要意义。
二、地层出砂原因 1.储层特征是地层出砂的内在原因 涩北气田储层成岩性差、易松散,同时粘土矿物含量高(见表1),且多以泥质杂基的形式填充于粒间孔隙内。
在孔隙介质流动摩擦力等作用下,粘土颗粒极易发生速敏或水敏,进而产生运移。
当气体的流量达到一定极限,即达到出砂门限流速(对应的生产压差为门限压差)时,在储层孔隙内部首先是填隙物作为流动砂随气体运移。
当气体的流量继续增加至一个新的极限,即出砂临界速度(对应的生产压差为极限压差)时,构架储层岩石孔隙的骨架颗粒因处于松散的点式接触状态。
随着作用在岩石颗粒表面摩擦力的增大,骨架颗粒将脱落变成自由砂随气流带出。
表1 涩北气田储层粘土矿物分析统计表矿物名称高岭石伊/蒙混层比伊利石绿泥石矿物含量10%～15%5%～43%38%～69%10%～17%表 征易速敏易水敏易速敏、水敏易酸敏 此外,储层骨架颗粒和泥质填隙物占的比例很大。
据7个井次岩心和砂样的粒度分析结果表明,泥质含量平均为23.9%,粉砂(粒径0.01～0.1mm )平均含量49.4%,细砂(粒径0.1～0.25mm )平均含量21.04%,因此储层较容易出砂。
所以,在单井产能要求相对较高的条件下,气井大压差生产,储层出砂是必然的。
但是应尽量使生产压差保持在极限出砂生产压差范围内,以保证储层骨架及孔隙结构的相对稳定,防止储层大量出砂。
2.气井出砂是速敏反应 从岩样气驱实验出砂情况统计结果看(见表2),不同岩性的岩样在气流作用下是否出砂总体上决定于气体在岩样中的渗流速度。
如1号和2号岩样的岩性同为灰色粉砂质泥岩,两个岩样最大驱替压力相近,1号岩样的气体渗流速度仅为0.145m/s ,但2・98・号岩样的气体渗流速度达0.302m/s,因而1号岩样未出砂,2号岩样出砂。
表2 干样气驱实验出砂情况统计表岩样号岩样岩性最大驱替压力(MPa)最大渗流速度(m/s)出砂情况1灰色粉砂质泥岩 2.440.145未见出砂2灰色粉砂质泥岩 2.510.302见微量出砂3灰色含泥粉砂岩 2.040.265见少量砂粒4灰色含泥粉砂岩 2.480.061未见出砂 根据以上分析,在储层等条件一定的情况下,地层是否出砂从根本上仅取决于地层中流体渗流速度的高低。
而由渗流力学知,地层中流体渗流速度与距井眼的距离成反比,因此,控制井底射孔孔眼处流体流速的大小,使其不超过地层出砂临界速度,就能达到防止地层出砂的目的。
3.水敏效应加剧气层出砂 表3为干样、湿样气驱实验出砂情况对比表,从表中可以明显看出:岩样在含水状态下更容易出砂。
如1号干岩样在最大驱替压力2.58MPa、最大渗流速度0.113m/s情况下未出砂,但2号饱和水样最大驱替压力达到5.02MPa,最大渗流速度仅为0.0011m/s时,岩样出砂量达2.8cm3。
这些结果说明相对于干样,饱和水样的临界出砂气体渗流速度大大降低。
因此,对作业液浸泡和地层出水的生产层位,特别应注意控制气井气体的渗流速度的大小,防止地层出砂。
表3 干样、湿样气驱实验出砂情况对比表岩样号岩样岩性最大驱替压力(MPa)最大渗流速度(m/s)出砂量(cm3)备注1灰色含泥粉砂岩 2.580.113未见出砂干样2灰色含泥粉砂岩 5.020.0011 2.8湿样3灰黑色泥岩 2.000.037未见出砂干样4灰黑色泥岩 2.900.0006 3.6湿样 4.井筒动态响应是地层出砂的重要原因 气井生产过程中,突然开关井或改变工作制度时,会在短时间内在井底产生一个高交变附加压力。
气井产气量变化越大、工作制度改变和开关井越频繁,地层受到的作用力也就越大、越频繁,当地层受到的这一高交变载荷超过岩石的强度时,岩石结构会发生破坏,胶结砂就会变成松散砂而被地层流体带出,造成气井出砂。
三、防止地层出砂对策研究 涩北气田储集层具有层多、单层厚度小、地层易出砂的特点,前面研究表明在储层等条件一定的情况下,地层是否出砂从根本上取决于地层中流体渗流速度的高低。
因此,降低地层中气流的渗流速度是防止地层出砂、提高单井产量的根本途径。
由于井筒附近天然气渗流速度最大,所以,控制渗流速度主要是控制地层中井筒附近天然气的渗流速度。
达到此目的的唯一途径是增加气流流向井筒的泄流面积,即增加射孔孔眼的总面积或增加气井的产气厚度,以降低地层中天然气渗流速度,最终达到防止地层出砂、提高气井单井产量的目的。
1.适当增大孔径可增大气井产量、控制出砂 设气井临界出砂渗流速度为v cr,则由气井出砂时的产量可计算气井的临界出砂渗流速度:v cr=B g Q cr/14nπd2(1)式中:B g为天然气体积系数;Q cr为气井临界出砂产量;n为射孔孔眼数;d为射孔孔眼直径。
由上式可知,为保证地层中天然气渗流速度不超过地层临界出砂流速,以达到既防止地层出砂,又提高气井产量的目的,可在保证地层渗流速度不大于v cr的前提下,增加射孔孔径和射孔密度。
其中,由于天然气速度与射孔孔眼直径的平方成反比,因而增加射孔孔眼直径对提高气井临界产量的作用更为显著,因此,大孔径射孔是防止地层出砂、提高气井产能的有效途径。
S4-2井为一口采用 244.5mm大套管完井的井,三个产层中,两个产层射孔密度为40孔/m,一个产层射孔密度为36孔/m。
经过一年多的试采,气井产量稳定在12×104m3/d左右,最高达12.38×104m3/d,高于气田一般井不出砂时的产气量,气井生产一直比较稳定,地层也未出砂。
说明采用高孔密射孔确实能达到防止地层出砂、提高气井产能的目的。
但孔密过高、孔径过大,会破坏水泥环和套管的强度,破坏地层砂体,反而加剧出砂,并导致套管早期破坏。
所以合理的孔密、孔径要在对流场、套管和水泥环强度、临界出砂速度等因素进行综合研究的基础上进行设计。
2.多层合采是多层组砂岩气藏防止地层出砂、提高气井产量的最佳开采方式 涩北气田气层多而薄,各气层间彼此独立,互不相通,若采用分层单采的方式,不但需要布置多套井・9・网,钻大量的井,导致经济效益降低,同时由于产层薄,气井产量过高,无法兼顾防止气井出沙和提高单井产能两个目的。
另外,从提高气田采收率角度看,如果采用一口井开采一个单层的开采方式,则对于一些面积较小的含气砂体只能放弃,最终使气田采收率降低。
而这些问题可以用多层合采的开采方式加以解决。
但如果在较长井段内将各小层射开后立即投产,则由于各小层间地层压力差,一方面会出现层间干扰,甚至气流“倒灌”的现象。
另一方面会造成地层压力高的产层产气,地层压力低的产层并不产气,这样,气井产量仅由地层压力高的小层贡献,要获得较高的气井产量就会造成这些产层出砂,要防止出砂就只有降低气井产量。
因此要达到既提高气井产量,又能防止地层出砂的目的,多层合采可通过两种具体不同的方式实现,即逐层叠加开采和多层压力平衡合采。
(1)逐层叠加开采 如图1所示,将气井压力相近的若干个单层合并为一个层组,设合并后气井共有N 个气层组。
所谓“逐层叠加”就是气井先射开压力高的最下面的第1层组,从一个层组以较小的产量Q g =Q g1开始生产,当生产层组地层压力降到与相临的上一层组(第2层组)的地层压力接近时,再采用不压井射孔技术将上一气层组射开生产,并同时逐步增加气井产量,Q g =Q g1+Q g2。
以次类推,达到多层合采、提高气田采收率、提高单井产气量、降低各小层对井产量的贡献、防止地层出砂的目的。
此开采方式在全气田采用后,也将使气田的采收率得到大幅度提高。
图1 逐层射开示意图 (2)多层压力平衡合采 本方法是根据涩北气田孔隙度和渗透率较高的特点,在较短时间内使井筒附近达到层间压力平衡。
具体思路是:在一口单井中,由下至上将井筒分成若干个射孔井段,每次射孔(不压井射孔)后关井让射开的各层之间在井筒附近自动形成压力平衡,以次类推使全井各层间压力平衡后再开井生产,这样就形成了一个全井段的多层合采。
举例来说,如图2所示,在t 0时刻,地层处于原始状态,不同气层地层压力在纵向上呈线性分布。
t 1时刻作业开始后,首先射开最下面两层气层,让这两个气层通过井筒连通,在较短时间内达到平衡,层间压力梯度由原始地层压力梯度降低为静气压力梯度,而此时其它各层的压力梯度仍保持不变。
以后依次在t 2、t 3、…、t N 时刻从下至上逐层射开,逐层平衡,最后达到气井所有各层间的压力平衡,地层压力梯度由原始压力梯度降为静气压力梯度,从而将互不连通的多个产层通过井筒变成相互连通的同一压力系统,简化了气田的开采,达到降低各小层对井产量的贡献、提高单井产气量、防止地层出砂的目的。
图2 多层压力平衡合采地层不同时间压力分布图 (3)多层合采数值模拟研究 在上述研究的基础上,本文选择涩北气田4口试采井,利用单井数值模拟技术,在对此4口井的生产史拟合的基础上,对这4口井分别采用研究气井采用逐层叠加开采和多层压力平衡合采两种多层合采方式生产时的生产动态进行了预测,其中S3-2井目前产层包含3个小层,气井试气出砂时的最大产气量为5.43×104m 3。
油井出砂因素分析与防砂技术对策探讨
油井出砂因素分析与防砂技术对策探讨油井出砂是指油井在生产过程中，地层中的砂颗粒进入井筒，导致生产井筒中的砂量增加。
油井出砂不仅会降低油井的产能，还会对油井设备造成损坏，影响油井的稳定性。
探讨油井出砂的因素分析和防砂技术对策非常重要。
油井出砂的主要因素可以归纳为地层力学性质、油井完井、地层流体动力学以及产层特征等四个方面的因素。
地层中的力学性质是导致油井出砂的重要因素之一。
地层中如果存在弱层、疏松层、脆性层等地质构造，容易发生砂粒脱离地层进入井筒。
地层中的水动力作用也是导致出砂的重要因素，水流对地层中的砂粒起到冲刷作用，使砂粒脱落进入井筒。
了解地层的力学性质，对油井出砂的预测和防治非常重要。
油井完井对油井出砂的影响也非常大。
完井中的水泥固井质量、套管完井质量等都会影响到油井的防砂效果。
如果完井质量不好，套管间存在裸眼区或存在裂缝，会使得地层中的砂粒从这些位置进入到井筒中。
提高完井的质量，采取防砂措施非常重要。
地层流体动力学也是导致油井出砂的重要原因之一。
地层中的流体动力学主要与地层渗透性、井底流速、井底流量等因素有关。
如果井底流速过大，会使地层中的砂粒被冲刷进入到井筒中。
控制井底流速、流量，合理管理油井的生产参数，可以有效减少油井出砂。
产层特征也对油井出砂起到重要影响。
一些产层细颗粒砂岩、脆性砂岩等，容易发生砂粒脱离地层进入井筒。
在选择油井开发方案时，要根据产层特征合理选择防砂技术。
为了有效防止油井出砂，可以采取以下防砂技术对策：1. 合理选择完井方案：在完井过程中，应严格按照设计要求进行套管的安装和水泥固井，避免存在裸眼区或存在裂缝，确保完井质量。
2. 使用防砂工具：如防砂套管、防砂滤管等，可以阻止地层中的砂粒进入到井筒中。
3. 调整井底流速：合理管理井底流速和流量，减小油井的生产参数，降低地层中的砂粒冲刷进入井筒的风险。
4. 人工增注剂：通过注入人工增注剂来改变地层渗透性或黏结砂粒，减少砂粒从地层中脱离的可能性。
油井出砂因素分析与防砂技术对策探讨
油井出砂因素分析与防砂技术对策探讨油井出砂是指油井开采过程中，由于各种因素的影响，地层裂缝内的砂粒从原有位置脱离，经过油井井筒沉积在井底或沉积管道内，严重影响钻井作业和生产。
那么，导致油井出砂的因素有哪些？又如何进行防砂技术对策探讨呢？一、导致油井出砂的因素（一）地层因素1、砂岩岩性差：砂岩岩性差，孔隙度高，岩石组织结构不稳定，易于破坏，所以砂粒容易从岩石间脱落。
2、同层夹嵌：沉积体系复杂，在地质过程中容易引起变形，同层内发生夹层、夹冻、夹泥、夹石等现象，造成砂性岩石的不连续性。
（二）生产因素1、初始生产压差不当：短时间内，高的井底流压和低的地层压力差，容易使砂粒产生剪切力和振砂的力，影响孔隙和砂岩之间的粘附力和摩擦力，引起砂岩中的砂粒从原有位置脱离或沉积沿井筒运到沉积管道内。
2、卡塞现象：井筒砂堵导致产量下降，产生气锁现象，触发后效应引起剧烈振动，再加上流速下降容易形成沉积，堵塞更加严重。
（三）井控因素1、井口堵塞：井渣等杂物在井口形成堵塞，孔隙狭小，使流体流速增大，容易拖动砂粒导致井底沉积剧烈出现。
2、抽油机工作不正常：抽油机工作不正常是导致井底产生剪切力和振动力的原因之一，同时引起井流并阻碍油气的正常流动。
二、防砂技术对策探讨为了防止油井产生砂，需要综合考虑地质条件、油井控制、井筒维修等因素，并采取合理的措施防治油井出砂。
（一）地质投资1、加强勘探：通过深入的勘探，了解地质构造、岩性、结构、气水含量等详细信息，准确判断地质条件，提前设备和防砂措施，减少井口堵塞和产生砂的风险。
2、分层开采：通过分层开采措施，可将地下的砂和其他岩性分层开采，减少地下砂和岩石的折损破碎，减缓沉积物的堆积，减少井口砂堵。
（二）井口控制及维护1、井口清理：清理井口堵塞，及时清理井口积沙杂物，以降低井底剪切力和振动力，保证油井生产长期稳定。
2、防塞措施：通过采取防插器、串高断裂等措施防止油井卡塞，减少气锁现象的形成。
疏松砂岩气藏压裂防砂工艺异常原因分析及预防措施
疏松砂岩气藏压裂防砂工艺异常原因分析及预防措施疏松砂岩气藏采气过程中，由于砂质岩石的易崩解性，容易产生压裂防砂异常现象，导致油气井开采难度增大、产量下降，甚至可能给井口设备带来损害。
为了解决这一问题，需要分析异常原因，采取适当的防措施。
一、异常原因分析1.岩石溶胀造成巨大渗透压：砂岩中存在大量的粘土矿物、泥质和水，当地下水压力或注水作用等因素增大，这些物质会通过吸附和吸水作用，在岩石中形成一层分子膜，进一步将砂岩体的孔隙度降低，导致渗透能力下降，地下水压力增大。
2.粘聚剂作用导致液体升高：岩石中的粘土物质具有吸附水分的能力，与砂岩体发生黏结作用，同时岩石中存在微生物、生长因子等物质，可以提高表面张力，影响液体在砂岩孔隙中的浸润能力和液体升高高度，进而产生压力。
二、预防措施1.关注岩石稳定性：在采气过程中，应注重研究砂岩体的稳定性，提前评估岩石稳定性的因素，以保证采气过程中的安全。
比如要尽可能减小采气对岩石稳定性的影响，减少岩石溶胀等不利因素的影响，保证砂岩体的稳定性。
2.优化注水方案：应加强注水方案的研究和改进，注水过程中尽可能减小砂岩体结构的改变，避免增加渗透压力和经济效益的损失。
例如可以通过注水后的处理措施，恢复翻转、压缩和变形等压力作用所造成的缺陷，从而使砂岩体获得更好的稳定性。
3.加强配水控制：通过合理的配合水和注水作业，可以减小渗透压力，避免渗流压力的过度增加，减少水和气井的高度差，从而达到减少液体升高的作用，保证砂岩体结构的稳定性。
总之，对疏松砂岩气藏进行压裂防砂须要时刻注意研究岩石稳定性，配水安排要科学有序，注水方案优化具体化，才能有效避免产生异常，以保持开采安全和稳定性。
多层疏松砂岩气藏出水机理及治水策略研究
多层疏松砂岩气藏出水机理及治水策略研究对于出水气藏而言,气井出水是危害气田正常开发最主要的因素,在天然气开发的过程中,人们对于普通出水气藏已有较长的研究历史,关于气藏的出水机理与治水对策都有一套较为成熟的理论。
然而,对于多层疏松砂岩气藏而言,首先,由于在国内外该类型气田并不多见且研究起步晚,人们对于该类型气田的认识水平和认识程度还存在一定的差异,尚未形成统一的认知和结论；其次,由于气藏存在埋藏浅,储层岩石疏松,小层众多,气水分布复杂等特殊地质特点,在气藏的出水治理过程中,直接移用常规气藏的治水方法效果并不理想,气田治水存在诸多困难。
因此,有必要针对多层疏松砂岩气藏出水问题展开全面的研究,结合前人基础,系统的分析气藏出水机理,找到有效的治水措施。
论文在总结前人研究的基础上,主要从事了以下研究内容：(1)根据有水气藏水侵研究的方法及技术思路特点,从地质上解释了多层疏松砂岩气藏水源多样形成机理,水源产出机理、总结出了一套水源识别的综合方法。
(2)结合气藏水侵分析知识体系与国内外的开发经验,从理论上找到了合理的气藏水体、水侵的评价方法,以及气藏出水的数值模拟技术。
(3)通过对比出水气藏的治理方案,结合前期水源及水侵分析的理论研究成果,总结出一套气藏分类治水方法制定原则,从地质上指导气井的治水。
(4)通过对实际气田层组(涩北一号气田II-4层组)的研究,理论结合实际,为论文的研究成果提供实例支持。
论文研究认为,由于多层疏松砂岩气藏内部大量可动水以及外部边底水的存在,使得气藏同时存在层间水窜的“内忧”与边水水侵的“外患”,对于这种复杂情况,应根据现有气水分布和水侵趋势,结合储量动用规律,基于储层物性和地层能量状态,按照气水运动的自然规律,有步骤地动用各级储量,实现气藏的整体高速及平稳开发。
出砂井原因分析及治理工艺
出砂井原因分析及治理工艺摘要：在油田开采过程中，随着油田开采的不断进行，地层能量也会随之不断下降，此时油井内部的压差就会不断增大，进而导致油井出砂的问题不断严重，油井出砂会对其产能造成比较大的影响。
地层出砂会进入到井筒中，可能会造成管线和设备堵塞情况的出现，或者对泵造成破坏，甚至可能会导致井壁坍塌的问题，造成套管变形损坏，最终使油井不能够继续生产，而且会影响后续开采和最终的采收率，因此加强对油井出砂机理的研究，针对油井出砂机理采取有效的防砂措施来对油井出砂问题进行预防，对于保证油田产能的稳定，提高最终采收率具有重要的意义。
关键词：油井；出砂机理；防砂措施中图分类号：TE358文献标识码：A引言在油田开采过程中，随着油田开采的不断进行，地层能量也会随之不断下降，此时油井内部的压差就会不断增大，进而导致油井出砂的问题不断严重，油井出砂会对其产能造成比较大的影响。
地层出砂会进入到井筒中，可能会造成管线和设备堵塞情况的出现，或者对泵造成破坏，甚至可能会导致井壁坍塌的问题，造成套管变形损坏，最终使油井不能够继续生产，而且会影响后续开采和最终的采收率，因此加强对油井出砂机理的研究，针对油井出砂机理采取有效的防砂措施来对油井出砂问题进行预防，对于保证油田产能的稳定，提高最终采收率具有重要的意义。
1油井出砂原因分析1.1地质因素地质因素主要指的是油田的地质条件，例如油田所处区域的胶结类型以及地质年代等。
一般情况下，如果油田的地质年代相对较晚，则地层中的胶结矿物质的含量就越低，砂粒之间的胶结能力就差，此时在油井生产作业的过程中出砂问题就相对较为严重；另一方面，油井的出砂问题主要是由地层的胶结能力以及颗粒之间的摩擦力所决定，根据地层的胶结能力，可以将地层分为3种类型，分别是流砂地层、部分胶结地层以及脆性砂地层。
流砂地层主要指的是地层并没有胶结能力，地层中的砂石之间并没有胶结物存在，地层中的砂石在一定条件下可以流动，在对该种类型的地层进行生产作业的过程中，油井的出砂问题相对较为严重，同时，在钻井作业的过程中还非常容易出现卡钻问题。
出砂井原因分析及治理工艺
出砂井原因分析及治理工艺摘要：近年来，社会进步发展迅速，根据该项目开发的石油和天然气排放监测系统实现了对出砂井的实时监测，并实时反馈了监测沙的结果。
与室内实验室相比，生产现场的监测环境较为复杂，需要制定一种方法，安装和测试适合现场复杂条件的采沙监测系统，以便大规模应用和传播监测系统。
本项目应用油田内沙监测系统，经现场勘察、改造、安装和试验，总结了生产作业现场适用的油气井外沙监测系统的安装和试验方法。
近年来，伴随着经济社会的快速发展，我国对能源的需求不断增加，石油和天然气对外依存度逐年攀升，立足国内保障能源供给已经势在必行。
目前已经开采的海上油气田大多受到储层特征、开发方式、管理措施等多方面因素的影响，部分油气井生产出砂，甚至存在“防砂即堵、不防即埋”的瓶颈难题。
油气井出砂问题若不能得到有效解决，导致砂粒进入地面油气生产系统，会对油气集输系统和工艺系统造成严重危害。
其危害主要包括：管输摩阻增大、管线冲刷腐蚀、井口阀门损坏、分离器效果减弱、设备处理空间减少、影响加热盘管导热、导致液位计失灵等。
这些问题不仅影响了油气井产量，还给油气井生产带来了安全风险。
关键词：出砂井；原因分析；治理工艺引言油井和天然气井的沙化是油气开采过程中的一个常见现象。
油气井的沙化可能给开采过程带来一定的困难，不仅可能影响油田的正常生产，而且可能导致管道腐蚀和地面设备故障，增加油田和天然气田的生产和维护成本，最终导致石油泄漏该项目开发的石油和天然气排放在线监测系统旨在解决石油和天然气排放问题，并全面解决生产地点的石油和天然气排放问题。
通过对油井和气井出沙进行实时监测，工作人员能够了解出沙情况，根据监测结果制定相应措施，指导油田和气井的生产，并及时采取一切措施，帮助调整生产参数。
1出砂监测系统从油井出口沙子的监测系统包括传感器、低噪音电缆、多通道数据存储器、计算机以及收集和分析信号的软件。
使用高频振动器接收传感器的位置，通过高频信号收集墙，通过高频信号接收器，通过高频信号接收器和监测软件，信号增强，频率分析，结果，将监测信号返回到实时。
水平井出砂机理研究
1、川西气田压裂井出砂机理及防砂技术2、疏松砂岩气藏水平井开发难点及对策——以柴达木盆地台南气田为例3、多层组砂岩气藏气井出砂机理及对策研究（摘要：涩北气田的砂岩气层多而薄,生产过程中地层易出砂。
统计表明,涩北气田在试气或试采阶段,虽然大部分气井控制产量生产,但已经有相当数量的井有出砂现象,出砂井占气田试采井总数一半以上。
文章从储层特征、岩性特征、气体渗流速度、作业液浸泡等多个角度对气田地层出砂的机理进行了较为全面的分析。
结果表明,气田的储层特征是地层出砂的内因,地层中天然气渗流速度是是否出砂的决定性因素,作业液浸泡和井筒内的动态响应会降低地层出砂临界速度,使地层更易出砂。
在此基础上,基于降低单一气层天然气渗流速度的思路,从气藏工程角度提出了高孔密、大孔径射孔以及逐层叠加开采和多层压力平衡合采两种多层合采的开采方式和技术路线。
实践表明,两种方式均能达到提高涩北气田气井产量、防止地层出砂的目的,其中,多层合采方式更能兼顾到防止出砂、提高气井产量和气田采收率,进而实现提高气田高效开发的目的。
更多还原）4、涩北细粉砂岩储层出水对出砂规律影响的试验研究（摘要：青海油田涩北气田储层为第四系粉砂岩和泥质粉砂岩,岩石胶结疏松,出砂严重,气水层间互,产出砂的平均粒径中值只有0.04～0.07mm,为典型的细粉砂储层。
但随着气田的开发,气井逐渐开始出水,加剧了气田的出砂;为了有效指导防砂,必需先弄清出水对储层出砂规律的影响。
根据涩北气藏出砂规律研究试验目的与要求,设计了试验流程,研究了地层不出水和出水后岩心渗透率、压差、气体流速对出砂的影响及其影响规律。
总体上看,随渗透率、压差、气体流速的增大,地层出砂量不断加大;在同等条件下,地层出水后会加剧地层出砂,其出砂量为不出水的岩心的1.5～2倍。
）5、油气藏出砂研究现状及其发展趋势（综述了目前国内外在油气藏出砂地质特征、出砂机理以及防砂方面取得的成果,重点是对气藏出砂的研究;指出了目前在油气藏出砂方面所存在的问题;并提出了今后油气藏出砂研究的方向,对现场生产和相关研究人员有实际借鉴意义。
深层致密砂岩气藏井筒出砂机理研究
128深层致密砂岩埋深大，储层非常致密，以往的经验表明这类储层基本不会出砂，然而近年来这类气藏暴露出砂问题严重，研究出砂机理对气藏的开发意义重大。
由于该类气藏出砂的非常规性，传统的仅基于岩石破坏的研究方法已经不足以揭示出砂的真正原因。
为了更好地研究该区块的出砂机理，在充分认识单井出砂情况的基础上，确定出砂井的生产特征。
利用岩石力学模拟和微粒运移模拟确定出砂机理。
1 出砂机理研究现状出砂是一个非常复杂的过程，国内外有很多学者针对储层出砂做过大量的工作。
出砂过程由4个步骤构成：力学扰动、破坏、破碎、运移，其中Morita在1989年系统地提出了出砂的所有影响因素，包括压力变化、压力梯度、垂向应力和水平应力、应力加载历史、岩石变形和破坏、射孔孔眼几何尺寸和密度、井眼斜度、毛管力、由于化学作用造成的岩石强度弱化效应等。
在整个工业界出砂研究由来已久，综合而言一般包括以下几种机理：压缩破坏：由于压力衰竭或生产压差触发，多发于固结比较好的砂岩油藏；拉伸破坏：一般是由于压力梯度过大造成的，通常发生在欠固结的砂岩油藏；冲蚀破坏：由于流动的拖拽和冲击力从而对岩石造成的破坏。
由于出砂对生产造成的破坏性，所以人们也在治理出砂的过程中不断地总结各种预测出砂的办法，希望能够做到防范于未然。
因此在不同的历史阶段也提出了不同的预测方法。
整个工业界现在已经形成了一整套非常完整的出砂预测方法，具体包括：现场观察、经验方法、实验室分析、数值模拟、综合分析和解析法。
2 深层致密砂岩气藏出砂机理总结我国主要深层致密砂岩气藏的出砂机理，大致可以分为以下几种：（1）气体流速。
目前已观察到大量由于高速气流携砂对生产管柱的破坏，这说明携砂的高速气流有极强的破坏性。
材料受到小而松散的流动粒子冲击时表面出现破坏的磨损现象叫冲蚀磨损。
其定义可以描述为固体表面同含有固体粒子的流体接触做相对运动而造成其表面材料所发生的损耗。
携带粒子的流体可以是高速气流，也可以是液流。
砂岩油藏稠油井出砂机理与防砂对策
和压 力 高 。 原 始地 层 压力 １ １ ． ５ －１ ４ ． ２ ＭＰ ａ ， 饱 和 压 力９ ． ９ －１ ３ ． ２ ＭＰ ａ ， 平均 １ ． ９ ＭＰ ａ 。 （ ３ ） 非 均质 严重 。 由于 河流相 沉积 过程 中河道 的不断 迁移 和测相 叠加 、 水 流能 量分 布不 均 ， 砂体 连通 差 、 储层 非均 质相 当严 重。 在 注水 开 发中 ， 导致 水 淹 不均 衡 、 储量 动 用不均 衡 。 （ ４ ） 地 质构 造和胶 结方 式是 造成地 层 出泥 砂 。 从岩 心 的ｘ射线衍 射 看 出 ， 其 胶结 物 主要 以粘 土矿物 为主 ， 而其粘 土 胶结 物 又以 蒙脱 石为主 ， 蒙脱 石见 水后极 易膨胀 、 分散 ， 遇水 后的岩 石结构 遭到破 坏导 致泥质 砂 粒运移 导致 胶结力 下降 ， 地 层胶结 强度 下降 ， 引起 地层 骨架破 坏 ， 这说 明地质 构 造和 胶结 方式 是造 成地层 出泥砂 的主要 原 因。 （ ５ ） 油水井 见水 后导 致地 层 出泥 砂。 从驱替 实验看 ， 当储 层开始 注水后 ， 水溶 解地层 中的 胶结物 ， 导致 油井 出砂 。 （ ６ ） 采液 强度的增 大 引起出泥 砂 。 由于储层埋 藏较 浅 ， 胶 结程度 较差 ， 在 放大生 产 压 差 的情 况 下 ， 使地层 骨架 遇到严 重 的破 坏 ， 造成 油井 出砂 。 在油 田长 期高速 开 发过程 中 ， 骨架 砂 被破坏 ， 引起地 层出泥 砂 。 （ ７ ） 热采对 出砂可 能造 成的影 响 。 注 蒸汽 热采 造成地 层岩 石胶 结疏 松 ， 并产 生裂 隙从 而导致 出砂 的可 能 ， 下面 通过 实践方 面 进行分 析如 下 ： ①储层 胶结疏 松 ， 胶结 物 以粘土 为主 。 注 蒸汽 后 ， 原油 粘度急剧 下 降， 泥质 胶结物容 易被 破坏 ， 砂 岩结构 变为松 散状态 ， ②注 汽结束 回 采时 ， — 般生产 压差 较大 ， 排液速 度极大 增加 ， 将 引起 出砂 ； ③蒸 汽吞 吐开采 ， 注 汽强度 大 ， 先 吞后 吐 ， 液流双 向反复 ， 导致 岩石 颗粒 更加松 动 ， ④高 温蒸 汽对 油 层 岩石 的溶 蚀及 粘 土的膨 胀解 体作 用 。 ⑤蒸 汽窜流 导致 油井 出砂 严重 。 有 些油 藏或 区块 。 在 蒸 汽吞吐开 采期 间， 由于 注汽压力 及注 汽强度 过高 ， 以及油层 非 均 质 性严 重 等 ， 发生 汽窜 现象 ， 导 致这 些井在 进行 蒸汽吞 吐 回来 时 ， 出砂严 重 ⑥ 注 蒸汽 热力 采油 的注 采强 度大 这种 突出 的特点 ， 不 仅导 致油 井易 出砂 ， 而 且 防 砂 难度极 大 。 实践说 明 ， 虽然 某些 热采油井 采取 了绕丝筛 管砾石 充填 防砂方 法 ， 或者高 温化 学剂 固砂 等措施 ， 初 期 能取得 较好 的防砂 效果 。 但 经过 多周 期蒸 汽 吞 吐作业 后 ， 防砂砾石 层及 筛管被局 部冲毁 ， 化学 固结层被 破坏 ， 引起 油井重 新 出砂严 重 。 ⑦如 果油 井 出砂量 很大 ， 已在 井眼周 围形成 了洞穴 、 孔洞等 ， 防砂难 度 更大 。 油层 结构 破坏 程度 越 大 ， 防 治效 果越 差 。 ２稠油 热采 井机 槭 防砂 工艺 根据 稠油油 藏原 油粘 度较 高、 采液速度 较大 、 —般 出砂量大 等特 点 ， 优先 采 用 的防砂 方法是 ： 机械 防砂 ， 其 次是化 学防砂 中的人 工井 壁防砂 ， 复合 防砂将 取
多层疏松砂岩气藏水平井出水机理及防控对策——以柴达木盆地台南
Yang Yun1, Gu Duanyang1, Lian Yunxiao1, Liu Guoliang1, Han Shengmei2, Chang Lin1, Ma Yuankun1 & Zhang Yongnian1
关键词 水平井 出水机理 束缚水饱和度 隔夹层 渗透率 非均质储集层 突破压力 柴达木盆地 台南气田 DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.05.010
Mechanisms and prevention & control countermeasures of water breakthrough in horizontal wells in multi-layer unconsolidated sandstone gas reservoirs: A case study
Abstract: Water breakthrough in horizontal wells is now the main factor restricting the stable production of the Tainan Gas Field in the Qaidam Basin. In view of this problem, the distribution characteristics of irreducible water saturation were investigated by using the nuclear magnetic resonance logging interpretation technology. And combined with the production situations of the horizontal wells in Tainan Gas Field in the initial stage of their production, the characteristic parameters of the reservoir which produced the intrastratal water as soon as it was put into production were determined. Then, the factors influencing the production of irreducible water were studied by means of gas drive water core experiments, and the factors influencing the sealing ability of the interbeds were researched by conducting mudstone breakdown tests. What’s more, the effects on the bottom hole pressure by the length of horizontal section at different daily gas productions were investigated through numerical simulation. Finally, the prevention & control countermeasures for water breakthrough in horizontal wells were proposed. And the following research results were obtained. First, the horizontal well which drills into the reservoir with mobile water saturation higher than 7.2% and gas saturation lower than 63.5% produces formation water in its initial stage of production. Second, the lower the shale content is and the greater the production pressure difference isoduction of irreducible water. The production of irreducible water in the reservoirs with stronger areal heterogeneity is a continuous process. Third, the sealing capacity of the interbed increases with the decrease of its vertical permeability and water saturation and with the increase of its shale content and thickness. Fourth, the breakthrough pressure of type I mudstone (shale content>90%) is about 4 MPa, that of type II mudstone (80%<shale content<90%) is about 2 MPa, and that of type III mudstone (60%<shale content<80%) is about 1.5 MPa. In conclusion, the edge water encroachment can be delayed and the water-free gas production period of gas well can be extended by increasing the length of horizontal section and controlling the production pressure difference. It is recommended to carry out balanced gas production in horizontal wells in the initial stage of production, enhance dynamic monitoring in the process of production, and drain the water in time in the case of water breakthrough so as to increase its cumulative gas production. Keywords: Horizontal well; Water breakthrough mechanism; Irreducible water saturation; Interbed; Permeability; Heterogeneous reservoir; Breakthrough pressure; Qaidam Basin; Tainan Gas Field