油层出砂机理与防砂方法综述
浅谈油井出砂机理及防砂工艺技术研究
浅谈油井出砂机理及防砂工艺技术研究摘要：随着油田进入开发后期，开采的难度不断加大，含砂井越来越多。
这种现象已成为油田开发过程中的主要难题之一。
胜利油田孤东油区存在大量的高含砂井。
油井出砂的原因极其复杂，从开始钻井到采油、注水过程中，每一个环节对出砂都有影响。
而人为因素造成的油井出砂，应该尽量避免。
分析油井的出砂机理，应用更先进的防砂工艺技术，提高防砂效果显得尤为重要，下面着重分析油井的出砂机理及防砂措施。
关键词：油田开发出砂机理防砂措施随着油田的不断开发，地层能量不断下降，油井出砂问题日益突出，越来越多的高含砂井的出现，导致油田稳产的难度日益增大。
地层出砂进入井筒，会导致油砂卡等现象，造成泵的损坏，严重时会使油井停车。
出砂还会影响油井的后续生产，最终影响最终采收率。
1油井出砂因素分析1.1先天因素对于油井出砂来说，砂岩地层的地质条件、类型不同和分布规律、地质年代等共同构成油井出砂的先天因素。
通常情况下，胶结矿物多、类型好、分布均匀，这种地层的气藏的胶结强度较大，出砂量较小。
1.2开发因素油井出砂的开发因素主要指开采方法不恰当进而在一定程度上引发油井出砂。
通常情况下，开采速度突变、开采技术落后、修井作业质量低和修井频繁、酸化作业设计不良和管理不科学等，在一定程度上都可能造成油井出砂现象。
2 出砂机理的分析2.1地层的弱胶结出砂这类油气藏出砂发生在油气井生产初期，或关井后的第二个生产周期。
对于弱胶结地层，剪切破坏所导致的出砂量要比张应力作用所造成的出砂量大。
由于地层胶结性差，较小的采液强度就可以导致油气井出砂。
2.2中等胶结强度易出水地层这种中等强度定义在 3.45～6.8。
这种地层开始不出砂，地层出水后却开始出砂。
其主要原因是由于出水后使原来固结砂粒的毛管力消失，另外由于毛管力的消失，地层砂在地层内流动着流体作用下，剪切破碎增强，破碎的砂粒的运移增大了砂粒间的剪切力，从而使油气藏出砂加剧。
2.3油藏压力下降导致胶结性好的地层出砂由于油藏压力的降低，同时在主应力非常大的情况下，胶结强度高的地层易出砂，这种地层出砂状况较弱胶结地层差，同时也可能时断时续的发生。
技术论文-浅谈地层出砂防砂
浅谈地层出砂一、出砂的主要危害：1、砂埋油层或井筒砂堵造成油井停产；2、出砂使地面和井下设备严重磨蚀、砂卡；3、冲砂检泵、地面清罐等维修工作量剧增；4、出砂严重时还会引起井壁坍塌而损坏套管。
二、油层出砂机理：1、剪切破坏：剪切强度包括两部分：胶结力和摩擦力。
在射孔通道周围有一个压力场，而其附近的塑性变形会引起井眼内剪切破坏，岩石将产生弹性变形（硬地层）或屈服变形（软地层），因而在射孔通道形成了一个塑性地层。
一旦剪切破坏发生，大小固体颗粒纷纷被剥离，这地层将逐渐遭到破坏。
2、拉伸破坏：拉伸机理发生在射孔通道周围，（这里的径向压力是由井眼压力和油藏压力控制的）。
压力骤变能超过地层拉伸强度，从而形成出砂和射孔通道的扩大。
3、粘结破坏：这一机理在弱胶结地层显得十分重要。
粘结强度是任何裸露的地层表面被侵蚀的一个控制因素。
这样的位置主要包括：射孔通道、裸眼完井的井筒表面、水力压裂的裂缝表面、剪切面或其它边界表面。
4、化学反应影响：岩石的强度由两部分组成：微粒之间的接触力和颗粒与胶结物之间的粘结力。
地层流体可能含有水、碱或酸，化学反应将溶蚀掉胶结物，从而破坏岩石强度。
三、油层出砂的具体原因：1、砂岩油层的地质条件（内因）：砂岩油层在钻井前处于应力平衡状态。
钻开油层后，井壁附近岩石的原始应力平衡状态遭到破坏，造成井壁附近岩石的应力集中。
其它条件相同时，油层埋藏越深，岩石的垂向应力越大，井壁的水平应力相应增加，井壁附近的岩石就越容易变形和破坏，引起在采油过程中油层出砂，甚至井壁坍塌。
2、开采因素（外因）：由于固井质量差，使得套管外水泥环和井壁岩石没有粘在一起，在生产中形成高低压层的串通，使井壁岩石不断受到冲刷，粘土夹层膨胀，岩石胶结遭到破坏，因而导致油井出砂。
四、冲砂：冲砂就是用高速液体将井底砂子冲散，并利用循环上返的液流将冲散的砂子带到地面的清砂方法。
1、冲砂原因：油井出砂后，如果井内的液流不能将砂全部带至地面，井内砂子逐渐沉积，砂柱增高，堵塞出油通道，增加流动阻力，使油井减产甚至停产。
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在油井生产过程中，地层中的砂粒被带上来并随着产出的油一起流出井口。
油井出砂不仅会造成生产设备的磨损和损坏，还会影响油井生产的稳定性和效率。
分析油井出砂的因素并探讨相应的防砂技术对策，对于提高油田开发的经济效益和生产效率具有重要意义。
一、油井出砂的主要因素分析1. 地层的力学性质油井出砂的主要原因之一是地层内在的力学性质。
地层中岩石颗粒有大小不一的孔隙空间，当油井生产时，地层中的砂粒会随着产油液一起流出井口。
这种现象通常发生在地层的疏松砂岩和砾岩中，这些岩层的孔隙结构比较复杂，容易存在砂化现象。
2. 油藏流体的性质油藏中的流体性质也是导致油井出砂的重要因素之一。
当油井生产时，油藏中的油、水和天然气会随着压力的变化而混合流出井口。
在油藏中，这些流体常常伴随着一定量的固体颗粒，这些颗粒在流动过程中会随着流体一起被带上来，导致油井出砂的现象。
3. 井筒结构和操作方式油井的井筒结构和操作方式也会对油井出砂产生影响。
井筒的设计和施工质量直接影响着井筒的稳定性和完整性，如果井筒的结构不合理或者工艺不当，容易引起井底发生砂化现象。
操作方式也会影响油井生产的稳定性，不当的操作容易导致井底压力变化剧烈，加剧砂化现象。
二、油井出砂的防砂技术对策探讨1. 地层工程技术地层工程技术是油井出砂的重要防治手段之一。
通过对油藏地层的调查和分析，了解地层的力学性质和岩石结构分布，可以合理选择井眼位移和井口周围的封隔材料，从而减少地层砂化带来的影响。
2. 井口系防砂技术在油井井口周围，可以采用井口系防砂技术来减少油井出砂现象。
比如通过设置适当的井口防砂装置，合理利用固控技术，控制井口的流体压力和流速，避免砂粒的被带上来。
3. 井底环境改造技术井底环境改造技术也是防治油井出砂的重要手段。
可以通过注入固化剂、封堵剂等化学材料，改善井底环境，减轻地层砂化的程度，从而减少油井出砂现象。
4. 提高油井生产管理水平提高油井生产管理水平也是防治油井出砂的关键。
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在油井生产过程中，地层中的砂粒被带入采油系统中，导致设备磨损、管道堵塞甚至井口堵塞。
油井出砂不仅会影响油田的产量和开采效率，而且还会增加生产成本，降低油田的经济效益。
研究油井出砂的因素、防砂技术及对策，对提高油田的开采效率和经济效益具有重要意义。
一、油井出砂的主要因素1. 地层岩石特性地层中的砂粒含量、形状和大小是油井出砂的重要因素。
当地层中的砂粒含量较高、砂粒颗粒较大时，油井出砂的风险就会增加。
这些砂粒在采油过程中易被输送到地面，导致油井出砂问题。
2. 产量及采出液量油井的产量和采出液量也是影响油井出砂的重要因素。
产量过大或者采出液量过高会导致地层压力降低，砂层容易崩塌，从而导致油井出砂问题。
3. 井底流速井底流速是指地层流体在井底的流速，它是影响油井出砂的一个重要因素。
井底流速过高时，砂层容易被冲击破坏，导致油井出砂问题。
4. 井筒结构及完井方式井筒结构及完井方式直接影响到油井出砂的发生。
当井筒结构不合理或者完井方式不当时，容易引起地层砂粒的涌入和输送，从而形成油井出砂问题。
二、油井出砂的防治技术1. 人工堵砂人工堵砂是指通过添加一定的物质或者采取一定的措施，将地层中的砂粒固定在原位，防止其被输送到井口或者地面的一种技术手段。
这种方法包括注浆、注漏、封堵等工艺，通过固化地层砂粒，防止其对采油系统的侵蚀。
2. 防砂管柱防砂管柱是一种专门设计的管柱，能够有效地阻挡地层中的砂粒进入油井系统。
这种管柱通常采用特殊的材料制成，并且具有特殊的结构设计，能够有效地过滤掉地层中的砂粒，保护采油系统的安全运行。
3. 人工举升液柱人工举升液柱是通过提高井口液柱的压力，使得地层中的砂粒无法通过液柱的阻挡，从而达到防止油井出砂的目的。
这种方法能够有效地防止地层砂粒对油井系统的损害，保护油井设备的安全运行。
4. 井底提前砂化井底提前砂化是一种通过在井底注入一定的砂化剂或者添加一定的砂化剂，从而使地层中的砂粒得到固化和稳固的技术手段。
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。
薄层稠油油藏出砂机理研究及防治技术
薄层稠油油藏出砂机理研究及防治技术锦612块是近年来我厂稠油产能建设的主要接替区块之一，在区块生产治理中，部分油井开井后短时间内即发生砂卡，检泵频繁，严重影响油井的正常生产。
出砂井分布不统一，且相邻油井出砂情况差异较大，急需精细分析。
开展利用波形聚类分析技术，井震结合，重新刻画储层砂体，分析砂体接触关系。
优化薄层出砂区域开发方式，优化直井射孔工艺。
同时在开发过程中，应用压裂防砂、射流喷孔等措施手段治理油井出砂问题，最终达到了区块高效开发的目的，形成了一套适合薄层稠油的高效开发技术。
锦612块利用此項技术部署新井3口并全部投产，已累产油0.5476×104t;实施各类治砂措施23井次，累增油3.6673×104t，已创造经济效益2931.39×104元。
该技术在锦612块的成功实施，证明该技术适用于薄层稠油油藏，并达到高效开发的目的。
标签：地质研究;锦612块;地震技术;砂体刻画;一、油藏基本情况锦612块构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡欢喜岭上台阶，开发目的层为沙一+二段的兴隆台油层。
含油面积1.98km2，石油地质储量442.98×104t。
油层高点埋深：-920米，为普通稠油油藏。
二、存在的主要问题1、部分油井出砂严重部分油井开井后短时间内即发生砂卡，检泵频繁，个别油井检泵冲砂进尺可达100m以上，严重影响油井的正常生产。
2、出砂情况差异大出砂井分布不统一，两个次级断块在不同区域均有多口出砂井，且相邻油井出砂情况差异较大，急需精细分析。
三、油藏出砂机理及分布研究1、油藏出砂机理研究锦612块属于高孔、高渗、低泥质含量储层，非均质性较强，垂直渗透率与水平渗透率的比值在0.62～0.85，使得油层内流体流动不均衡，易导致个别层受高速冲刷先出砂，随着生产层不断出砂，储层结构逐渐被破坏而导致大量出砂。
射孔方式对油藏出砂是有影响的，储层内流体流速高、流动阻力大，易加大出砂速度。
油井防砂
冲砂过程中所用的冲砂液要具有 一定的粘度、比重、又不损坏油层。 一定的粘度、比重、又不损坏油层。 常用的冲砂液有： 乳化液、 常用的冲砂液有：油、水、乳化液、 汽化液等。为防止油层污染， 汽化液等。为防止油层污染，在液体 中可加入表面活性剂。 中可加入表面活性剂。 冲砂的方法一般有正冲、反冲和 冲砂的方法一般有正冲、 正反冲三种。 正反冲三种。 如图A为联合冲砂管拄示意图， 如图A为联合冲砂管拄示意图， 是根据正反冲的优点而设计。 是根据正反冲的优点而设计。 在冲砂过程中应注意中途不能停 泵，以免被冲起的砂子下沉将冲砂管 卡住或堵死； 卡住或堵死；冲砂过程中应尽量使其 进出口排量大致平衡，防止井喷。 进出口排量大致平衡，防止井喷。
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二、油层出砂的原因
油层出砂是由于井底附近地带的岩层结构破坏所引起的，它 油层出砂是由于井底附近地带的岩层结构破坏所引起的， 与岩石的胶结强度、应力状态和开采条件有关。 与岩石的胶结强度、应力状态和开采条件有关。 （一）、岩石的胶结强度主要取决于胶结物的种类、数量和胶结 ）、岩石的胶结强度主要取决于胶结物的种类、 岩石的胶结强度主要取决于胶结物的种类 方式。 砂岩的胶结物主要为粘土、碳酸盐和硅质三种。 方式。 砂岩的胶结物主要为粘土、碳酸盐和硅质三种。硅质 胶结物的强度最大，碳酸盐次之，粘土的胶结最差。 胶结物的强度最大，碳酸盐次之，粘土的胶结最差。对同一类型 的胶结物，其数量越多，胶结强度越大。 的胶结物，其数量越多，胶结强度越大。砂岩的胶结方式分为基 底胶结、接触胶结和孔隙胶结。 底胶结、接触胶结和孔隙胶结。 1、基底胶结是指胶结物数量大于岩石颗粒数量，颗粒完全浸 基底胶结是指胶结物数量大于岩石颗粒数量， 没在胶结物中。这种砂岩的胶结强度最大。 没在胶结物中。这种砂岩的胶结强度最大。 2、接触胶结是指胶结物数量不多，仅存于颗粒接触的地方。 接触胶结是指胶结物数量不多，仅存于颗粒接触的地方。 这种砂岩的胶结强度最低。 这种砂岩的胶结强度最低。 3、孔隙胶结是指胶结物不仅存于颗粒接触的地方，还充填于 孔隙胶结是指胶结物不仅存于颗粒接触的地方， 部分孔隙中。胶结强度处于上述两种之间。 部分孔隙中。胶结强度处于上述两种之间。 易出砂的油层岩石主要以接触胶结方式为主， 易出砂的油层岩石主要以接触胶结方式为主，但这种储油层 的孔隙度大，渗透率高。 的孔隙度大，渗透率高。
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1998年 特 种 油 气 藏 第5卷第4期油层出砂机理与防砂方法综述王玉纯Ξ 顾宏伟 张晓芳油井出砂可加速设备腐蚀,严重时,可造成设备无法工作。
对于稠油油藏,由于稠油的长期作用,油层往往处于弱胶结状态。
当油井处于中后期且油层亏空较大或油井见水时,油井出砂会加剧。
本文在调研大量中外文献及结合现场实践经验基础上,对油井出砂机理及防砂方法进行综述。
油层出砂机理油层出砂机理很复杂。
从宏观上看,油层出砂是井筒不稳定和射孔孔眼不稳定造成的;从微观上看,其与岩石强度、胶结状况、变形特征、所受外力(地应力、孔隙中流体压力、毛管力等)及外力施加过程等因素有关。
射孔后,首先在井筒周围形成较细长的圆柱形孔眼。
根据材料力学理论,在孔眼周围的壁面上产生应力集中,且形成一层塑性变形区。
在流体力作用下,该区中单个颗粒开始脱落,并随流体带入井底。
随着单个颗粒脱落并带走,孔眼趋于变成一个较大且较稳定的球形[1]。
颗粒会在球形孔腔壁附近聚集并形成一层较稳定的砂拱,这与建筑上所用的拱形牢固原理相类似[2]。
若孔腔周围液体径向压力梯度较大(如流量较大)或地应力较大(如油藏亏空较大),都会引起该砂拱坍塌,且会产生新的塑变区[3,4],继而,又会形成一个扩大了的新砂拱。
砂拱的渗透率和孔隙度都较大,T1K1Perkins等[3]对其给出了定量描述。
油层出砂的影响因素11 岩石强度、岩石变形特性和地应力的影响Y Wang等[5]提出了出砂的两个准则:孔腔或井筒周围的有效压应力大于地层强度;井底压降大于临界井底压降(即可将脱落的颗粒带走时的井底压降)。
随着作用在岩石上外力的增加,岩石由弹性变形向塑性变形转化,塑变中,由于硬化作用,岩石变形加剧,且随作用力增大,塑变区中塑应变与弹应变之比加大,该比值大小与岩石固结强度有关,固结强度越大,该比值越小。
Y1Wang[6]给出了塑变区中弹应变和塑应变的解析分析。
结果表明,塑变区和弹变区的周向应力在二区交界处最大,且不连续,而径向应力连续。
结合式(1)不难看出,孔腔壁的应力集中对出砂的影响甚大。
Ξ辽河石油勘探局欢喜岭采油厂 辽宁 盘锦 12411421 井底压降(ΔP w )的影响ΔP w 由完井段压降、油藏中压降和油井亏空压降(即原始地层压力与目前地层压力之差)组成。
ΔP w 增大后,孔腔周围岩石受剪加剧且剪切区扩大,从而易造成剪破坏出砂。
31 塑变区渗透率的影响塑变区渗透率由于压实及来自远处细砂的堵塞而减小,从而增大该区的流动压力梯度,进而易造成拉破坏出砂。
41 油井见水的影响油井见水后,或突发出砂,或出砂比以前加重。
其原因为:a , 水侵使粘结颗粒的毛管力大大降低;b , 增加了流动的阻力,通常油藏压力下降;c , 见水后,通常油井压力下降;d , 见水后,为保持原油产量,必须降低井底压力。
前二者可引起拉破坏出砂,后二者可引起剪破坏出砂。
51 交替开、关井的影响 关井后,地层压力趋于恢复平衡,孔腔附近的孔隙压力升高,而有效地应力下降;开井后,孔腔附近的孔隙压力下降,而有效地应力升高。
因此,开、关井一方面可引起孔腔壁附近岩石的疲劳,另一方面可加剧其剪破坏,从而在流体力作用下使出砂更严重。
另外,射孔参数及扩大的孔腔形状对出砂的影响,可参阅N 1M orita 等人[7]的叙述。
防砂措施11 完井中的防砂措施(1) 对射孔完井选择好射孔参数 射孔完井时,应优选射孔参数。
a , 对多层段情况,选择较强层段射孔。
b , 选择合适的井筒方向和射孔孔眼方向可使井筒及孔腔稳定。
图1[8]是射孔方向、井筒方向对孔腔稳定性影响的一个例子(沿与射孔孔眼垂直平面中的最大主应力方向的角度为0°)。
从图1可看出,对垂直井,射孔方向为40°时,孔腔最稳定;对沿最大主应力方向的水平井,射孔方向为30°时,孔腔最稳定;对沿最小46特 种 油 气 藏 1998年主应力方向的水平井,射孔方向为90°时,孔腔最稳定;水平井孔腔比垂直井孔腔稳定;沿最大主应力方向的水平井比沿最小主应力方向的水平井稳定。
但图1形状要随地应力、岩石强度不同而变化。
c , 射孔密度ρ的确定应综合考虑流体流动阻力和孔腔稳定性两个因素。
若ρ太大,则流动阻力小,但相邻孔腔扩大后可能相互影响,孔腔更加不稳定;若ρ太小,则流动阻力大。
d , 射孔相角 的确定。
经数值分析[8], =60°时的孔腔比 =90°时稳定。
e , 孔眼长度L 不能太长,也不能太短。
若太长,则不能形成近于圆形的稳定孔腔;若太短,则流动阻力大。
f , 射孔时反洗压差(地层压力与井底压力之差)ΔP 应尽可能大,以便尽量将不稳定孔腔壁中的塑变区脱掉并带入井底,从而形成稳定孔腔。
(2) 砾石充填完井 包括管内和管外砾石充填。
这一方法防砂效果好,但对胶结弱、渗透率大及油层较厚的油井可造成油层伤害,致使表皮系数增大。
(3) 压裂与砾石充填混合技术 该技术既可防砂,又能增加油层产能,其表皮系数为负值,适合于薄层和弱胶结层。
D 1M 1G rubert [9]介绍了这一技术的初次利用过程。
21 开采中的防砂措施a , 滤砂管防砂。
b , 化学固砂其优点是简单、经济、效果好,缺点是对温度敏感,使用时间短。
c , 控制流量在临界流量以下。
流量越大,孔腔越易遭受拉破坏。
d , 控制井底压降在临界井底压降以下。
井底压降越大,越易造成剪破坏和拉破坏出砂问题[10]。
e , 注水保持油层压力P r 。
P r 下降后,地应力增大,使油层岩石遭受剪破坏;另外,P r 下降后,油层岩石可产生压实和水化膨胀现象,致使油层渗透率降低。
f , 尽量减少频繁开关井。
g , 采用允许产砂的设备开采,如螺杆泵[11]。
其优点在于油层砂流出后,表皮系数降低,采油指数增大。
但砂过多流出会破坏套管。
结 束 语对于一口井的防砂,最好在完井设计中加以考虑,这就要求设计人员必须弄清影响出砂的因素并决定如何在完井中进行防砂,而在设计前必须获得岩石强度、地应力及变形特征等有关资料。
参 考 文 献1 T erzaghi K arl V.S tress distribution in dry and in saturated sand above a yielding trap door.Proc.First lnt con f on s oil mechanism and foundation engineering ,Harvard ,Cambridge M A.1936:307—3112 Bratli R K,Risnes R.S tability and failure of sand arches.SPE ,1981,236—2483 Perkins T K,Weingarten J S.S tability and failure of spherical cavities in uncons olidated sand and weekly cons olidatedR ock.SPE 1824456第5卷第4期 王玉纯等:油层出砂机理与防砂方法综述66特 种 油 气 藏 1998年4 M orita N.Parametric study of sand production.SPE169905 Wang Y,Dusseault M B.Sand production potential near inclined per forated wellbore.The47th annual meeting of the petroleum s ociety in Calgary,Alberta,Canada,19966 Wang Y.Sand production and foamy oil flow in heavy oil reserv oirs.SPE375537 M orita N.Realistic sand production prediction Numerical approach.SPE169898 K essier N,et al.A sim plified pseudo3D m odel to evaluate sand production risk in deviated cased holes.SPE26541 9 G rubert D M.Ev olution of hybrid fracture gravelpack com pletion m onopod platform,trading bay field,cook lnlet,Alas2 ka.SPE1940110 M orita N A.quick method to determined subsidence,reserv oir com paction and in2situ stress induced by reserv oir de2 pletion.J PT.1989:71—7911 Sawatzky R,et al.Initiation of sand production in the cold production process.Presented at the petroleum s ociety of CI M47th annual technical meeting.Calgary,A Lberta,1996收稿日期:1998203205 改回日期:1998204220编辑 刘兆芝(上接第62页)来说原则上没有区别,而对于不溶残留物来说区别是存在的。
由图1可看出,由不溶残留物得到的烃指数值大于由正常干酪根得到的烃指数值。
之所以产生这种结果,是因为按岩石热解色谱法解释热解资料时有两个要注意的事实:一是“矿物母岩效应”,这种效应在低有机碳含绿泥石类矿物地层中广泛存在;二是沥青组分中密度大的树脂—沥青质成分加入到热解峰S2内。
由于这两种效应,从岩样中得到的氢指数I H,可能要比从用盐酸处理岩样提取干酪根而得到的小5～10倍[1]。
但是,在研究中如果没注明此类效应,那么对于岩样和干酪根来说,得到的结果实际上是不进行区分的。
参 考 文 献1 Mеленевскийвн,ФоминАН1геологяНефтиигаз11997,(7):4—72 Конторвич,др1соьреценная1Преврашенияорганическоговешествавмезо2апокатагенезе11988,(7):26—363 马克西莫夫Cп著1见:胡征钦译1深层油气藏的形成与分布1北京:石油工业出版社,19984 中国科学院地质研究所地热组1中国科学院地质研究所集刊(第5号)1北京:科学出版社,19925 王启军,陈建渝1油气地球化学1武汉:中国地质大学出版社,1988收稿日期:1998203220 改回日期:1998205226编辑 刘建英。