第一章疏松砂岩油藏出砂机理及出砂预测方法讲解
第一章疏松砂岩油藏出砂机理及出砂预测方法判断油层是否出砂，对于选择合理的完井方式、对经济有效地开采油田是非常重要的。要判断生产过程中是否出砂，必须对影响出砂的因素、出砂机理、出砂预测方法的准确性有比较清楚的认识。通过室内实验和理论研究，搞清油层出砂机理和规律，制订合理的生产制度和防范措施也就显得非常有意义。
1.1油气层出砂原因
影响地层出砂的因素大体划分为三大类，即地质因素、开采因素和完井因素。第一类因素由地层和油藏性质决定（包括构造应力、沉积相、岩石颗粒大小、形状、岩矿组成，胶结物及胶结程度，流体类型及性质等），这是先天形成的，当然在开发过程中，由于生产条件的改变会对岩石和流体产生不同程度的影响，从而改善或恶化出砂程度；第二、三类因素主要是指生产条件改变对出砂的直接影响，很多是可以由人控制的，包括油层压力及生产压差，液流速度，多相流动及相对渗透率，毛细管作用，弹孔及地层损害，含水变化，生产作业及射孔工艺条件等。通过寻找这些因素与出砂之间的内在关系，可以有目的地创造良好的生产条件来避免或减缓出砂。
地层砂可以分为两种，即：骨架砂和填隙物。骨架砂一般为大颗粒的砂粒，主要成分为石英和长石等，填隙物是环绕在骨架砂周围的微细颗粒，主要成分为粘土矿物和微粒。在未打开油层之前，地层内部应力系统是平衡的；打开油层后，在近井地带，地层应力平衡状态补破坏，当岩石颗粒承受的应力超过岩石自身的抗剪或抗压强度，地层或者塑性变形或者发生坍塌。在地层流体产出时，地层砂就会被携带进入井底，造成出砂。
图1-1 炮眼周围地层受损情况
图1-1是射孔造成弱固结的砂岩破坏的示意图。射孔使炮孔周围往外岩石依次可以为分颗粒压碎、岩石重塑、塑性受损及变化较小的较小受损区。远离炮孔的A区是大范围的弹性区，其受损小，B1~B2区是一个弹塑性区，包括塑性硬化和软化，地层具有不同程度的受损，C区是一个完全损坏区，岩石经受了重新塑化，近于产生完全塑性状态
的应变。紧挨炮孔周围的岩石受到剧烈震动被压碎，一部分水泥环也受到松动损害。
从力学角度分析，这种条件下的油层出砂机理，为剪切（压缩）破坏机理，力学机理是近井地层岩石所受的剪应力超过了岩石固有的抗剪切强度。
形成剪切破坏的主要因素是油藏压力的衰减或生产压差过大，如果油藏能量得不到及时补充或注水效果或者生产压差超过岩石的强度，都会造成地层的应力平衡失稳，形成剪切破坏。
拉伸破坏是地层出砂的另一机理。在开采过程中，流体由油藏渗流至井筒，沿程会与地层颗粒产生摩擦，流速越大，摩擦力越大，施加在岩石颗粒表面的拖曳力越大，即岩石颗粒前后的压力梯度越大。图1-2为这种机理的微观模型示意图。
图1-2 拉伸破坏微观模型示意图
流体对岩石的拉伸破坏在炮眼周围是非常明显的，由于过流面积减小，流体在炮眼周围形成汇聚流，流速远大于地层内部，另外，近井地带流体易脱气，粘度增大，对岩石颗粒的拖曳力也会增加。
实际上，剪切和拉伸两种机理将同时起作用且会相互影响，受剪切破坏的地层会对流体的拖曳力更加敏感。当剪切破坏是主要机理的情况下，流体流动对携带颗粒进入到井里也是很重要的。
因为油层的射孔参数变化大，因此，井底压降与开采速度的关系具有不确定性。在一定的开采速度下，增加孔数将减小每个孔的流量，亦即降低了每个孔内的流体拖曳力。
一般来说，地层的剪切破坏是灾难性大量产砂（以吨计）的机理，而拉伸破坏则是较少灾难性的。这因为当炮孔增大后，流速梯度降低，从而使出砂程度减小，因此拉伸破坏具有“自稳定”效应。
在疏松砂岩岩油藏，地层内部存在着大量的自由微粒，微粒运移是地层出砂的另一机理。在流体流动时，微粒会在地层内部运移，直至井筒。如果这些微粒在被地层孔喉
阻挡后，会使流体渗流阻力局部增大，增大了流体对岩石的拖曳力，未被阻挡的更细微粒随流体进入井筒，造成出砂。
1.1.1地质因素
（1）构造应力的影响
由岩石力学理论可知：在疏松砂岩地层中只要完成钻井，则在井壁附近总是存在一个塑性变形地带，塑性带的稳定条件是：
βσtan 2001S p =- （1-1）
4
2πβ+=a （1-2） 式中 1σ——最大主应力，a MP ；
0p ——地层孔隙压力，a MP ；
0S ——岩石固有剪切强度，a MP ；
β——破坏角；
a ——内摩擦角。
对于疏松砂岩，一般地
M P a S 5.00≤
a =60°~65°
则（1-1）式右端≤2a MP
左端表示岩石颗粒承受的有效径向应力，可见（1-1）式左端径向应力MPa r 2>σ，则会破坏其稳定条件，使塑性半径向外扩张，即骨架结构失去平衡，开始出砂。
由于在断层附近或构造部位，原构造应力很大，已经局部破坏了原有的内部骨架（已产生局部天然节理和微裂隙），故0S 更低。换言之，这些部位是地层强度最弱的部位，也是最易出砂的部位和出砂最严重的地区。断层附近或构造顶部区域是出砂最剧烈的区域，而远离断层和构造低部位区域出砂程度相对缓和，在胜利、中原及其他油田发现相似的规律。因此，在防砂治砂过程中，对这个区域要加倍重视，采用全面合理的防范措施。
（2）颗粒胶结性质
颗粒胶结程度是影响出砂的主要因素，胶结性能是否良好又和地层埋深，胶结物种类、数量和胶结方式、颗粒尽寸形状密切相关。表示胶结程度的物理量是地层岩石强度。
一般的说：地层埋藏越深，压实作用越强，地层岩石强度越高，反之亦然，这就是浅层第三系油气藏易出砂的原因之一。
关于胶结物，主要是看其种类。钙质胶结为主的砂岩较较致密，地层强度高。而以泥质胶的砂岩较疏松，强度较低（此外泥质胶结物性能不稳定，易受外界条件干扰而破坏胶结）。胶结方式中以孔隙式胶结性能最好，其它如孔隙—接触式、接触式的胶结强度低。颗粒的大小，形状及分选性也影响胶结强度，细的分选差而带有棱角的颗粒其胶结较好（其它条件相同时），反之粗颗粒分选好的圆颗粒则表现为弱胶结。
薄片分析结果表明，如果砂岩颗粒为点接触，油层压实作用较弱，地层胶结性质直接影响了岩石颗粒固有的剪切强度（见图1—1），低的地层强度是造成地层出砂的主要内在因素。
高岭石在地层的结构中多以自由状态存在，易于运移，是地层中自由颗粒的主要组成成分，因此，地层的这一特点应在认识出砂规律和进行防砂中高度重视。
（3）流体性质
岩石的固结力还包括地层流体与颗粒之间的毛细管作用力。若含油饱和度越高，则胶结较好（其它对比条件相同），反之若含油饱和度低，则胶结程度下降。这是因为油相颗粒界面张力较大的原故。当然原油粘度也对胶结强度产生影响，稠油的毛细管作用力小于稀油。
此外，毛管作用力大小还受颗粒表面润湿性的影响。若强亲水，则易与水牢固结合，内聚力就增加。
原油性质较差，在生产中，施加在岩石颗粒上的拖曳力大，易造成出砂。
1.1.2开采因素
（1）地层压降及生产压差对出砂的影响
上履岩层压力是靠孔隙内流体压力和岩石本身的强度来平衡的。随着开采过程的进行，油藏压力一般会下降。若为衰竭势开采方式，油藏压力会急剧下降，因上履岩层压力不变，油藏压力的下降导致施加在岩石颗粒上的力越来越大，当其超过地层强度时，岩石骨架会破坏，在液体流动条件下将地层颗粒携至井底，引起出砂。
油藏压力下降对地层出砂的影响表现在：
压降过大使岩石颗粒的负荷加大，造成了岩石的剪切破坏，导致地层大量出砂；当油藏压力低于原油饱和压力后，将出现层内脱气，形成油气两相流，使地层对油相的相渗透率显著下降。此时，脱气还使原油粘度提高，两方面综合作用便增加了油流阻力（严
重时会产生气顶），欲保持产量不变，必须提高生产压差，导致出砂情况更加恶化；油层压力的下降总是伴随边、底水（或注入水）的侵入，从而在层内出现油（气）、水多相流，同样使油相渗透率急剧下降，不得不放大生产压差来维持产量，势必产生出砂加剧的后果。
（2）流速对出砂的影响
假定炮孔可简化为一圆柱和一半球的组合，炮孔的前端为圆柱状，顶端为半球状。研究表明炮孔球状顶端的流体压力梯度要比圆柱前端的流体压力梯度大，容易破坏。假设岩石遵循Mohr-Coulomb 破坏准则，得出无砂生产的极限产量为：
α
απμsin 1cos 44-=C kl q （1-3） 式中 q —流量； l —从球心到地层的距离； k —地层的渗透率； μ—流体粘度； α—内摩擦角； C —岩石的胶结强度。
对于疏松砂岩易出砂的地层，常常存在速敏问题，当油层内流体流速低于临界流速时，实验研究发现尽管也会产生微粒的运移，但是它们会在弹孔入口处自然形成“砂拱”，可以进一步阻止出砂。但是随流速的增加，砂拱尺寸不断增大，稳定程度降低（砂拱越小越稳定），当c V V =时，砂拱平衡完全被破坏，无法再形成新的砂拱，砂粒可以自由流入井筒，开始出砂。
如流速进一步增加（c V V >时），其带来的后果只能是加剧出砂。根据实验研究，在一定流速范围内，出砂量随流速线性增加。
（3）含水上升或注水对出砂的影响
含水对出砂的影响可归结为以下几方面：
（a ） 对含水上升使地层颗粒间原始的毛细管力下降，导致了地层强度的降低； （b ） 由于胶结物被水溶解，特别是一些粘土矿物，如蒙脱石等，遇水后膨胀、分散，大大降低了地层的强度；
（c ） 注水对地层的冲刷作用会导致地层强度降低。
从岩石力学的角度分析，注水后，油层强度降低是必然的。首先，注水后，含水上升，使地层原始强度降低，即地层的内聚力降低，另外，注水的反复冲刷，导致岩石发生拉伸破坏，加剧地层的出砂。
（4）地层伤害的影响
在钻井、完井、采油、作业过程中或由于工作液固相颗粒含量高，或者由于入井液
与地层流体不配伍，都会在井底附近对油层造成一定的伤害，主要伤害类型包括：弹孔及地层孔喉堵塞（固相颗粒堵塞），粘土伤害（粘土膨胀、分散和运移）、产生二次沉淀和原油乳化伤害（使原油粘度急剧增加）。
由于人井液的侵入导致井底附过地层渗透率显著下降，以及原油的乳化和近井地带含水饱和度的急剧增加，总之各种伤害恶化了地层渗流条件，增加了流动阻力，换言之，需提高生产压差才能保持相同的产量。
生产压差的增大对出砂的影响，地层损害的最终结果仍是加剧出砂。出砂又会使地层损害更严重（孔喉堵塞）这种恶性循环的后果不堪设想。所以，在油井生产的各个环节，减少或防止地层伤害的措施怎么强调也不过分（如稳定粘土、防止乳化、作业液过滤等）。要创造各种必要条件来保护油层，既有利于高产稳产，又有利于防砂。
由于地层条件及入井液情况千差万别，地层损害程度难以用定量的数学解析式加以描述，但是上述定性的结论仍对指导控砂和采油有十分积极的作用。地层伤害半径一般大于1m，这一地带是油井生产最重要的敏感地带。
（5）其它影响出砂因素
原油的粘度变化和岩石表面润湿性变化也会对出砂产生一定影响。
若油藏压力下降造成原油脱气，原油粘度增加，从而增大对岩石颗粒的剪切作用力，而胶结疏松的砂岩抗剪切强度较低，易产生剪切破坏使砂粒脱落随油流运移到井底。此外，油/水乳化（在中、低含水阶段）也使原油变稠难于流动，这容易造成出砂。稠油井往往是出砂井，粘度越高，出砂越严重。
若在油井作处理过程中，应用了不适当的某些表面活性剂，使地层原亲水表面变成亲油表面使毛细管作用由动力变成了流动阻力，加剧了出砂。
此外，对疏松油层频繁的开、关井、负压射孔和冲砂都会造成油层激动（即流动压差瞬间急剧上升）诱发大量出砂。负压射孔要优选合理的负压值。
（6）蒸汽吞吐开采对出砂的影响
蒸汽开采对地层出砂的影响是非常大的。从岩石破坏机理来看，蒸汽开采对岩石契坏作用主要表现在以下几个方面。
蒸汽的冲刷作用对岩石产生了巨大的、持续的拉伸破坏。气体有着高的线流速度，对岩石颗粒的拉伸破坏作用高于液体。
注蒸汽时的高压差对岩造成了剪切破坏，使岩石发生形变，这种破坏范围应局限在井周围。蒸汽对岩石颗粒产生溶蚀作用，降低了岩石的胶结强度。蒸汽中的水溶解了岩
石颗粒的胶结物，降低了地层的毛细管力。
1.1.3 完井因素
这里的几何形状因素包括井眼尺寸、井斜、射孔条件（方位、相位角、布孔格式和孔密、孔径等）它们与油层相连，组成了油流通道，对出砂势必产生一定的影响。
首先，井眼尺寸对出砂不会产生太大的影响，因井径的变化不会使油流阻力发生根本的变化（达西表达式中与井径的自然对数值有关）
（1）射孔孔道充填物对出砂的影响
弹孔尺寸对油流阻力会产生巨大的影响。弹孔内压降可以下式表达：
2
131.9888.0??
? ??-+=?A q l E kA q L p βρμ （1-4） 由上式，弹孔流动阻力与弹孔尺寸及孔内充填之渗透率有密切关系：弹孔内填物渗透率是决定弹孔压降的关键因素，若其渗透率高，压降就小（阻力小），若弹孔畅通无阻（K =∞）则阻力最小，若其渗透率低则强孔压降大，甚至完全堵塞（K →0）。
对疏松易出砂地层了解这一点十分重要。地层经过射孔后，由于枪弹碎片、碎屑、地层微粒总不可能完全从弹孔中清除，对弹孔总有局部堵塞（即部分弹孔不畅通），会增加流动阻力。而且弹孔压降是生产压差的最主要的组成部分（约占80%），因而采取一切有效措施来消除弹孔堵塞是十分必要的，如弹孔清洗工艺，反冲洗工艺，负压射孔工艺等，只有弹孔畅通，才有利于减缓出砂（假如油井不采取防砂措施的话）。如果采取防砂措施，疏通弹孔同样重要，因为可以向弹孔内挤入渗透率极高的充填材料——砾石，甚至为向地层内预充填提供更多的空间和畅通的流道。
（2）射孔参数对地层出砂的影响
弹孔流道面积直接影响弹孔压降，对每个弹孔而言既要提高孔径，对整个井段而言，是要增加孔密。增大孔径、提高孔密的综合效果是提高了有效流动面积，从而降低了流动阻力，也降低了流速，即在其它条件不变时，降低了生产压差，有利于减缓出砂。即使要采取防砂措施，高孔密、大孔径射孔也有利于减少因防砂而带来的产量损失。
计算表明：在孔径相同（孔径15mm ），孔密32孔/米和16孔/米的弹孔压力梯度相差2倍多，孔径变化造成的压力梯度变化大于1.7倍。
关于井斜的影响。当井斜倾角小于45°时，仍可把它当作垂直井，不会对出砂产生重大影响。只有当井斜大于45°时，对高倾角斜井，甚至水平井，由于与油层段接触面积大大增加，在保持相同的产量条件下，将使出砂减缓。这就是为什么超长的水平井（在
油层内延伸数百米）出砂轻微的原因（渗流面积可提高数十倍）于是流速很低，超过临界流速，并且在弹孔周围由于砂粒堆积形成稳定的砂拱，阻止地层进一步出砂。
关于射孔相位角，研究表时90°时最好。软件优化计算发现产能比最高（即阻力最小），这是由于地层流线以井轴为中心，相对对称，减少了流线的弯曲和收缩，阻力最低，有利于减少出砂。
螺旋布孔格式目的是减少因射孔带来的套管强度下降。
对于高倾角斜井和水平井，为减缓出砂，要求在-90°～+90°相位角范围内射孔，可减少套管上方油层出砂的可能性。
关于弹孔穿透深度，只需要突破钻井液伤害半径即可。因为疏松砂岩地层为高渗透层，没有深穿的必要，此外，过分追求孔深还会增加射孔成本费用。
1.2油层出砂机理
油井出砂通常是由于井底附过地带的岩层结构遭受破坏引起的，其中，弱固结或中等胶结砂岩油层的出砂现象较为严重。由于这类岩石胶结性差，强度低，一般在较大的生产压差下，就容易造成井底周围地层发生破坏出砂。油井出砂与油藏深度、压力、流速、地层胶结情况、压缩率和自然渗透率、流体种类和相态（油、气、水的情况）、地层性质等有直接的关系。从力学角度分析油层出砂有两个机理：既剪切破坏机理和拉伸破坏机理，前者是炮孔周围应力作用的结果，与过低的井底压力和过大的生产压差有关；后者则是开采过程中流体作用于炮孔周围地层颗粒上的拖曳力所致，与过高的开采速度或过大的流体速度有关。这两个机理相互作用，相互影响。除上述两个机理外，还有微粒运移出砂机理，包括地层中粘土颗粒的运移，因为这会导致井底周围地层的渗透率降低，从而增大流体的拖曳力，并可能诱发固相颗粒的产出。
（1）剪切破坏机理
由于井筒及射孔孔眼附近岩石所受周向应力及径向应力差过大，造成岩石剪切破坏，离井筒或射孔孔眼的距离不同，产生破坏的程度也不同，从炮眼向外可以依次分为：颗粒压碎区、岩石重塑区、塑性受损区及变化较小的未受损区。若岩石的抗剪切强度低，抵抗不住孔周围的周向、径向应力差引起的剪切破坏，井壁附近岩石将产生塑性破坏，引起出砂。
（2）拉伸破坏机理
开采时，井筒周围压力梯度及流体的摩擦携带作用下，岩石承受拉伸应力。当此力超过岩石的抗拉强度时，岩石发生拉伸剥离破坏。
一般来说，地层剪切破坏引发地层的“突发性大量出砂”，而拉伸破坏引起地层“细砂长流”。出砂使孔穴道增大，而孔穴增大又导致流速降低，从而使出砂有“趋停”趋势。因此，拉伸破坏有“自然性”效应。
1.3岩石的破坏准则
为了掌握岩石的破坏规律，预测岩石强度，从理论上对岩石的破坏特征进行了研究，提出了多种破坏准则（破坏发生的条件），在油藏出砂预测中广泛得到应用的主要有：
1）拉伸破坏准则
实验表明，岩石的抗拉强度比其抗压强度低得多，其值通常只有抗压强度的1/10～1/40。无论是单向拉伸还是处于复杂应力状态，只要岩石所受的最小有效主应力达到其抗拉强度，岩石即发生拉伸破坏，其它主应力对拉伸破坏的影响较小。拉伸破坏准则可表示为：
t σσ=3 （1-5）
式中 3σ、t σ—分别为岩石所受的最小有效主应力和岩石的抗拉强度。
2）库仑—纳维尔准则
库仑—纳维尔准则认为，岩石沿某一截面发生剪切破坏。当岩石破裂面上的剪切应力f τ等于材料本身的抗剪切强度和作用于该破裂面上的由正应力n σ引起的内摩擦力?σtg n 之和时，岩石将发生剪切破坏。即： f τ=?στtg n o + （1-6） 式中 f τ—岩石剪切破坏面的抗剪切强度；
o τ—岩石的内聚力，或固有剪切强度；
?—岩石的内摩擦角；
f t
g =ψ—岩石的内摩擦系数。
图1-3 库仑-纳维尔破坏准则
在直角坐标系中，στ-为一直线，如图1-3所示。直线的上方为破坏区。当根据
岩石内某点的应力状态所绘制的应力圆与该直线相切时，表示岩石处于剪切破坏临界状态。
库仑—纳维尔破坏准则也可用主应力来表示，剪裂面上的应力为： ασσσσσ2cos 223
13
1-++=n （1-7）
ασστ2sin 23
1-=f （1-8）
式中 α—剪切破坏面法向与主应力的夹角；
1σ、3σ—破坏时的最大、最小主应力。
3）德鲁克—普拉格准则
库仑—纳维尔准则没有考虑中间应力的影响，德鲁克—普拉格准则是在库仑和摩尔准则以及塑性力学中著名的Mises 准则的基础上扩展和推广而得到的： 112J C C J O += (1-9)
式中 )(3
13211σσσ++=J ； []
6/)()()(2132322212σσσσσσ-+-+-=J ；
式中 1J 、2J —分别为第一有效应力不变量、第二应力偏量不变量；
O C 、1C —岩石的剪切强度参数。
根据应力分析计算出1σ、2σ、3σ和1J 、2J 之后，利用式（1-9）可以判定是否达到破坏条件。 1.4出砂预测方法
预测油井是否出砂或出砂量的多少，必须研究地层的出砂临界流速及临界压差，定量分析地层的出砂程度。不同的地层其岩石力学性质是不同的，当外界因素超出了地层固有的临界参数值，地层就会遭受破坏，因此，通过实验和计算求得地层的强度参数和临界参数值，就可以进行油层出砂情况预测。
获取储层岩石的岩石力学参数的方法主要有两种：一种方法是通过测井资料获取。测井的声波、密度直接反映了储层岩石强度大小；泥质含量、井径则与地层胶结的程度密切相关。通过测井资料的处理、分析、计算，可求得岩石强度参数，如：泊松比、杨氏模量、内聚力、内摩擦角等。由测井资料求得的岩石力学参数为间接方法，属动态参数值，根据经验关系式可将其转换为静态值。但这种方法计算的岩石力学参数需与岩石
力学试验求得的参数进行对比。测井资料计算岩石力学参数的优势是其容易得到并且丰富。
目前出砂预测方法有现场观测法、经验分析法、应力分析法。应力分析法模型还不很完善，如对生产过程中孔隙压力、流体流动的摩擦力对岩石应力的影响研究的不够。目前经验分析法应用较多，然而由于经验法局限性及出砂问题的复杂性，一般用几种方法同时进行预测，以便得出比较可靠的预测结果，但一般不能预测生产参数对出砂的影响。
1.4.1现场观测法
1）岩心观察
用肉眼观察、手触摸等方法判断岩心强度，若一触即碎，或停放数日自行破裂，或可在岩心上用指甲刻痕，则该岩心为疏松、强度低，生产过程中易出砂。
2）DST 测试
如果DST （Drillstem test ）测试期间油井出砂，甚至严重出砂，油气井生产初期就可能出砂。有时DST 测试末见出砂，但仔细检验井下钻具和工具，在接箍台阶处附有砂粒，或者DST 测试完毕后，下探砂面，发现砂面上升，则该井肯定出砂。
3）临井状态
同一油气藏中，邻井在生产过程中出砂，则本井出砂的可能性就大。
4）岩石胶结物
岩石胶结物可分为易溶于水和不易溶于水两种。泥质胶结物易溶于水，当油气井含水量增加时，岩石胶结物的溶解降低了岩石的强度。当胶结物含量较低时，岩石强度主要由压实作用提供，对出水因素不敏感。
1.4.2出砂经验预测方法
出砂经验预测法主要根据岩石的物性、弹性参数及现场经验对易出砂地层进行预测，由于方法简单实用，国内外学者对此法进行了大量的研究，现将目前常用的几种经验方法综述如下。
1）声波时差法 声波时差是声波纵波沿井剖面传播速度的倒数，记为c
c V t 1=?。一些国外公司常用声波时差最低临界值来进行出砂预测，超过这一临界值生产过程中试就会出砂。c t ?以油田或区块的不同而有所变化，一般情况下，当m s t c /295μ>?时就应采取防砂措施，
有的文献把声波时差临界值定在于295～395m s /μ。
2）地层孔隙度法
孔隙度是反映地层层致密程度的一个参数，利用测井和岩心室内试验可求得孔隙度在井段纵向上的分布。一般，孔隙度大于30﹪，胶结程度差，出砂严重；孔隙度在20﹪～30﹪之间，地层出砂减缓；孔隙度小于20﹪，地层出砂轻微。
3）组合模量
组合模量法预测出砂需根据声速及密度测井资料，用下式计算岩石的弹性组合模量c E ： 281094.9c
r c t E ??=ρ （1-10） 式中 c E —岩石的组合弹性模量，a MP ；
r ρ—地层岩石的体积密度，3/cm g ；
c t ?—岩石的纵波声波时差，m s /μ。
根据以往测井资料、岩石特性及出砂分析结果，c E 值越小，地层出砂的可能性越大。美国墨西哥湾地区的作业经验表明，当410608.2?>c E 时，油气井不出砂；反之出砂。英国北海地区也采用了该值作为判断油气井出砂与否的依据。
胜利油田用此法在一些井上作过出砂预测，准确率在80%以上。在对现场大量油气井出砂统计结果分析后得出了如下结论：
①当a c MP E 4100.2?≥时，正常生产时不出砂；
②a c MP E 44100.2105.1?<
③a c MP E 4105.1?<时，正常生产时严重出砂。
4）出砂指数法
出砂指数计算方法是一项较为复杂的处理、分析、计算过程。通过对声波时差及密度测井等曲线进行数字化计算，求得不同部位的岩石强度参数，计算出油井不同部位的出砂指数。其计算公式为： G K B 3
4+= （1-11） 2)21(3s
r
t G E K ?=-=ρμ （1-12）
式中 B —出砂指数，a MP 410；
K —体积弹性模量，a MP 410；
E —杨氏模量，a MP 410；
G —切变弹性模量，a MP 410；
μ—泊松比；
s t ?—横向声波时差，ft s /μ；
ρ—岩石的密度，3/cm g 。
B 值越大，岩石的体积弹性模量K 和切变弹性模量G 之和越大，即岩石强度越大，稳定性越好，不易出砂。胜利油田大量现场实验证明，出砂的经验判别值为：
当出砂指数B 大于2×a MP 410时，在正常生产中油层不会出砂；
当出砂指数B 小于2×a MP 410但大于1.4×a MP 410时，油层轻微出砂，但油层见水后，地层出砂严重，应在生产的适当时间进行防砂；
当出砂指数B 小于1.4×a MP 410，油井生产过程中出砂量较大，应进行早期防砂。 根据测井资料，计算出的砂指数：
高232井出砂指数较大，原始地层属于不出砂范围，地层的后期出砂是压降过大，蒸汽吞吐开采造成的。
5）产层岩石坚固程度判别指数“C ”公式法
根据研究成果,垂直井井壁岩石所受的切向应力是最大张应力。对于任意角度的定向斜井，最大切向应力由下式表达：
αρμ
μαρμμcos )10(12sin )10(143)(266f f f f w f P gH P gH P P C -?-+-?--+-=-- （1-13）
图1-4 含水对出砂指数的影响
—港西14-7；—港西新14-7
根据岩石破坏理论，当岩石的最大切向应力大于其抗压强度时，将会引起岩石结构的破坏而出骨架砂。因此，垂直井的防砂判据为：
C c ≥σ （1-14）
式中 C —井壁岩石的最大切向应力，a MP ；
C σ—产层岩石的抗压强度，a MP ；
μ—岩石泊松比，小数；
f ρ—上覆岩石平均密度，3/m k
g ；
g —重力加速度，2/s m ；
H —产层中部深度，m ；
f P —原始油藏压力，a MP ；
w P —井底流压，a MP 。
如果上式成立（C c ≥σ），则表明在上述生产压差（w f P P -）下，井壁岩石是坚固的，不会引起岩石结构的破坏，可以选择不防砂的完井方式。反之，C c <σ，即岩石的抗压强度小于井壁岩石的最大切向应力，将引起岩石结构的破坏，需要采取防砂完井方式。
1.4.3 井壁应力分析法
从目前的研究结果来看，出砂作用机理主要是剪切破坏，拉伸破坏。但由于井壁附近地层的复杂性，要想得出一个准确的解析解是相当困难的。
1）裸眼井井筒附近应力分布
（1）裸眼井筒附近应力分布的一般方法
设垂向应力为中间主应力，考虑孔隙压力对岩石应力的影响，地层中任一点的应力为：
?????+--+-++-=+--+++--=θαασσασσζασθασσασσζασθ2cos )341(2)1(2)(2cos )31(2)1(2)(44222222442222r r r P P r r
r P P r h H h H f w r h H h H f w （1-15） 式中 μ—岩石的波松比；
f P —地层孔隙中流体的压力；
ζ—Biot 常数，f r c c /1-=ζ；
f c —岩石的体积压缩系数；
r c —岩石骨架的压缩系数；
α—井筒半径。
（2）考虑孔隙中流体的压力引起的附加应力地层中任一点的应力分布为：
??????????
???????????-??????----+--=-??????-+?---++--+++-=-??????--?---++--+-++=)()1(2)21)(1(2cos )(2)()1(2)21)(1(2cos )31(2)1(2)()1(2)21)(1(2cos )341(2)1(222
22244222222244
222222f w f h H v z f w f h H h H w f w f h H h H w r P P c r P P r r c r r r P P P r r c r r r r P φμμζθασσμσσφαμμζθασσασσασφαμμζθαασσασσασθ （1-16）
式中 φ—油藏岩石的孔隙度；
z σ—地层中某点的垂向应力；
v σ—地层的垂直主应力。
上式中r σ、θσ、z σ中的最后一项为流体流动的附加应力项。
2）射孔完井出砂预测方法
（1）当沿最大水平主应力H σ方向射孔时，以射孔孔眼中心线为Z 轴，可得孔眼周围地层的应力分布：
??????????
???????????-??????----+--=-??????-+?---++--+++-=-??????--?---++--+-++=)()1(2)21)(1(2cos )(2)()1(2)21)(1(2cos )31(2)1(2)()1(2)21)(1(2cos )341(2)1(222
22244222222244
222222f w f h v v z f w f h v h v w f w f h v h v w r P P c r P P r r c r r r P P P r r c r r r r P φμμζθασσμσσφαμμζθασσασσασφαμμζθαασσασσασθ （1-17） 2）当沿最小主应力方向射孔时，井壁周围的应力分布为：
??????????
???????????-??????----+--=-??????-+?---++--+++-=-??????--?---++--+-++=)()1(2)21)(1(2cos )(2)()1(2)21)(1(2cos )31(2)1(2)()1(2)21)(1(2cos )341(2)1(222
22244222222244
222222f w f v H v z f w f v H v H w f w f v H v H w r P P c r P P r r c r r r P P P r r c r r r r P φμμζθασσμσσφαμμζθασσασσασφαμμζθαασσασσασθ （1-18） 将α=r 代入上式，可得井壁上的应力分布；当12cos -=θ，即2π
θ±=时，周向应
力最大。通过计算井壁岩石各个方向的应力，当其满足岩石的强度准则时，岩石将发生破坏。
1.5 临界生产压差计算
当岩石承受的应力超过岩石固有的强度，岩石就会遭受破坏。这种应力源于以下几种原因：（1）构造应力集中，如断层活动等；（2）与原始状态相比，地层产生压降；（3）井底流压低，在近井地带形成高压差。Morita 认为在原地应力及渗流引起的附加应力场的联合作用下，炮眼周围的岩石己经进入塑性状态，但是仍具有承受载荷的能力，只有
当炮眼周围岩石的应变超过某一临界值时，炮眼才发生剪切破坏，造成出砂。他们给出了预测油井出砂的临界生产压差的公式：
????
??????????????????????????????-++++-++?+------=?+-1)64(612331221)3(223)121(23132001000max ββββββνββσννE T f B B T T P H w （1-19）
式中 -H σ—平均有效地应力，)(31νσσσσ'+'+'=-
H h H ； E 、ν—岩石的弹性模量和泊松比；
0B 、1B —分别为应变方程)(32110σσσε+++=B B c e 中岩石的材料常数，其中1σ，
2σ，3σ分别为最大、中间、和最小主应力。
11
231
6C C -=β，100231C C T -=，其中0C 、1C 为下面屈服方程中的系数；
2110J J C C f -+=，其中1J 、2J 为偏应力张量的第一、第二不变量。
1.6出砂临界流量计算
流量对地层出砂的影响主要体现在流体对地层颗粒的拉伸破坏上。当流体流动的拖曳力超出了岩石颗粒固有的抗拉强度，岩石颗粒就从母体上脱落下来，随流体进入炮眼和井眼。生产时，在一个存在差应力的应力场中，流体流动会降低剪切强度。微粒运动造成部分孔隙的堵塞所形成的表皮效应也会使压力降升高，导致在低拉伸强度的岩石中产生拉伸剥离于砂岩储层是颗粒状材料组成的，水动力拖曳力作用于挨近孔穴壁自由表面的颗粒上，能够克服周围材料加在单个颗粒或颗粒群体上的接触阻挡力（包括颗粒间的联结力和摩擦阻力）而使颗粒剥离下来。
岩石颗粒间接触的法向联结力和切向摩擦力使岩石颗粒固结在一起，这是保持孔穴稳定的力。开采时，流体向井内流动产生作用在颗粒上的内向力，单个颗粒或不稳定颗粒群体由于内外孔隙压差dp 的作用而出现拉向孔穴内的拖曳力，这两种力产生颗粒剥离的作用，只要这两种力克服了保持孔穴稳定的力，砂粒便会产出。
Bratli 应用著名的孔穴稳定理论给出了临界流量的计算公式：
βπμstg ka q 44= （1-20） 式中 24α
π
β+=；
S —岩石的粘聚力； q —流量；
a —从球心到地层的距离； k —地层的渗透率； μ—流体粘度； α—内摩擦角。
地面起砂原因及处理方法
地面起砂原因及处理方法 地面起砂是指混凝土由于某种原因导致地面起灰，不论怎么清扫都清理不干净的感觉，然后出现起皮起砂现象，严重时还会出现石子，对工作和生活带来极大的不便。因此在地面出现起砂时及时处理，就会提高地面使用寿命及降低成本。? 下面由地坪专家介绍一下混凝土起砂原因：? 1、水灰比过大：即拌合的混凝土水量大，导致混凝土表面泌水，降低混凝土表面强度。? 2、砂石料的级配不合理、含泥量高：骨料级配不合理、过细的土砂也易导致地面起砂，影响水泥的早期水化及混凝土的凝结。? 3、施工过程中的过分振捣：加剧混凝土表面的泌水，导致混凝土表面强度较低。? 4、养护不当：未能及时养护或养护不充分，暴晒或大风导致混凝土表面大量失水，表面得不到充分水化，导致强度较低。? 5、其它原因：压光时间掌握的不好、混凝土表面未达到一定的强度就上人作业、低温下施工混凝土表面受冻等。工地上常常使用界面剂搅拌水泥进行涂刮，希望将起砂部位覆盖，事实上这样不会达到预期效果，一般情况干燥后表层又会龟裂，剥落，大面积起壳。这是由于基层未处理好的原因，基层起粉，想通过覆盖达到修复的效果是完全错误的想法。? 地面起砂处理方法：
混凝土密封固化剂可以治理水泥地面起砂的问题。它的主要原理是：复杂的化学反应最终产物会堵塞、固封混凝土的结构孔隙，强度的提高带来表面硬度的提高，密实度的提高带来抗渗性的提高。减少水份流动的路径，即减少有害物质的侵入，从而大大增强了混凝土的抗化学物质的侵蚀能力。所以混凝土表面密封固化剂能带来长久的密封、坚固、耐磨、无尘的混凝土表层。? 渗透到混凝土里面的化合物与已凝结的混凝土中所含的半水化水泥，游离钙，氧化硅等物质经过一系列复杂的化学反应，产生硬质性物质，这些化合物最终会使混凝土表层的密实度提高，从而提高混凝土表层的强度、硬度、耐磨性、抗渗性等指标。 目前市面上比较火热两种地坪漆工艺：经济型环氧薄涂地坪和耐用型环氧自流平地坪漆。 环氧自流平地坪是指采用环氧树脂、固化剂、助剂、颜料、填料等涂料按照规定的配比在现场直接配比后采用自流平施工技术来施工的一种平整无缝的地坪漆。环氧地坪漆薄涂型地坪是指在施工中采用多次铺装后形成厚0.2~0.5mm的地坪涂层。环氧自流平地坪和环氧地坪漆薄涂型地坪同属于环氧地坪的应用类型，因此这两种地坪漆都拥有环氧地坪漆的性能，比如：洁净性好、防潮、防尘、表面装饰性好、颜色多样、整体成型等。? 环氧自流平地坪和环氧地坪漆薄涂型地坪的不同之处通常体现在以下几个方面，接下来把这两种地坪漆对比一下，以方便客户在挑选这两种看似相同的地坪时做参考。?
致密砂岩油藏直井体积压裂技术研究与实
致密砂岩油藏直井体积压裂技术研究与实践 林海霞 （中国石油吉林油田公司采油工艺研究院） 摘要本文借鉴国内外体积压裂理念与改造经验，在大安北扶杨和高台子油层开展了体积压裂探索研究与实践，分析了体积压裂改造机理、对储层条件的要求和在大安北致密砂岩油藏开展体积压裂改造的可行性，探索了体积压裂选井原则、压裂技术措施，在现场成功应用并取得好的改造效果和压后投产效果，为同类致密砂岩油藏改造提供了有益的借鉴。 主题词致密砂岩体积压裂滑溜水压裂扶杨油层 0.引言 吉林油田大安北地区扶杨和高台子油层储层特征为物性差（ф4.6-14%；k0.01-1.2md）、中等偏强水敏、塑性强（平均模量39366MPa，平均水平两项主应力差7.7MPa，平均泥质含量16.93%），采用常规压裂改造措施难以满足生产需求，需通过技术创新改变开发现状，这就使得直井体积压裂技术应用成为可能。 1.体积压裂作用机理 吴奇等人结合国外研究给出了“体积压裂”的定义及作用[1]。通过压裂的方式对储层实施改造，在形成一条或者多条主裂缝的同时，通过分段多簇射孔、高排量、大液量、低粘液体以及转向材料和技术的应用，实现对天然裂缝、岩石层理的沟通，以及在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝，并在次生裂缝上继续分枝形成二级次生裂缝，以此类推，尽最大可能增加改造体积，让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，将可以进行淋巴液的有效储集体“打碎”，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大，极大地提高储层整体渗透率，实现对储层在长、宽、高三维方向的全面改造，增大渗流面积及导流能力，广义的体积压裂包括以下3种模式[2]：①使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，将可以渗流的有效储层打碎，使裂缝壁面与储层基质的接触面积最大。②采用多种方法在有限的井段内增加水力裂缝条数和密度（天然裂缝也可能开启），这些裂缝累积控制的泄流面积随裂缝的条数、缝长、缝宽、缝高等因素变化而变化。③利用储层水平两向应力差与裂缝延伸净压力的关系，实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力差值与岩石抗张强度之和，形成以主缝和分支裂缝相组合的枝状裂缝。 2.实现体积压裂的条件 2.1岩石的脆性指数 储层岩性具有显著的脆性特征，是实现体积改造的物质基础。大量研究及现场试验表明：不同区域，储层岩石矿物组分差异较大，富含石英或者碳酸盐岩等脆性矿物的储层有利于产生复杂缝网，粘土矿物含量高的塑性地层不易形成复杂缝网[2]。脆性指数越高，岩石越容易形成复杂裂缝。一般来说，要形成复杂的网络系统，岩石的脆性指数要不低于50%。 目前，岩石脆性指数的计算有几种方法，一种方法是根据岩石矿物组成判断[3]，即取岩石中石英含量与岩石中石英、碳酸盐及粘土总含量的比值作为该岩石脆性指数。一般石英含量超过30%便数据库认为岩石具有较高的脆性指数。 岩石脆性指数的计算第二种方法则是根据岩石力学特性判断，由杨氏模量及泊松比计算得到。
人工砂压碎值指标试验
人工砂压碎值指标试验 一、本方法适用于测定粒级为315μm~5.00μm的人工砂的压碎指标。 二、人工砂压碎指标试验应采用下列仪器设备： （1）压力试验机，荷载300kN； （2）受压钢模：由圆筒、底盘和加压压块组成。其尺寸如下图所示： 受压钢模示意图 （3）天平——称量10Kg或1000g、感量为1g； （4）试验筛——筛孔公称直径分别为5.00mm、2.50mm、1.25mm、630μm、315μm、160μm、80μm的方孔筛各一只； （5）烘箱——温度控制范围为（105±5）℃； （6）其他——瓷盘10个，小勺2把。 三、试样制备应符合下列规定： 将缩分后的样品置于（105±5）℃的烘箱内烘干至恒量，待冷却至室温后，筛分成 5.00mm~2.50mm、2.50mm~1.25mm、1.25mm~630μm、630μm~315μm四个粒级，每级试样质量不得少于
1000g 。 四、实验步骤应符合下列规定： 1.置圆筒于地盘上，组成受压模，将一单级砂样约300g ，装入模内， 使试样距底盘面的高度约为50mm 。 2.平整钢模内试样的表面，将加压块放入圆筒内，并转动一周使之与试样均匀接触。 3.将装好试样的受压钢模置于压力机的支承板上，对准压板中心后，开动机器，以500N/s 的速度加荷。加荷至25KN 时稳荷5s 后，以同样速度卸荷。 4.取下受压模，移去加压块，倒出压过的试样并称其质量（m 0），然后用该粒级的下限筛（如砂样为公称粒级 5.0mm-2.5mm 时，则其下限筛指孔径为2.50mm 的方孔筛）进行筛分，称出该粒级试样的筛余量（m 1）。 五、人工砂的压碎指标按下式计算： 1.第i 单级砂样的压碎指标按下式计算，精确至0.1%： δi = m01m m －×100％ 式中: δi ——第i 单级砂样压碎值指标（％）； m 0 ——第i 单级试样的质量（g ）； m 1 ——第i 单级试样的压碎试验后筛余的试样质量（g ）。 以三份试样试验结果的算术平均值作为各但立即式样的测定值。
地坪起砂原因及处理方法
随着对地坪的持续使用，混凝土会出现起砂的现象，难以清扫干净，严重时还会出现石子，对日常使用造成很大不便，因此，在地坪起砂时搞清起砂原因并及时处理，可以避免后续出现的很多问题。 下面给大家介绍一下混凝土起砂原因： 1、水灰比过大：即拌合的混凝土水量大，导致混凝土表面泌水，降低混凝土表面强度。 2、砂石料的级配不合理、含泥量高：骨料级配不合理、过细的土砂也易导致地面起砂，影响水泥的早期水化及混凝土的凝结。 3、施工过程中的过分振捣：加剧混凝土表面的泌水，导致混凝土表面强度较低。 4、养护不当：未能及时养护或养护不充分，暴晒或大风导致混凝土表面大量失水，表面得不到充分水化，导致强度较低。 5、其它原因：压光时间掌握的不好、混凝土表面未达到一定的强度就上人作业、低温下施工混凝土表面受冻等。工地上常常使用界面剂搅拌水泥进行涂刮，希望将起砂部位覆盖，事实上这样不会达到预期效果，一般情况干燥后表层又会龟裂，
剥落，大面积起壳。这是由于基层未处理好的原因，基层起粉，想通过覆盖达到修复的效果是完全错误的想法。 地面起砂处理方法： 混凝土密封固化剂可以治理水泥地面起砂的问题。 它的主要原理是：复杂的化学反应最终产物会堵塞、固封混凝土的结构孔隙，强度的提高带来表面硬度的提高，密实度的提高带来抗渗性的提高。减少水份流动的路径，即减少有害物质的侵入，从而大大增强了混凝土的抗化学物质的侵蚀能力。所以混凝土表面密封固化剂能带来长久的密封、坚固、耐磨、无尘的混凝土表层。 渗透到混凝土里面的化合物与已凝结的混凝土中所含的半水化水泥，游离钙，氧化硅等物质经过一系列复杂的化学反应，产生硬质性物质，这些化合物最终会使混凝土表层的密实度提高，从而提高混凝土表层的强度、硬度、耐磨性、抗渗性等指标。
致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异
致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20世纪90年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图 1 ）。 图1中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等，2013C） 致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。
（一）储层质量 1?宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于透率小于 10%,渗O.ImD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。 致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。 2?微观 （1）孔隙结构 孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米 与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图 1-1。
非常规油气储层孔隙微观结构复杂，孔喉多小于 1 pm 。 图1-1微观孔隙形态与空间特征（据于清艳, 2015) 500 pm 毫米尺度 微岸尺度 訥米尺度
水泥地面打磨施工方法
水泥地面打磨施工方法 1、基层要求：对起砂地面进行清扫，无浮灰，保持干燥（可允许潮湿，不得有明火），缺损部位应在先进行增硬耐磨处理后用302N高强修补料修补，修补过的部位，再进行一遍增强耐磨处理。 2、增硬耐磨处理：直接喷洒或涂刷起砂处理剂，保证充分浸润吸收，30分钟内随时补充被吸引收的处理剂，保持浸润状态。一般3-4天，自然反应固化，即可达到理想效果。 3、参考用量：根据地面起砂状况，用量一般为—平方 水泥地面打磨起砂的原因 1.水灰比过大：即拌合的混凝土水量大，导致混凝土表面泌水，降低混凝土表面强度。 2.砂石料的级配不合理、含泥量高：骨料级配不合理、过细的土砂也易导致地面起砂，影响水泥的早期水化及混凝土的凝结。 3.施工过程中的过分振捣：加剧混凝土表面的泌水，导致混凝土表面强度较低。 4.养护不当：未能及时养护或养护不充分，暴晒或大风导致混凝土表面大量失水，表面得不到充分水化，导致强度较低。 5.其它原因：压光时间掌握的不好、混凝土表面未达到一定的强度就上人作业、低温下施工混凝土表面受冻等。 水泥地面打磨起砂处理办法 工地上常常使用界面剂搅拌水泥进行涂刮，希望将起砂部位覆盖，事实上这样不会达到预期效果，一般情况干燥后表层又会龟裂，剥落，大面积起壳。这是由于基层未处理好的原因，基层起粉，想通过覆盖达到修复的效果是完全错误的想法。 的[1]水泥地面起砂处理剂是专门针对混凝土起砂、起灰开发的一种新型材料，只需在混凝土表面进行涂刷即可处理起砂。 水泥地面打磨处理剂 产品特点 1、耐磨增硬：有效提高地面耐磨性，防止并根治起砂疏松混凝土，有效提高混凝土的硬度、密度； 2、密封防尘：渗入混凝土内部进行深层密封，延长混凝土地面寿命，使地面更易于清理和维护。 产品性能 工程师A5混凝土硬化剂是由1#料（无色透明，用于增硬处理）和2#料（白色乳液，用于耐磨处理）组成； 无毒、无味、绿色环保，通过与混凝土渗透产生化学反应，形成致密结晶体。施工简便，只需喷洒和涂刷即可达到理想的耐磨、增硬、增亮效果； 渗透固化：有效渗透1~20mm，与混凝土中的物质产生化学反应，形成致密整体；抗压强度提高40%，有效提高硬度、密度； 增亮抗渗：使增硬后的地面具有光泽，感观效果好，防止水分油污渗入混凝土内部。
致密砂岩油气成藏机理
致密砂岩油气成藏机理 摘要：致密砂岩油气储量丰富、可采资源量可信度高，已成为我国非常规油气勘探开发的首选领域。 关键字：致密砂岩油气成藏条件生储盖组合成藏过程 0 引言 随着常规油气勘探开发程度的不断提高，油气勘探开发领域从常规油气向非常规油气跨越，是石油工业发展的必然趋势（邹才能等，2012）。非常规油气资源量巨大，全球非常规石油资源规模达4495×108t，全球非常规天然气资源规模达3921×1012m3，是常规天然气资源的8倍（邹才能等，2012）。近年来，国内外非常规油气的勘探开发取得了重大突破。美国已发现的储量排名前100的气藏中有58个是致密砂岩气藏（Baihly，et al，2009）；我国2010年底共发现储量大于1000×108m3的大气田18个，其中9个为致密砂岩大气田，总探明地质储量25777.9×108m3，占18个大气田的53.5%（戴金星等，2012）。美国圣胡安盆地向斜轴部白垩系致密砂岩气田可采储量为7079×108m3（Bruce et al，2006）；Bakken 致密油含油面积7×104km2，资源量达到566×108t，可采资源量68×108t（USGS，2008）；Eagle Ford致密油含油面积约4×104km2、目前产油量为560t/d（Lucas et al，2010）。2011年苏里格致密砂岩大气区实现探明储量超3.0×1012m3，四川盆地须家河组致密砂岩大气区发现三级储量1.0×1012m3；鄂尔多斯盆地晚三叠世仅长6、长7段致密油资源量达20×108t以上，四川盆地侏罗系致密油探明地质储量8118×104t（邹才能等，2012）。 致密油气作为非常规油气的重要组成部分，以其储量丰富、分布范围广、可采资源量可信度高、相关技术理论研究早、发展迅速等诸多优点已成为中国近期非常规油气首选的重要勘探领域（戴金星等，2012；贾承造等，2012；邹才能等，2012）。截止目前统计数据表明，我国致密气地质资源量为（17.4-25.1）×1012m3，可采资源量为（8.8-12.1）×1012m3；已形成鄂尔多斯盆地与四川盆地致密气现实区，松辽盆地、渤海湾盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地5个致密气潜力区（如图1）。截至2010年底，中国致密砂岩气的探明储量30109.2×108 m3，占全国天然气总探明储量的39.2%，致密砂岩气产量为232.96×108 m3，占全国天然气总产量的24.6%（戴金星，2012），预测2015年中国致密气产量将达到（300-400）×108m3，2020年产量将达到（500-600）×108m3。我国致密油地质资
第一章疏松砂岩油藏出砂机理及出砂预测方法
第一章疏松砂岩油藏出砂机理及出砂预测方法判断油层是否出砂，对于选择合理的完井方式、对经济有效地开采油田是非常重要的。要判断生产过程中是否出砂，必须对影响出砂的因素、出砂机理、出砂预测方法的准确性有比较清楚的认识。通过室内实验和理论研究，搞清油层出砂机理和规律，制订合理的生产制度和防范措施也就显得非常有意义。 1.1油气层出砂原因 影响地层出砂的因素大体划分为三大类，即地质因素、开采因素和完井因素。第一类因素由地层和油藏性质决定（包括构造应力、沉积相、岩石颗粒大小、形状、岩矿组成，胶结物及胶结程度，流体类型及性质等），这是先天形成的，当然在开发过程中，由于生产条件的改变会对岩石和流体产生不同程度的影响，从而改善或恶化出砂程度；第二、三类因素主要是指生产条件改变对出砂的直接影响，很多是可以由人控制的，包括油层压力及生产压差，液流速度，多相流动及相对渗透率，毛细管作用，弹孔及地层损害，含水变化，生产作业及射孔工艺条件等。通过寻找这些因素与出砂之间的内在关系，可以有目的地创造良好的生产条件来避免或减缓出砂。 地层砂可以分为两种，即：骨架砂和填隙物。骨架砂一般为大颗粒的砂粒，主要成分为石英和长石等，填隙物是环绕在骨架砂周围的微细颗粒，主要成分为粘土矿物和微粒。在未打开油层之前，地层内部应力系统是平衡的；打开油层后，在近井地带，地层应力平衡状态补破坏，当岩石颗粒承受的应力超过岩石自身的抗剪或抗压强度，地层或者塑性变形或者发生坍塌。在地层流体产出时，地层砂就会被携带进入井底，造成出砂。 图1-1 炮眼周围地层受损情况 图1-1是射孔造成弱固结的砂岩破坏的示意图。射孔使炮孔周围往外岩石依次可以为分颗粒压碎、岩石重塑、塑性受损及变化较小的较小受损区。远离炮孔的A区是大范围的弹性区，其受损小，B1~B2区是一个弹塑性区，包括塑性硬化和软化，地层具有不同程度的受损，C区是一个完全损坏区，岩石经受了重新塑化，近于产生完全塑性状态
混凝土路面起砂处理方案
混凝土路面起砂处理方案 混凝土路面被雨淋了翻砂，水泥道路养护不到位起砂掉水泥粉，乡村公路冬季施工受冻了质量不合格，都可以用永固路桥水泥路面修补料来补救，这是目前解决新的混凝土路面起砂起灰好办法。 混泥土表面翻沙、掉粉、起灰的主要原因是在施工过程中混凝土泌水等因素，造成混泥土表层水灰比过大，虽然这时水泥水化比较充分，但表层结构疏松，强度太低或没有强度所致。当然，混凝土表层结构疏松、强度偏低的原因也可能是混凝土养护不当，施工早期水分散失过快，形成大量的水孔，表层的水泥得不到足够的水分进行水化而导致。 一、新铺的水泥混凝土路面起沙起灰翻沙处理需要考虑的因素： 新施工混凝土路面起砂的处理相对于普通水泥地面起砂处理，还需要考虑到以下特殊情况： 1、混凝土路面一般是处于露天环境，长期经受日晒雨淋； 2、混凝土路面一般要承受各类车辆频繁行走，尤其是一些重型车辆。 二、建议采用永固路桥水泥路面修补材料修补混凝土路面起砂 1、划线、标识 选定需要修补的区域，并做好标记标识。 2、清理 先将空鼓、脱皮、细微裂缝（≤1mm）、起砂、露石子、啃边等部位的松动部分剔除掉，对低于1-3mm的部位、过于平整的部位、有油污的部位要进行拉毛处理，拉毛方法采用专业拉毛设备或人工用尖锤敲击,或用钢刷清理均可（根据实际情况也可直接用高压水枪直接冲刷清理）。 3、清扫/冲刷 将修补区域内的泥土、碎石等杂物清扫干净后用高压风枪吹干净、再用高压水枪彻底冲刷干净，冲刷时应从路面的高处向低处依次冲刷,应将泥浆冲出作业面并防止污水回流。
4、湿润 用水洗刷干净后，应将水保留在作业面一段时间，将作业面充分润透，直到不再冒气泡为止。 5、搅拌 等待所有施工工序和施工工具充分准备完毕后方可进行搅拌，将永固路桥表层型水泥路面修补材料与水混合搅拌（根据施工经验，搅拌时应先加水再加修补料易于搅拌）。水灰比为0.15-0.17（水：修补料=0.15-0.17），但根据修补部位不同，对稀释度不同要求时可调整加水量，但加水量必须控制在0.15—0.17之间，不许泌水。用立式搅拌机或电钻搅拌时须充分搅拌均匀，观察无干粉球和气泡，如果仍有干粉球和气泡，可静止一分钟后再搅拌，搅拌时间在3-5分钟左右为宜，但也不宜时间过长，防止在搅拌桶内凝固(。注意控制好水灰比，搅拌好的修补料不得泌水。 6、铺装 为防止铺装材料污染与修补区域相邻的部位，先用胶带把需要保护的区域隔离开后，再将搅拌好的修补材料倒入需修补的操作面内，立即用刮尺赶平(注意：修补前操作面内不能有明水),再用大号的抹子辅助收光，控制标高做到平整度一致，抹面时严禁在修补材料表面洒水或用泥抹沾水抹面收光，避免出现表面泌水、降低强度。修补料操作时间控制在30分钟内（注意：初凝后不得二次收光；0℃以下不得施工）。 7、压纹 铺装好的表层修补料在刚初凝时立即用刻纹滚筒压出深度为0.5-1mm的防滑槽或用塑料刷拉毛（根据原有路面实际道路情况而定）。依据是观察表层刚风干无浆液为宜。（根据天气情况） 8、清理 施工完成后应及时清理施工现场，尤其是要及时清除混凝土拌合物凝固的结块，特别是搅拌材料的搅拌器械、施工工具及地面，避免因修补材料粘接造成不必要的损失。 9、切缝、养护 修补完成终凝1小时后，在原有伸缩缝位置重新切缝（切缝深度6-8cm），切缝前先弹好墨线，保证切缝线平直和缝隙的美观。在一般情况下不得破坏原有路面切缝位
出砂基础知识
第一节概述 石油工业中，油井生产出砂(sand production)是个普遍性问题，而且油井生产出砂问题的研究十分困难，原因是： ①无法直接观测出砂过程。油田开发在地层深处进行，在地面无法直接观测； ②岩石力学性质(rock mechanical properties)复杂。地层岩石的力学性质可能在较大范围内变化，地层深部取心不但花费昂贵，而且也有一定的偶然性、局限性，如地层深部的含水率、温度和压力条件在地面上难以保持，而这些因素对地层岩石的力学性质有很大影响； ③储层条件复杂。随着生产的进行和各种增产措施的实施，使储层变得十分复杂，这也给研究出砂机理带来困难。 ④油井出砂影响因素多。油井出砂受许多复杂因素的影响，如；地质条件、岩石力学性质、生产参数等； 在一口井最终完成之前以及在其生产过程中，准确地预测其是否出砂是至关重要的，因为无论采取何种防砂(sand control)措施费用都会很高，所以不必要的采取防砂措施，不仅使生产费用增加，而且污染油气层，降低生产效率。 但是对那些因出砂而被放弃或不能继续开发的井，采取防砂措施又是使油井成为有开采价值的唯一方法。 第二节油井出砂的过程及危害 一、油井出砂的基本过程 地层砂可分为两种：充填（松散）砂和骨架砂(framework sand)。 当流体的流速达到一定值时，首先使得充填于油层孔道中的未胶结的砂粒发生移动，油井开始出砂，这类充填砂的流出是不可避免的，而且起到疏通地层孔隙通道的作用；反之，如果这些充填砂留在地层中，有可能堵塞地层孔隙，造成渗透率下降，产量降低。因此充填砂不是防治的对象。 当流速和生产压差达到某一数值时，岩石所受的应力达到或超过它的强度，造成岩石结构损坏，使骨架砂变成松散砂，被流体带走，引起油井大量出砂。防砂的主要对象就是骨架砂，上述情况是在生产过程中应尽量避免的。 根据以上情况可以把油井出砂过程分为两个阶段： 第一阶段是由骨架砂变成自由砂，这是导致出砂的必要条件； 对于出砂的该阶段来说，应力因素：如井眼压力(borehole pressure)、原地应力状态(in site stresses state)及岩石强度(rock strength)等是影响出砂的主要因素。 第二阶段是自由砂的运移。 要运移由于剪切破坏而形成的松散砂，液力因素是主要影响因素：如流速、渗透率(permeability)、粘度以及两相或三相流动的相对渗透率等的作用等。 生产过程中，只要满足以上两方面条件，油井就会出砂。 因此，对于具有一定胶结强度(cementation strength)的地层而言，要实现有效的防砂(sand control)，首先要防止地层发生破坏，即不让出砂的必要条件得到满足，这主要通过控制应力因素：如保持储层压力、减小生产压差(draw-down)等来实现。 但是，随着生产的进行，储层压力衰减，岩石强度降低都是必然要发生的，那么，岩石不可避免要发生破坏。这样，过程就由出砂的第一阶段过渡到第二阶段，这时主要通过控制流速来阻止自由砂的运移达到防砂(sand control)的目的，即控制产量（流速）。 同样，对于弱胶结和未胶结储层而言，出砂第一阶段的条件很容易满足，这样防砂(sand control)的关键在于不让出砂第二阶段所需要的条件得到满足，即可通过控制流速和生产压差来达到防砂的目的。 二、出砂的危害
油井出砂和出砂油井的采油方法
油井出砂和出砂油井的采油方法 油井在生产过程中，有些油井在产油的同时，往往会有地层的砂子随油产出，石油工作者称此为油井出砂。凡是出砂的油井其产油层都是砂岩。砂岩是由砂粒经粘土、碳酸钙及其他物质在高温高压下粘结而成的岩石。易出砂的砂岩一般都成岩差，胶结强度低，地下产出油的拖曳力就足以破坏砂粒之间的粘结，使砂子随油流出。还有，易出砂的地层，粘结砂粒的主要成分之一是粘土，一但油井见水，粘土易膨胀，岩石受到破坏，油井出砂将更为严重。 油井生产过程中，地层产出的砂如果不能全部被带至地面，部分砂会沉入井底，日积月累，将会砂埋油层，致使油井停产。因此对这类井必须采用特殊的采油方法。目前成熟的方法有两种，一种是防砂采油，即用人工方法将砂阻隔在油井以外，不让油井出砂，其专业用语叫防砂；另一种方法是排砂采油，即不控制地让地层在生产过程中自然出砂，并使地层产出的砂随油流采至地面进行处理。 目前使用范围最广的是防砂采油。防砂的方法很多，归纳起来为两大类：一类是化学防砂，指用化学方法，向地层挤注可使地层砂粘结在一起的各种液体化学物质，在井筒周围形成一道坚固的人工井壁，将可移动的砂阻隔在油井以外。新形成的人工井壁有比地层大得多的强度，可抗住油流的冲刷，从而达到防止地层出砂的目的；另一类方法为机械防砂，这一方法是在油层部位设置一个可挡住地层砂通过的网状工具，通常使用绕丝筛管，并在工具以外填充砾石，见砾石充填防砂示意图。这些工具耐冲刷强度远大于地层，又有着允许油通过的极好能力，可达到防砂采油的目的。最近几年又发展了一种压裂防砂工艺，这种方法将压裂和防砂相结合，不但可防止油井出砂还可提高油井产量。 排砂采油：排砂采油的关键是采用耐砂磨的抽油泵，让油井以最大能力产油，将地层产出砂带至地面。有资料报道，一口井在生产期出砂可达千方以上，大量砂的采出，使近井地带油流通道增大，原油产量可数倍于防砂采油（见防砂采油和排砂采油日产对比表）。 排砂采油初期，油井出砂有个上升期，然后就逐渐降低，然后维持在一个轻微出砂情况下生产。实践证明，排砂采油效益不错，所以世界上已有数千口井改变了防砂采油的作法，采用了排砂采油。由于该技术是新发展起来的，暴露的问题还有待进一步解决，如地层大量出砂后，易于引起油井套管变形，影响油井寿命，若将这一问题解决好，该技术将更富有挑战性。
浅论疏松砂岩长效防砂优化技术
浅论疏松砂岩长效防砂优化技术 发表时间：2019-09-04T16:13:41.760Z 来源：《工程管理前沿》2019年第13期作者：封旭 [导读] 合理确定挡砂精度或选择防砂方式，对疏松砂岩油藏快速、高效的开发有广泛借鉴作用。 胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司 摘要：近年来加强油藏适应性及热采工艺技术配套，形成筛管砾石充填为主导工艺的防砂模式。但近1/4井防砂后产量下降快，防砂周期短，现场解剖发现防砂管堵塞及出砂现象均存在，导致这种情况的原因是砾石设计不合理。合理的砾石设计，应保证有好的防砂效果，必须使砾石层本身有高的渗流能力，以保证油井有高的产量。影响砾石层渗流能力的因素包括砾石尺寸、砾石粒度均匀、圆度、球度以及地层中进入砾石层中的砂粒和粘土。通过研究砾石直径、砾石层厚度、粘土含量对砾石层渗流能力的影响，筛选出具有好的防砂效果和高的渗流能力的防砂砾石显得尤为必要。合理确定挡砂精度或选择防砂方式，对疏松砂岩油藏快速、高效的开发有广泛借鉴作用。 关键词：油田开发；疏松砂岩；挡砂精度；防砂方式；参数匹配 油田位于构造是一比较完整背斜，稠油区位于背斜构造侧翼。由于油层胶结疏松，开采过程中油井出砂严重，防砂是热采井生产需解决的最突出的矛盾之一。疏松砂岩油层出砂程度加剧、治砂难度大，通过开展油水井后期长效防砂技术优化研究及应用。主体工艺优选、油层保护、技术参数匹配和施工过程的实时监测等措施，实现了防砂有效期的延长和出砂井产能的稳定。疏松砂岩油藏分布较广，在开采中占有重要地位，采用筛管完井防砂，往往由于泥质含量高而导致产能下降严重，一般认为，粘土含量小于5%时防砂筛管都不容易堵塞，高于10%时，致密过滤结构的筛管不适合使用。 1 目前所用的充填材料 有复合陶粒砂、固结剂、包覆石英砂等，各类充填材料的渗透率及各出砂油田的地层渗透率见表1： 曲线可以看出，当 Kg/Kf ＜100时PR随着 Kg/Kf 的增大而明显上升，当图1砾石与地层渗透率比值对产能比的影响＞100后 PR 上升趋势变得缓慢，因此一般取Kg/Kf ＞100便可满足防砂后产能保持的需要。 1.2 工艺优选 严重出砂油田的地层渗透率在1μｍ2左右，由以上图、表中数据对比可以看出，石英砂与地层的渗透率比值大于100最有利于防后产量的保持，因此充填材料优选石英砂砾石，同时为了炮眼充填的稳定和防止充填砂的回流，最终优选机械筛管（割缝管）＋砾石充填工艺为油田防砂的主体技术。 2砾石注入充填方式的优化和技术参数匹配 2.1 砾石阶梯式注入充填方式 研究表明：在径向流状态原油呈放射状自远处渗流到井底的过程中，越靠近井壁，压力梯度越大，原油流动阻力大部分消耗在近井地带，从而使近井地带压降变化较大，井壁周围的压力变化曲线呈一个陡峭的漏斗状。
机制砂的压碎指标对混凝土抗压强度的影响【最新版】
机制砂的压碎指标对混凝土抗压强度的影响 机制砂是由机械破碎、筛分制成的，粒径小于4.75mm的岩石颗粒，但不包括软质岩、风化岩石的颗粒。机制砂的坚固性采用压碎指标法进行试验，是为机制砂的压碎指标。 《建筑用砂》GB/T14684-2011(以下简称国标)规定: 说明:Ⅰ类(20%)宜用于强度等级大于C60的混凝土;Ⅱ类(25%)宜用于强度等级C30~C60及抗冻、抗渗或其他要求的混凝土;Ⅲ类(30%)宜用于强度等级小于C30的混凝土。《普通混凝土用砂、石质量及检验方法标准》JGJ52-2006规定:机制砂的总压碎指标值应小于30%。那么，机制砂的压碎指标对混凝土的抗压强度有着怎样的影响呢?我们试验如下: 1.试验原材料 水泥:海鑫P·S32.5矿渣硅酸盐水泥。矿粉:彤阳S105级矿渣粉。 粉煤灰:河津Ⅱ级粉煤灰。 砂1:河底机制砂，Ⅱ区中砂，颗粒级配基本符合规定;石粉含
量:4.0%;压碎指标值:17.9%(Ⅰ类砂);总压碎指标值:14.7%。 砂2:裴社机制砂，Ⅱ区中砂，颗粒级配基本符合规定;石粉含量:3.8%;压碎指标值:22.7%(Ⅱ类砂);总压碎指标值:20.3%。 砂3:侯马机制砂，Ⅱ区中砂，颖粒级配基本符合规定;石粉含量:2.6%;压碎指标值:28.5%(Ⅲ类砂);总压碎指标值:22.1%。 碎石:岭西东碎石，5mm~31.5mm连续级配。外加剂:泵送剂; 减水率:20%以上;凝结时间:12小时~14小时。 2.试验及试验结果。 配合比(1~6)如下:分别选用砂1、砂2、砂3，试验结果如下:
3.试验结论 对C60等高强度等级的混凝土来说，随着所用机制砂压碎指标值的降低，混凝土的28天抗压强度值亦相应降低。配合比1和配合比3的28天抗压强度值相差竟然高达5.4MPa。 对C30等低强度等级的混凝土来说，随着所用机制砂压碎指标值的降低，混凝土的28天抗压强度值无明显变化。配合比4和配合比6的28天抗压强度值相差仅为0.7Mpa。 《普通混凝土用砂、石质量及检验方法标准》条文说明有:“经试验证明，中、低强度等级混凝土的强度不受压碎指标的影响，机制砂的压碎指标对高强度等级混凝土抗冻性无显著影响，但导致耐磨性明显下降，因此将压碎指标值定为30%。” “规定采用4个粒级的筛分分别进行压碎，然后将四级砂样进行总的压碎指标值计算。试验证明5mm~10mm颗粒级的压碎指标比其他粒级要明显大，总的趋势是粒径越大压碎指标越小。 鉴于砂的定义，公称粒径4.75mm以下的颗粒为砂，所以取公称粒径 4.75mm以下的颗粒分成公称粒径 4.75mm~2.36mm、2.36mm~1.18mm、1.18mm~600μm、600μm~300μm4个粒级。”
住宅楼项目地下室地坪起砂维修方案
香樟林10-12#楼地下室地坪起砂维修方案 一、现状及原因分析 香樟林10-12#楼地下室车库地面原设计采用200㎜厚C25细石混凝土地面。经过2年多的使用后，发现车库公共车道出现大面积的起砂质量缺陷，面积约为630㎡。经过现场查看，造成地面起砂主要原因分析如下： 1、设计原因，200㎜厚C25细石混凝土作为车库地面，强度不足，不足已支撑地面的长期使用。合理设置硬化保护层是有必要的。 2、公共车道，使用频率高，地面长期处于碾压状态，地面很容易遭到破坏。 二、时间安排 待方案确定后15天内施工完毕。 三、人员安排 请专业的混凝土固化剂硬化地面队伍进行施工，现场负责工长方世汉。 四、施工部署 因维修的为地下公共车道，为防止因施工而影响交通，采用分块维修措施。整体部署为：先里后外，最后是车库出入口。 五、维修量确定 维修部位及面积由施工方、监理及甲方在现场确认。具体详后附图。 六、维修方案 项目拟采用将起砂部位铲除后，做混凝土固化剂硬化地面的维修方案。 七、施工工艺 （一）施工准备 1）清理掉混凝土地面上的污物（例如水泥渣、油漆块、垃圾、灰尘等）。 2）毛糙地面先要使用地面磨光机处理面层。 3）修补大的裂缝以减少耗量。 4）准备好施工工具：低压喷涂设备、滚筒刷、毛刷或地板刷。 5）计算材料的用量：
（二）打磨地面 1、选用轻型打磨机安装刚玉砂布打磨地面1~2遍。 2、根据地面情况选用不同目的砂布打磨地面，使地面平整无坑。 （三）起砂地面处理剂材料施工 1、施工伊始，技术人员要对地面进行全面勘查，对于有松动、空鼓的地面要剔除，并清理干净。 2、安排好工人，首先对地面进行清理，用细软笤帚清扫地面。同时将1号材料按照1瓶材料1瓶水的比例稀释材料好备用。 3、对已清理干净的地面，直接泼洒稀释好的地面起砂处理剂1号材料，让其充分润湿地面30分钟，有渗干较快的地方要随时补充泼洒材料，有汪聚材料的地方及时赶开。 4、30分钟后对有汪聚材料的地方及时赶开。表面发粘的地方洒水清洗，用拖布吸干或者赶到别处。 5、自然干燥4-8小时(具体时间按现场情况掌握)，等地面干燥至发白后，第二次施工地面起沙处理剂1号材料，施工方法跟第一次相同，保持地面充分湿润30分钟。 6、24小时候后，对地面进行打磨抛光，具体施工参考地面抛光方案。 7、抛光完成等地面干燥1-2天后，用滚筒涂刷地面起沙处理剂2号料，48小时后投入使用。 八、验收标准 施工完成后，由施工方通知监理及甲方共同验收。验收标准如下： 1、处理范围：是否对车道起砂部分均进行了处理； 2、整体观感：地面整体平整、光洁，无裂缝，无起砂； 3、硬度要求：有足够的硬度，用钥匙刮不会留下明显印记； 4、使用功能：处理后地面不会被刮破、剥落或易印上轮胎的痕迹。 5、地面容易清扫干净，无脱落粉尘。 九、安全措施 1、保证良好的通风，施工人员佩戴防护用具，避免吸入漆雾，沾染皮肤、眼睛，如有漆料溅入眼睛，应立即用清水冲洗并及时就医。
致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异
致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异 随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20 世纪90 年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图1）。 图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等，2013C）致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。
（一）储层质量 1.宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。 致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。 表1-1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 2.微观 （1）孔隙结构 孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图1-1。 图1-1 微观孔隙形态与空间特征（据于清艳，2015）
混凝土用机制砂石料质量标准及检测方法
混凝土用机制砂石料质量标准及检测方 法 混凝土用机制砂石料质量标准及检测方法 2011年05月13日 人工砂在生产过程中，不可避免地要产生一定量的石粉。一些人将人 工砂混凝土的大用水量归咎于石粉，认为石粉对混凝土是有害的，其实这是错 误的。人工砂尖锐的颗粒形状对混凝土和砂浆的和易性是很不利的，尤其是强 度等级低的混凝土和砂浆的和易性很差，而适量石粉的存在便弥补了这一缺陷。我们应该改进对石粉的认识，更好地利用其配制良好的混凝土和砂浆。 石粉的定义标准石粉的定义是：加工前经除土处理，加工后形成粒径 小于75μm，其矿物质组成和化学成分与被加工母岩相同的物质。GB/T14648-1993将0.08mm以下颗粒含量划分为“泥”，这一方法用于天然砂尚可，石粉 的粒径虽然小于0.08mm，但是石粉与天然砂中的泥成分不同，粒径分布不同， 起到的作用也不同，天然砂中的泥土对混凝土和砂浆是有害的，必须控制其含量，而适量的石粉对混凝土和砂浆是有利的，人工砂在开采和生产过程中由于 各种因素或多或少会掺入泥土，而这又是目测和传统含泥量检测所不能区分的，国外许多国家都用亚甲蓝实验评定黏土成分含量，我国新标准中也特别规定了 测人工砂石粉含量必须先进行亚甲蓝MB值的检验或快速检验，这样就避免了因人工砂石粉泥土含量过高而给混凝土及水泥制品带来的负作用。干法机制砂中石粉的作用机理混凝土中若存在大量的孔隙，这对于混凝土的强度发展、抗冻、抗渗等方面是不利的。石粉不具有活性，但是石粉的粒径一般在75μm以下， 从而具有微集料填充效果。在人工砂混凝土中，石粉填充了其中的孔隙，可以 较明显改善混凝土的孔隙特征，改善浆——集料界面结构。资料表明，石粉在 水泥水化过程中起到一定的晶核作用，诱导水泥的水化产物析晶，加速水泥水化，并参加水泥的水化反应，生成水化碳铝酸钙，并阻止钙矾石向单硫型的水 化硫铝酸钙转化。而粒径在0.08mm以下的石粉可以与水泥熟料生成水化碳铝酸钙，从而导致混凝土晶相会有不同程度的改变，提高水泥水化产物的结晶化程
油井出砂的危害及防砂技术
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/b112022432.html, 油井出砂的危害及防砂技术 作者：石磊 来源：《中国科技博览》2016年第28期 [摘 ;要]现阶段，随着我国科学技术水平的不断提高，对于整个油井出砂防砂技术提出了 更高的要求。本文针对目前油井出砂防砂技术的现状以及存在问题，提出几点有效的措施和建议，从而提高整个油井出砂防砂技术的质量和水平。 [关键词]油井出砂;存在问题;防砂技术;有效策略 中图分类号：TE358.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）28-0029-01 就目前而言，我国油井出砂防砂技术虽然得到了一定的发展，并且有了实质性的突破，但是在实际应用的过程中，仍然存在诸多难以解决的问题，这就需要广泛应用石油井出砂防砂技术，从而优化整个油田的效果。 一、油井出砂防砂技术概述 传统的油田石油钻井设备主要是会出现崩塌等问题，严重者还会导致整个工程无法正常平稳的运转，从而导致其出现严重的施工问题，但是如果使用配套的石油钻井机器和钻具能够进一步优化整个油田石油施工的质量和水平，增强整个石油施工的效果。 （一）技术准备 就一般油井出砂防砂技术而言其原理就是将动力传递给防砂设备然后再将动力传递给机械部分，结合相关套管书将钻井和下套管二者有机结合，这样才能够弥补其中的缺点，发挥其优势，与此同时，在这个过程中还能将这种技术应用于整个施工的过程中，确保整个防砂技术的安全性和稳定性，在这个过程中需要将液压装置与控制开关二者进行调整，从而优化整个油井出砂防砂技术应用效果。 （二）技术施工 在整个技术施工部分主要是为了能够实现油井出砂防砂技术优势，将防砂设备放下然后在下面安放一个连接的装置，将其二者进行螺旋装置，在连接的部分增加一个锁紧设备，这样能够将其进行固定，从而实现连接装置安装轴将二者有机和结合，能够防止出现不必要的设备损伤，这也是整个油井出砂防砂技术应用的关键和核心。 （三）技术应用
致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异
致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发得地质主控因素差异 随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸,非常规油气得勘探与研究日益受到重视。20 世纪９0年代以来,中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念、油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展得新趋向(图1)、 图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图(据邹才能等,２01３C) 致密油就是一种重要得非常规资源,就是指夹在或紧邻优质生油系得致密储层中,未经过大规模长距离运移而形成得石油聚集,就是与生油岩系共生或紧邻得石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异,导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异,本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析、 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主,微观孔喉结构复杂,决定了其低孔低渗得储集特征,控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。
(一)储层质量 １、宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主,导致其储层致密物性较差,一般孔隙度小于10%,渗透率小于０。1ｍD,而常规砂岩储层物性相对较好,如表１-１、 致密砂岩油藏储层总体致密就是其与常规油气储层得最大区别。 表１－1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 致密储层常规储层 ?纳米级孔喉系统导致储集 层致密、物性差,一般孔隙 度小于1０％, ?渗透率小于０.1mD ?孔隙度 特高孔隙度≥30％ 高孔隙度３0％～２5% 中孔隙度２5％~１5% 低孔隙度１5%~１0% ?渗透率 特高渗≥2000mD、高渗2０00～５00mＤ 中渗500~5０mＤ、低渗50～10mＤ 特低渗小于1０mD 2。微观 (1)孔隙结构 孔隙结构:岩石中所具有得孔隙与喉道得几何形状、大小、分布及其相互连通得关系。微米与纳米尺度就是通过扫描电镜与微—纳米CT扫描可以识别得微观孔隙形态与空间特征,如图1-1、 图1—1 微观孔隙形态与空间特征(据于清艳,2０1５)