P油田出砂规律及防砂对策研究报告 - 图文

Palogue油田出砂规律及防砂对策研究

一、Palogue油田概述

根据对苏丹Palogue油田的地质及FDP研究，现将该油田的基本情况和数据整理如下，并作为本课题研究的基础。

油田面积: 27.25 Km2（P2, Y+S层）； 地质储量：2234 MMB (P1), 233.5 MMB(P2)；

主力油层：Yabus Ⅲ，Ⅳ，Ⅴ，Ⅵ 层 和SamaaⅠ,Ⅱ,Ⅲ, Ⅳ层,属于第三系古新世；

油藏类型：YabusⅢ～SamaaⅡ为边水油藏（有断层分割），SamaaⅢ～Ⅳ为巨大水体的底水油藏；

构造剖面：从Fal-2井向东、向西逐渐变低，且西翼倾角更缓，向西南和向北逐渐变低，且南翼更缓，地层倾角6°～ 12°；

沉积相：Yabus为蛇状河，Samaa为辫状河；

井网/井距：正方形井网（2套），800×800 m, Yabus:垂直井； Samaa：水平井；

开发井数：81口（其中——直井77口，水平井4口）； 开发方式：初期 —— 衰竭式开采，1.5年后注水开发； 初期单井配产：Yabus : 2800 bopd, Samaa :1200 bopd； 采油指数 Yabus:0.404 bopd/psi/m, Samaa :0.18 bopd/psi/m； 合理生产压差 Ya ：1.17 MPa, Sa : 1.58 MPa； 临界生产压差 Ya : 1.38 MPa，Sa : 2.0 MPa； 完井方式: Yabus直井，7in套管射孔完成； Samaa 水平井，割缝衬管完成（7in）； 射孔及割缝参数：

孔密16孔/m，孔径（9～12）mm, 孔深 ≥ 500mm，相位角90度，127枪，SDP43RDX-5-127弹，右螺旋线布孔；射孔液（2%～3%）KCl,射孔负压差≤2.0MPa割缝缝宽：(0.5-0.7)mm.（水平井）。

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1.1油藏地质特性

? 平均埋藏深度：1100～1400m，(油中深 1300 m)；

? 油层有效厚度：自下而上，油层变薄、物性变差，平面连通性变差。

厚度范围（43.2～144.3）m，平均厚度：53.7m( pal断块)，61.0m(Fal断块)；

? 原始地层压力(MPa)：12.25@1300m(压力系数0.955 MPa/100m)，Y和

S层属于同一压力体系；

? 地层温度（℃）：85.4/1300m (地温梯度：6.9℉/100m)； ? 油层物性 ：平均孔隙度Φ＝25%～30%；

空气渗透率：(100～1000) md ；

1.2、储层岩性特征

? 岩性及粘土矿组成：细-粗石英砂岩（石英含量60.0～96.3﹪）；长石

(0.3%-10.3%)，粘土矿(2.3%-17.3%)，其中，高岭石占(0.5%-9.5%)；钙质胶结物 (0.6%)；砂岩基质密度：2.65g/cm3；泥岩密度：2.50 g/cm3； ? 孔喉直径：（3.07～25.63）μm,平均12.17μm,孔喉分选系数16.64； ? 粒度中值（d50）:(0.2～0.5)mm，正韵律，分选中到好；d10 ：0.80 mm，

d10/d95、d40/d90、d10/d95均＜10 ,且d40/d90＜5 ；

? 油层敏感性试验：弱水敏（Vc=1.0～1.5cm3/min），弱体积速度敏；中

等程度碱敏（△K％ = 37.5％～53.9％）； ? 岩石压缩系数 (psi-1)：(9.54～35.77)×10-6

1.3、储层流体物性 1.3.1、原油物性

? 最低含油饱和度：So = 45%；最大含水饱和度：Sw = 55%； ? 润湿性：中等程度水湿；

? 密度( 20℃,0.1Mpa ) Ya : 0.8522g/cm3 ,Sa ：0.8973 g/cm3； ? 地层温度下脱气油粘度 Ya：31.1 mpa.s，Sa:183.8 mpa.s ； ? 粘温敏感性：低于43℃时，粘温敏感性好，高于43℃后，粘度与温

度成指数关系变化；

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? 地面脱气油密度 Ya：23.2°（API），Sa：18.4°（API）； ? 倾点tp (℃) Ya: 42.1, Sa: 30.9；

? 泡点Pb（饱和压力）：Ya：2.82 Mpa, Sa：3.16 Mpa； ? 溶解气油比（GOR）Ya:16.0m3/m3, Sa:14.6 m3/m3； ? 原油体积系数：Ya:1.084 m3/m3 ，Sa:1.077 m3/m3； ? 含蜡量：12.1%（摩尔重量百分数）； ? 胶质含量：23.5%（摩尔重量百分数）；

? 原油压缩系数：Ya:6.39×10-6psi-1, Sa:6.11×10-6psi-1

1.3.2、地层水物性分析

? 密度1.008g/cm3 ； ? 总矿化度10140 mg/L； ? 水型NaHCO3；粘度0.368 mpa.s

二、出砂机理及出砂预测研究

影响地层出砂的主要因素可分为两大类，即地质因素、开采和完井因素。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，但在开发过程中，会随生产条件的改变而改变，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，很多是可以人为控制的，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，可以有效地创造良好的生产条件来避免或减缓出砂。地层砂可分为两种，即骨架砂和充填砂。

骨架砂一般为大颗粒的砂粒，主要成分为石英和长石等，充填砂是环绕在骨架砂周围的微细颗粒，主要成份为粘土矿物。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，近井地带地层应力平衡状态被破坏，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。

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2.1、出砂机理研究

砂岩储层的稳定是靠上覆岩层重力造成的压力、毛细管粘合力和颗粒胶结作用而实现的。当油气产量超过某一界限后，会引起出砂。这与流体的拖拽力或摩擦力使颗粒移动有关，这种作用因下列因素的存在而加强：产量增加和流体粘度的提高；出水使砂粒间的胶结物溶解或分散，造成地层胶结强度降低；含水饱和度的增加使毛细管力降低；并引起油相渗透率的降低，对于给定的采油强度，使生产压差增大；流体类型从纯油变为油水两相流，引起颗粒表面润湿性变化使粘聚力降低引起微粒运移；随着地层压力的下降，油层不断枯竭和上覆岩层应力和压实力的增加将导致颗粒间的胶结破坏。引起地层出砂的

图2-1产生孔穴壁的拉伸破坏

原因很多：地层未完全胶结、油气产量太高、突然出水、油层枯竭造成的下沉不适当的完井作业。完全未胶结的地层随着油气产出，大量砂子会带进井筒。对于其他的油层，如果限制产量可以实现无砂生产，但成岩较差的产层当总液量日益增加时产生的应力会超过把砂粒胶结在一起的微弱的胶结力。

此外，粘土矿物和粉细砂胶

图2-2 固相颗粒产出的微观模型

结不良的疏松砂岩开始出水时，会受到水侵的严重影响，使胶结强度变低或破坏，使地层出砂流入井筒。油层压力下降可以引起上覆岩层下沉，压碎胶结差的油层而导致出砂。不适当的完井作业如滥用酸化增产措施，使某些弱胶结的产层少量

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的钙质胶结物被酸溶蚀而引起出砂；猛烈的抽汲或油、气井产量突然增加都会对成岩较差的产层造成过大应力而出砂；一开井就达到最大产量能引起某些油井及近井地层迅速水淹，容易引发原来长期无砂生产的油井过早出砂。

目前Palogue油田在开发早期油藏评价阶段的测试和试采过程中，已发现部分井层有出砂现象，从资料中目前还没有查到有关地层产出砂的各项参数。由于只有部分油井出砂，因此初步判断出砂的机理有三种可能： 2.1.1.剪切破坏机理

射孔完井是最普遍的不完善完井方式，射孔使弹孔周围往外的岩石依次可分为颗粒压碎区、岩石重塑区、塑形受损区及变化较小的未受损区(图2-1)。紧靠弹孔周围的岩石受到剧烈振动被压碎，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差，或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。离井筒或射孔孔眼的距离不同，产生破坏的程度也不同。

2.1.2.拉伸破坏机理

由于在开采过程中，流体由油藏渗流至井筒，沿程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拽力也越大，即岩石颗粒前后的压力梯度越大而最后造成拉伸破坏（图2－1）。

流体对岩石的拉伸破坏在炮眼周围非常

明显。由于过流面积缩小，流体在炮眼周围形成汇聚流，流速远远大于地层内部。另外，近井地带因压力较低，流体易脱气使粘度增大，对岩石颗粒的拖曳力也会增加。在正常生产过程中，剪切和拉伸两种破坏机理将同时起作用且相互影响，剪切破坏的地层会对流体的拖曳力更加敏感。

图2-3 充填砂受力分析

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井资料进行出砂指数计算。所选的井号有：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。以上所选油井包含了Yabas－Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ和Samaa－Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ层位。 (1)Yabus－Ⅳ出砂指数计算（见附图1）

出砂指数B＝（0.976～5.197）×104MPa。在整个Yabas－Ⅳ储层中，严重出砂层段的厚度（即B <1.4×104MPa）占16.1％，轻微出砂层段（即1.4×104MPa <

B <2.0×10MPa）占28.3％，不出砂层段（B>2×10MPa）占55.6％。

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(2)Yabus－Ⅴ出砂指数计算（见附图2）

出砂指数B＝（1.031～4.192）×104MPa。在整个Yabas－Ⅴ储层中，严重出砂层段的厚度（B< 1.4×104MPa）占0.64％，轻微出砂层段（1.4×104MPa 2×104 MPa）占64.7％。 (3)Yabus－Ⅵ出砂指数计算（见附图3）

出砂指数B＝（1.447～3.96）×10MPa。在整个Yabas－Ⅵ储层中，严重出砂的层段厚度（B <1.4×104MPa）占0％，轻微出砂层段（1.4×104MPa2×104MPa）占60.0％。 (4)Samaa－Ⅰ出砂指数计算（见附图4）

出砂指数B＝（1.358～3.669）×104MPa。在整个Samaa－Ⅰ储层中，严重出砂的层段厚度（B<1.4×104MPa）占0.9％，轻微出砂（1.4×104MPa2×10MPa）占33.6％。 (5)Samaa－Ⅱ出砂指数计算（见附图4）

出砂指数B＝（1.379～3.681）×104MPa。在整个Samaa－Ⅱ储层中，严重出砂的层段厚度（B<1.4×104MPa）占0％，轻微出砂层段（1.4×104MPa2×104MPa）占34.8％。

4

4

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(6)Samaa－Ⅲ出砂指数计算（见附图4）

出砂指数B＝（1.63～3.83×104MPa）。在整个Samaa－Ⅲ储层中，严重出砂的层段厚度（B <1.4×104MPa）占0％，轻微出砂层段（1.4×104MPa2×104MPa）占51.0％。 (7) Samaa－Ⅳ出砂指数计算（见附图4）

出砂指数B＝（1.765～2.95）×104MPa。在整个Samaa－Ⅳ储层中,严重出砂的层段厚度（B <1.4×104MPa）占0％，轻微出砂层段（1.4×104MPa2×104MPa）占30.4％。

从出砂指数的计算结果分析，Yabus层的出砂指数B >2×104MP的厚度占整个层位的55.6％～64.7％，出砂指数1.4×104MPa2×104MP的层段占整个层位的30.4％～51.0％，出砂指数1.4×104MPa< B < 2×104MPa的层段占49.0％～69.6％，严重出砂B <1.4×10MPa的层段占0～0.9％。由此可见，Samaa层在正常生产时也属于出砂较轻微的地层。 3.4、组合模量法出砂预测研究

组合模量法预测出砂需要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Ec：

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Ec?9.94?108?r??tc?2 (3-2)

式中：Ec—岩石组合模量(×104MPa)；

?r—岩石体积密度(kg/m3)；

?tc—纵波声波时差(μs/m)；

根据测井资料、岩石特性及出砂经验分析结果，Ec值越小，地层出砂的可能性越大。通常情况下，当Ec> 2.608×104MPa时，油井正常生产不出砂；反

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之则出砂。根据现场应用情况，通常出砂判定标准是：

当Ec> 2.608×104MPa时，油井正常生产不出砂；

当1.5×104MPa < Ec< 2.608×104MPa 时，油井正常生产轻微出砂； 当Ec< 1.5×104MPa，油井正常生产时严重出砂。

由测井曲线资料计算的Ya层组合模量计算结果见附图5～附图7，Sa层组合模量计算结果见附图8。并计算出Ya层和Sa层的Ec厚度加权平均值：

YaⅣ：Ec＝ 2.16×104MPa； YaⅤ：Ec＝ 2.34×104MPa； YaⅥ：Ec＝ 2.12×104MPa； SaⅠ：Ec＝ 1.94×104MPa； SaⅡ：Ec＝ 1.95×104MPa； SaⅢ：Ec＝ 2.17×104MPa； SaⅣ：Ec＝ 2.01×104MPa。

从上述计算结果可以知，Ya层和Sa层岩石的组合模量值均在1.5×104MPa

斯伦贝谢比法主要考虑剪切模量与体积模量的乘积，斯伦贝谢比值越大，岩石强度越大，稳定性越好，则不易出砂，反之易出砂。判断出砂的斯伦贝谢比R定义为：

4??R?K???2?Vc2Vs2?Vs4? (3-3)

3??式中：K—岩石体积模量(×104MPa)；

?—岩石切变模量(×104MPa)；

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?—岩石密度(kg/m3)；

Vc—纵波波速(m/s)； Vs—横波波速(m/s)；

表3-1 油层出砂斯伦贝谢比经验门槛值

参数（MPa） 一般砂岩（可能出砂） 松软地层（易出砂） 坚硬地层（不出砂） ? K 4.14×103 8.97×103 37.1×106 2.76×103 5.31×103 14.7×106 稍大于4.14×103 高至27.6×103 稍大于114×106 R 由测井曲线资料计算的YaⅣ层斯伦贝谢比计算结果见附图9，YaⅤ层计算结果见附图10 ，YaⅥ层计算结果见附图11，Sa层斯伦贝谢比计算结果见附图12。由此算出Ya层和Sa层斯伦贝谢比的厚度加权平均值为：

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。

由上述结果与表3-1对照分析可以得出，Ya层和Sa层岩石介于一般砂岩和坚硬地层之间，在正常生产条件下出砂的可能性较大，但出砂较轻微。 3.6、储层岩石坚固程度与力学稳定性分析 3.6.1、“C”方程的计算及分析 3.6.1.1产层岩石坚固程度判定

在完井工程设计中，必须根据产层特性和各种工程要求优选完井方式，而在影响完井方式优选的诸多因素中，有些需要作出定量判断，这是确定采用防砂型完井还是非防砂完井的定量判定指标，即“C”公式。

C ≥σ

max

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对于垂直井：

???(3-4) ??max?2?10?6?gH?ps???ps?pwf??1????

对于水平井：

?max?3?4??610?gH?ps?2?ps?pwf?(3-5) 1??

??式中：C —— 岩石抗压强度(MPa)；

υ—— 泊松比；

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—— 上覆岩石平均密度(kg/m)； ρ

g —— 重力加速度(m/s2)； H —— 油层中部深度(m)； Ps —— 原始地层压力(MPa)； Pwf ——井底生产流压(MPa)； σ

max

——地层岩石承受的最大切向应力(MPa)。

根据有关文献的研究成果，井壁岩石所受的切向应力是最大张应力，因此可以得出：?t??max。根据岩石破坏理论，当岩石的抗压强度小于最大切向应力时，即C??t时，地层岩石不坚固，将会引起岩石的破坏而出骨架砂。根据P油田地质/构造特点，从构造断层附近筛选17口具有代表性的井，利用其测井资料进行有关岩石力学参数的计算，根据计算结果来计算地层岩石受到的最大剪切应力。所选井号有：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层位。由整理的Ya层和Sa层的测井资料计算地层岩石受到的最大剪切应力(见附件？——Yabus层和Samaa层岩石力学参数计算一览表)得： (1)Yabus层最大剪切应力计算结果

Yabus－Ⅳ层最大切向应力σYabus－Ⅴ层最大切向应力σ

max

＝（7.94～44.72）MPa；

max

＝（8.11～46.53）MPa；

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Yabus－Ⅵ层最大切向应力σ

(2)Samaa层最大剪切应力计算结果

Samaa－Ⅰ层最大切向应力σSamaa－Ⅱ层最大切向应力σSamaa－Ⅲ层最大切向应力σSamaa－Ⅳ层最大切向应力σ

max

＝（8.47～42.30）MPa。

max

＝（9.55～40.00）MPa； ＝（9.51～37.51）MPa； ＝（9.92～41.99）MPa； ＝（25.57～39.65）MPa。

max

max

max

由于缺乏地层岩石抗压强度的实测数据，因此拟采用砂岩抗压强度与声波时差的对应关系来估算地层岩石抗压强度。声波时差可反映岩石的抗压强度,声波时差越小,岩石抗压强度越高。在0,5,10 MPa的围压下分别回归出关系式为：

?c?0??7.074?1013?tc?5.085,r?0.923

?c?5??3.188?108?tc?2.766,r?0.908 ?c?10??1.164?107?tc?2.174,r?0.935

由Ya－Ⅳ层声波时差厚度加权平均值335.783μs/m(102.34μs/ft)，可计算得：C?37.52MPa；

由Ya－Ⅴ层声波时差厚度加权平均值336.240μs/m(102.48μs/ft)，可计算得：C?37.41MPa；

由Ya－Ⅵ层声波时差的厚度加权平均值348.651μs/m(106.27μs/ft)，可计算得：C?34.57MPa。

通过对比可知：在Ya－Ⅳ层中，岩石最大切向应力?max?37.52MPa的层段厚度占整个Ya－Ⅳ储层的93.5％；在Yabas－Ⅴ层中，岩石最大切向应力

?max?37.41MPa的层段厚度占整个Ya－Ⅴ储层的92％；在Ya－Ⅵ层中，岩石最

大切向应力?max?34.57MPa的层段厚度占整个Ya－Ⅵ储层的83.6％。

Sa－Ⅰ储层声波时差的厚度加权平均值为325.068μs/m(99.08μs/ft)，计算得：C?40.26MPa；

Sa－Ⅱ储层声波时差的厚度加权平均值为322.081μs/m(98.17μs/ft)，计算得：C?41.08MPa；

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Sa－Ⅲ储层声波时差的厚度加权平均值为322.696μs/m(98.36μs/ft)，计算得：C?41.91MPa；

Sa－Ⅳ储层声波时差的厚度加权平均值为302.872μs/m(92.32μs/ft)，计算得：C?46.95MPa。

对比后可知：在Sa－Ⅰ储层中，岩石最大切向应力?max?40.26MPa的层段厚度占整个Sa－Ⅰ储层的91.5％；在Sa－Ⅱ储层中，岩石最大切向应力

?max?41.08MPa的层段厚度占整个Sa－Ⅱ储层的85.5％；在Sa－Ⅲ储层中，岩

石最大切向应力?max?41.91MPa的层段占整个Sa－Ⅲ储层的73.8％；在Sa－Ⅳ储层中，岩石最大切向应力?max?46.95MPa的层段厚度占整个Sa－Ⅳ储层的71.7％；

由以上计算结果进行综合分析，在Yabus和Samaa储层中，岩石所受最大切向应力低于地层抗压强度状况的油层段长度，远远大于岩石所受最大切向应力高于地层岩石抗压强度状况的油层长度。因此可以断定，在正常生产中，Yabus和Samaa油层岩石绝大部分是稳定的，只有极小部分地层岩石受力状况恶劣，可能导致出砂。但从整体来说，由于出砂层段只占整个油层的极小部分，所以油井出砂不会严重。

直井生产时岩石最大应力小于岩石抗压强度，在正常生产情况下不会出现剪切破坏而大量出砂。但水平井井壁岩石承受的最大切向最大应力σ

max

可能大于岩

石的抗压强度，因此，水平井生产可能需要采取防砂措施。但由于水平井段很长（数百米），渗流面积很大，可以采用较小的生产压差生产而使出砂减缓，因此水平井的出砂也不会很严重。 (3)最大剪切应力σ

max

与井斜角的关系

max

在相同的地质条件下，垂直井的σ（V）远小于水平井的σ

max

（H）。因为在

相同的地层埋深条件下，井眼进入地层的角度不同，导致井壁岩石所承受的最大切向应力σ力σ

max

max

发生变化。当从垂直井逐渐向水平井转变时，地层岩石最大切向应

为井斜角的函数，即：

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?max?f???

由于各井同层厚度的差异性，可先计算Ya层和Sa层的厚度加权平均值。计算公式为：

?x???xi??fi?? (3-6) ?f??根据Ya和Sa各储层资料，计算出各层有关厚度加权平均值数据见表3-2。

表3-2 各层计算参数的厚度加权平均值

储层 YaⅣ 参数 泊松比? 密度Kg/m 地层深度m 地层压力MPa 生产压差MPa 3YaⅤ YaⅥ SaⅠ SaⅡ SaⅢ SaⅣ 0.322 2283 1270 12.25 1.18 0.340 2328 1320 12.25 1.18 0.355 2210 1332 12.25 1.18 0.424 2319 1342 12.25 1.56 0.332 2220 1366 12.25 1.56 0.258 2303 1375 12.25 1.56 0.394 2257 1396 12.25 1.56

表3-3 正常生产时各层不同井斜角对应的?max

泊松比 层位 垂直井 300斜井600斜井水平井?max?MPa?及? ?max?MPa? ?max?MPa? ?max?MPa? ?max?MPa? 对应井斜角α 17.71 20.77 20.63 29.98 20.48 16.18 27.34 36.06 40.50 38.53 47.04 40.02 39.34 45.98 45.38 50.01 46.71 52.33 49.67 52.79 53.14 43.18 46.75 43.02 44.43 46.84 52.94 46.89 (45.97)69.30 (50.42)67.50 (47.01)65.80 (52.39)57.90 (50.17)68.40 (54.62)75.20 (53.15)61.00 YaⅣ 0.322 YaⅤ 0.340 YaⅥ 0.355 SaⅠ 0.424 SaⅡ 0.332 SaⅢ 0.258 SaⅣ 0.394

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表3-4 各层声波时差及对应的岩石抗压强度C值

参 储 数 层 YaⅣ YaⅤ YaⅦ SaⅠ SaⅡ SaⅢ SaⅣ Δtc(μs/m) 335.78 336.24 348.65 325.07 C（MPa） 37.52

37.41 34.57 40.26 322.08 322.70 302.87 41.08 41.91 46.95 Ya、Sa层油井不同井斜角最大切向应力计算见附图13，由以上数据求得在正常生产情况下Ya层和Sa层地层稳定条件（不出砂）的井斜角为：

YaⅣ：??30.20； YaⅤ：??25.00； YaⅥ：??16.50； SaⅠ：??18.20； SaⅡ：??24.80； SaⅢ：??28.30； SaⅣ：??20.10。

在正常生产情况下，井斜角小于?的井（垂直井或低斜井）均能满足地层岩石的稳定性要求。而大于?的斜井，地层不能保持稳定而易出砂，需采取必要的防砂措施。由于Ya层拟钻垂直井完井（?＜＜16.5°），故岩石稳定性不存在问题。对于水平井，Sa层岩石受到的最大切向应力均大于岩石本身的抗压强度，又出砂的可能。为了保证正常生产，应考虑采用防砂完井方式（如用套管射孔完成，则采用底部相位射孔）生产。

3.7出砂预测综合对比研究及出砂判识模式的建立 3.7.1综合对比（见表3-5）

表3-5 出砂预测综合对比研究

测试层井号 层位 段 差psi ％ Φ% Δt Ec B σmax DST压含砂 出砂预测指标 备注 19

YⅤ Pal-1 YⅥ 1287- 283.6 1301 1312- 153.0 1333 YⅣ 1265- 194.1 1270 YⅡ,Y303.81145- 193.8 1333 无数27.8 据 332.9338.3 1335- 313.5 2.31 2.66 2.72 2.84 3.38 稳定 0 30.5 338.5 2.26 2.13 稳定 0 30.0 316.8 2.25 2.18 稳定 0.35 29.0 301.8 2.30 2.29 稳定 出砂轻微 发现4个油样含砂 出砂 Fal-1 ⅣYⅤ,YⅥS1 Fal-2 S4 1361 1376- 268 0.02 28.0 2.07 轻微 压差Fal-3 S1 1388 1142- 541.8 1.40 33.0 2.12 过大 出砂Jobar-1 1148 1187- 1190 1171- 1190 Luil-1 1159- 1160 1114- 1117 340.8 0.34 1.64 轻微 142- 0.07 243.5 1.60 9.7-40 0.08 31.9 1.50 0.08 2.17 0.02 2.40

根据出砂预测的各项指标(B,EC,C等)与DST测试资料进行综合对比，可得出该油田出砂判识的基本指标为：

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1）、临界出砂组合模量 ：EC =（2.10～2.30）×10MPa；

2）、临界出砂指数 : B =（ 2.05～2.20）×104MPa；3）、声波时差 :Δt =（300～312）μs/m； 4、出砂规律研究 4.1临界生产参数计算

出砂油井对于产量很敏感，存在一个临界采油速度问题。当油井产量低于此临界值，就不出砂或者出砂轻微。但无砂产量对大多数出砂油井来说是不经济的，因油井生产时需要控制油井出砂而降低产量。当产量高于临界产量，随着产量逐渐增加，液体含砂量随每个流量的增量而跃增，然后逐渐降低并稳定在某个水平上。从油田生产管理和维护的角度来看，油井严重出砂是不允许的。

在亚临界流动区，在较高流速下重建的砂拱会因流速的突变而失去稳定性，导致砂拱被破坏而出砂。在超临界流动状态下，流速已超过了容许的界限，应力已超过其地层强度而无法重建砂拱，地层表现为严重地连续出砂。只有使油井产量大大低于临界值后才能重建砂拱。但这种情况也要灵活掌握，因为适当地增加产量也可以带来疏通近井地带油层的好处，逐渐地增加产量会对井筒周围孔隙通道里原有的和地层深部运移过来的微粒砂进行清除，使生产指数提高。 4.1.1、临界生产压差计算及分析

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个方面：

⑴.构造应力作用强，如断层活动等；

⑵.经过长期开采后，与原始状态相比，地层压力明显下降；

⑶.井底流压过低（即生产压差过大），在油井附近地层内形成落差很深的压降漏斗。

理论上认为，对于疏松砂岩，在原地应力及渗流引起的附加应力场的联合作用下，弹孔周围的岩石已经变成塑性状态，但仍有一定的承载能力，只有当弹孔周围岩石的应变超过某一临界值时，弹孔才发生剪切破坏，造成出砂。

由此给出了预测油井出砂的临界生产压差的公式为：

4

21

?????2??3???????????2T0?3?????B0?2B1f01??(4-1) ??P????1??1???3?H?2T0?????1?2???1??3??1????2T03?2?????4??6?????????1???E3?2?6??????????式中：?H──平均有效地应力（MPa），?H?1???H??????（MPa）??h； 3E、?──岩石弹性模量（MPa）和泊松比；

B0、B1──分别为应变方程?ec?B0?B1??1??2??3?中岩石的材料 常数，其中?1、?2、?3分别为最大、中间和最小主应力（MPa）；

??6C113?2C1,T0?C013?2C1,其中C0、C1为下面的屈服方程中的系数；

f?C0?C1J1?J2，其中J1、J2为偏应力张量的第一、第二不变量。 由测井曲线资料计算的YaⅣ、YaⅤ层、YaⅥ层的临界生产压差ΔP曲线见附图14、15、16，Sa层临界生产压差ΔP曲线见附图17 。并由此计算出Ya层和Sa层ΔP的厚度加权平均值为：

YaⅣ：ΔP＝2.41 MPa； YaⅤ：ΔP＝1.95 MPa； YaⅥ：ΔP＝2.08 MPa； SaⅠ：ΔP＝2.25 MPa； SaⅡ：ΔP＝2.33 MPa； SaⅢ：ΔP＝2.99 MPa； SaⅣ：ΔP＝2.39 MPa。

于是，为减轻油层出砂，推荐Ya层和Sa层的合理生产压差分别是2.0和2.2 MPa（事实上，Sa层拟采用水平井完井，生产压差可能跟小）。 4.1.2出砂临界产量及分析

流量对地层出砂的影响主要表现为流体对地层颗粒的拉伸破坏。当流体流动的拖曳力超出了岩石颗粒固有的抗拉强度（一般疏松砂岩的抗拉强度很低），岩石

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颗粒就会从母体上脱落下来，并随流体进入炮眼和井筒。生产时，在一个存在差应力的应力场中，流体流动还会降低岩石的剪切强度。微粒运移造成部分孔隙堵塞所形成的表皮效应也会使生产压差提高，导致低抗拉强度的岩石产生拉伸剥离，由于砂岩储层是颗粒材料组成的，水动力拖曳力作用于靠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）而使颗粒剥落下来。

岩石颗粒间接触的法向连结力和切向摩擦力使岩石颗粒固结在一起，这是使孔穴保持稳定的力。开采时，流体向井筒流动产生作用于颗粒上的内向应力，单个颗粒或不稳定颗粒群体由于内外孔隙压差的作用而出现向孔穴内的拖曳力，这两种力的综合作用产生颗粒的剥离作用，只要这两种力克服了保持孔穴稳定的力，砂粒便会产出。孔穴稳定理论给出的临界流量计算公式为：

式中：??q??4Stg? (4-2) 4?ka?4??2；（给出此式各量的单位？）

S──岩石的粘聚力；

q──流量；

a──从球心到地层的距离；

k──地层渗透率；

?──流体粘度；

? ──内摩擦角。

由测井曲线资料计算，YaⅣ、YaⅤ、YaⅥ层的出砂临界产量q曲线见附图18、19、20；Sa层的出砂临界产量q曲线见附图21。并由此计算出Ya层和Sa各层的临界采油强度（厚度加权平均值）为：

YaⅣ：q＝4.18m3/d.m； YaⅤ：q＝4.77m3/d.m； YaⅥ：q＝3.95m3/d.m；

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SaⅠ：q＝3.50m3/d.m； SaⅡ：q＝3.93m3/d.m； SaⅢ：q＝3.92m3/d.m； SaⅣ：q＝3.46m3/d.m。

（这里应补一段——将上述计算值与FDP方案中推荐的临界产量进行对比，反过来验证FDP方案要求的单井配产的合理性）。 4.1.3小结：

由以上分析及计算数据表明，预计P油田在开发初期出砂并不严重，在正常的生产情况下，岩石仍具有较好的稳定性。只要生产压差和配产量低于临界生产压差和临界采油强度，地层就会保持稳定而不出砂（或轻微出砂），此时，如果油井实际产量达不到配产要求，那就只有采取有效的防砂措施，然后放大生产压差来满足配产需要。

地层出砂的主要原因是拉伸破坏和微粒运移，但以拉伸破坏为主。拉伸破坏对地层岩石具有长期的破坏作用，这种破坏不会引起短期的灾难性后果。但随着时间的推移，由于弹孔面积因冲蚀而不断增大，使流速梯度降低，会使出砂程度逐渐减轻。但随着生产的持续，地层压力的下降及液体对储层岩石的长期冲刷和含水的上升，又使出砂再次加剧，以致最终造成地层坍塌而大量出砂。因此需要在适当的时机进行防砂。 5、防砂时机的研究

如何确定防砂时机，即在正常生产情况下何时进行防砂施工，是保证油井效益最大化的重要决策之一。因为油井经过防砂施工后，井筒生产段的表皮系数有所上升，液流阻力增加，即和防砂措施前相比，在相同的生产制度下，油井产油指数会有一定程度的下降（约下降20%）。

根据多年的油田的生产实践，要精确地确定每口油井在何时进行防砂施工是极其困难的。多数情况下，在生产早期进行防砂比后期防砂更优越，因地层骨架尚未破坏，防砂技术难度低，作业成功率较高，防砂效果也较好。推迟防砂时机

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要承担较大风险，如果不在地层砂流入井筒及伴随而来的其他危害在一开始就阻止其发生，而只进行简单的修井作业（如冲砂、洗井等措施），则因修井频繁，修井费用甚至会超过早期防砂的成本，且修井作业还可能伤害油层而使油井产量大幅下降。比较而言，早期防砂更有把握。一方面它不仅节约以后处理出砂的费用，而且，还可以提高油井利用率和采油时率，更快地回收钻井、完井投资。另一方面防砂初始投资可以比较精确的评估，而修井作业的费用则比较难于预测。 5.1、利用DST测试资料预测防砂时机

如果DST测试期间就发现油井出砂，甚至严重出砂，则油气井生产初期就势必会出砂。有时DST测试虽未见出砂，但仔细检查井下钻具和工具，在接箍台阶处附有砂粒，或者DST测试完毕后，探砂面时发现砂面上升，则该井肯定已经出砂。此时，可根据出砂的严重程度确定油井是否需要及时防砂。

对Palogue油田进行的DST测试（6口井/23层次）发现：短期测试5口井中有3个层段出砂（YⅤ,SⅠ,SⅣ);长期测试（YⅡ，YⅢ，YⅣ，YⅤ，SⅠ层合试）有4个油样含砂（见表5-1），说明生产时很可能出砂（但不严重），需要在适当的时机采取防砂措施。

表5-1 DST测试资料统计

Yabus Well Test Results ComparisonWellDST No.DST 7DST 6PerforationInterval(m)Fal-1Fal-1Pal-1Pal-1Fal-2Pal-1Pal-1Fal-1Fal-11145-11481203-1213Yabus ⅡYabus ⅣFormationNetPay(m)2.72.67.8812.002.007.2913.5014.472.207.008.683.3710.301260-1291Yabus Ⅵ25.74.7712831880.971-3.27-3.364193748.208.35DST 4(1)Fal-1255115134167.7154.118318579194231154.2856DurationHrDP(psi)Q(B/d)147992334304920616231739223444810251482125911351.2074.4134.9633.5280.6071.2701.6091.2851.2041.4571.2390.79689100.161342full open20/64Full open32/6444/64846732/642390-2.72216PI(bbl/d/psi/m)Ko(md)SkinInvestigationRadius(m)Swabbing Full open40/64Full open20/6440/64Full open20/6444/64Full openRemarkDST 7(1)1265-1270Yabus Ⅳ4.63.6031795.21709352203980-3.671210Sub-averageDST 4(1)1183.0~1202.0Yabus Ⅴ19.001287-1293DST 6(1)Yabus Ⅴ7.51295-1301DST 5(1)1243.0-1247.5Yabus Ⅴ4.4-0.4-2.9710936516200-1.9532Fal-1Sub-averageFal-1 Pal-19.25257991.602DST 5(2)1312-1333Yabus Ⅵ20.112400Pal-13.508532611.913Fal-27.0035.710790.902DST 3(1)1206.5~1240.0Yabus Ⅵ33.56321Fal-27.7559.517890.897Sub-average26.436.776518751.1809210Samaa Well Test Results Comparison25 Average13.447.4212917321.98211590WellDST No.PerforationInterval(m)Fal-1DST 3(2)1311-1332Samaa I16.8FormationNetPay(m)DurationHr6.12DP(psi)97Q(B/d)604.8PI(bbl/d/psi/m)0.3729610Ko(md)SkinInvestigationRadius(m)Remark0.627229Full open

5.2、地层含水率与地层强度关系预测防砂时机 地层含水率对地层岩石强度有直接的影响。首先水能溶解砂粒之间的部分胶结物，使地层胶结强度下降（某些粘土胶结物在水侵后，强度可降低（11％～24％）。岩石水侵后，单轴抗压强度和内聚强度都会明显下降，强度系数减小，使岩石就容易发生破坏，为出砂的第一阶段创造了条件。

其次，水破坏了孔隙内油流的连续性；储层颗粒表面一般都包有极薄的粘土膜，砂粒之间的微孔道非常多，油层内部还有许多很薄的粘土夹层。由这些粘土夹层分隔开的各小油层渗透率的差别也相当大。水侵时，砂粒周围的粘土发生体积膨胀，使油流通道缩小，同时降低了对油相的渗透率，极大地增加了油流阻力，使液流对砂粒的拖曳力增加，为出砂的第二个阶段创造了条件。

油层含油饱和度较高时，油流在孔隙内部成连续状态。这时少量的束缚水在孔隙外围把微小的自由颗粒固定下来，在油流速度相当大时也不会被冲走。当水侵量较严重时，会破坏油流的连续性，使之成为大小不等的油滴，从而将原油的单相流动变为油水两相流动，增加了液流阻力。另外，当水成为流动的连续相时，流动的剪切面为砂粒表面，只要流速稍微增大，就会把原来稳定在岩石表面的松散微粒冲走，并在适当的部位发生堆积，堵塞流动孔隙，从而严重降低油层渗透率。在流量保持不变的情况下，由于渗透率的下降，使生产压差增大，为

图5－2 北海某井的出砂实例

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图5－1 相对渗透率曲线

出砂的两个阶段都创造了条件。

第三是产生水锁效应，增加油流阻力。由图5-1所示，曲线表示改变孔隙内的含水饱和度对油和水相对渗透率的影响。①-①′为原始条件，岩芯含有20%的束缚水。此时，油相的相对渗透率等于0.9，水相的相对渗透率为0。如绝对渗透率为10×10-3μm2，则油相有效渗透率为9×10-3μm2，随着含水饱和度的增加，油的相对渗透率不断下降，而水的相对渗透率则随之增加。点④′的含水饱和度为34%，其油相有效渗透率却只有3×10-3μm2，为原始值的/3，而点④表示水相有效渗透率很低。但可以看出水饱和度仅增加了10%，而油相有效渗透率和油流速率都急剧下降。

特别要指出的是，油层含水饱和度在一定程度上并并不能造成油井马上出砂，如在北海油田，某井于1981年完钻，初始储层压力为44MPa，产量5000桶/d，补射孔后产量上升到12000桶/d，即使在如此高的产量下也没出砂。随着储层压力的衰减，到1985年9月，开始水侵，但是仍未出砂。随后由于注水使储层压力开始恢复。1986年1月开始出现突发性严重出砂，砂量高达90.7kg/1000桶（见图5-2）。该井在储层压力下降，开始发生水侵的时并未出砂，反而在注水使储层压力升高，含水饱和度达到一定数值时才开始突发出砂。由此可以看出，初始的水侵并不会引起油井大量出砂。

室内实验也证实，当孔隙中存在两相流体时，润湿相沿砂粒表面铺展，将另一相排出。毛细管力是润湿相和非湿相间的压差。表面张力与

图5-3 粘着力测试曲线

1

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图5-4 粘着力分析图

使砂粒胶结在一起的粘着力成正比。如图5-3所示，从束缚水饱和度开始，含水饱和度上升，毛细管力开始迅速下降，而粘着力增大，当含水饱和度为80%左右时，粘着力最大。当孔隙介质中完全充满一种液体时，砂粒间就不存在胶结力。

对于亲水砂岩而言，含水饱和度比较低时，在水膜的外面形成油水界面，产生界面张力。图5-4表明，随着含水饱和度增加，油水界面增大，砂粒间的粘着力增大，即保持砂粒稳定的力增大。但当含水饱和度达到80%左右时，界面张力达到最大。如果含水饱和度继续增加，原油呈分散油滴状，油与水不能同时与砂粒接触，砂粒间的油水界面也不复存在，此时粘着力将不再起作用。

只有当油变为分散的油滴时，通过孔隙的油流阻力由于液阻效应才明显加大，可能导致油井大量出砂。这种看法与许多井直到产水量很大时才出砂是相符合的。另外，地层注水可能使储层的粘土膨胀，有的粘土颗粒还会随地层流体迁移，使地层胶结力下降。在注水开发中要保持产量必然要提高采液量，从而必然增加地层流体的流速，使流体对地层砂的拖曳力增加。因此注水有可能造成地层出砂。粘着力对于砂拱的形成和稳定也是必须的。水基液体的严重侵入通常会导致砂拱破坏，从而引起出砂。因此要控制出砂就必须减少水的侵入，尽量防止钻井液漏失、水泥浆失水、射孔液、完井液以及作业液的侵入。从上述分析可以看出，水侵严重时对油井出砂影响很大。

从以上的分析可知，在进行防砂措施时，要特别考虑水侵的影响。从出砂预测中计算的出砂指数可以看出，P油田岩石强度普遍较高，虽可能出砂，但由地层孔隙度、声波时差及地层胶结物等参数进行综合分析，可以得出该储层在目前衰竭式开采过程的正常生产情况下出砂轻微。但当地层压力下降后，采用注水开发时，特别要注意注入水水侵现象。若出现水侵，即随着地层含水率的上升，地层出砂可能性加大，很可能严重出砂。此时要及时采取有效的防砂措施，不得拖延，以免造成地层骨架破裂，使后期防砂难度增加，并会降低防砂效果。

另一个问题也必须指出，垂直井、定向井和水平井由于井身结构不同，其井筒周围地层岩石受到的应力大小有较大差异（即井壁稳定性差异大），所以出砂情况也有很大差别。尤其是水平井，在同样的生产压差条件下，垂直井可能不出砂，水平井就可能出砂，不过，因水平段长度很大使渗流面积增加数百倍，故达到配

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产所需的生产压差也非常小，又使出砂情况得到极大地改善，因此，Sa层水平井出砂仍十分轻微。

5.3、利用生产压差ΔP预测防砂时机

油井近井地带岩石的受力状态与油井的生产压差有直接关系，可以通过研究生产压差ΔP对完井方式的影响，从而确定防砂时机。根据地层稳定条件的C公式计算出各层在不同生产压差下的最大切向应力?max，由相应层位的岩石最大抗压强度C值确定完井方式。计算结果见下表：

5-2 生产压差ΔP对最大剪切应力的影响

生产压差ΔP(MPa) 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 YaⅣYaⅤYaⅥSaⅠSaⅡSaⅢSaⅣ?max 33.64 35.64 37.64 39.65 41.56 ?max 34.93 36.42 38.27 40.87 42.56 ?max 32.34 34.32 36.57 38.58 40.71 ?max 35.10 37.28 39.41 41.12 44.27 ?max 36.71 38.71 40.57 42.65 44.12 ?max 36.17 38.58 40.22 42.35 44.71 ?max 42.46 44.55 46.41 48.29 50.48 分析上表数据可知：

⑴.对于YaⅣ层，当生产压差ΔP≤2.5MPa时，可以采用非防砂完井方式；当生产压差ΔP＞2.5MPa时，则应考虑防砂完井措施；

⑵.对于YaⅤ层，当生产压差ΔP≤2.8MPa时，可以采用非防砂完井；当生产压差ΔP＞2.8MPa时，则应考虑防砂完井措施；

⑶.对于YaⅥ层，当生产压差ΔP≤2.0MPa时，可以采用非防砂完井；当生产压差ΔP＞2.0MPa时，则应考虑防砂完井措施；

⑷.对于SaⅠ层，当生产压差ΔP≤3.0MPa时，可以采用非防砂完井；当生产压差ΔP＞3.0MPa时，则应考虑防砂完井措施；

⑸.对于SaⅡ层，当生产压差ΔP≤3.5MPa时，可以采用非防砂完井；当生产压差ΔP＞3.5MPa时，则应考虑防砂完井措施；

⑹.对于SaⅢ层，当生产压差ΔP≤3.0MPa时，可以采用非防砂完井；当生产

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压差ΔP＞3.0MPa时，则应考虑防砂措施；

⑺.对于SaⅣ层，当生产压差ΔP≤2.5MPa时，可以采用非防砂完井；当生产压差ΔP＞2.5MPa时，则应考虑防砂完井措施。 5.4、利用地层压力Ps的变化预测防砂时机

在生产过程中，随着地层孔隙压力的下降，地层岩石承受上覆地层压力越来越大，受力状态将会发生恶化。研究油井在正常生产情况下（即Ya层生产压差ΔP＝1.18MPa；Sa层生产压差ΔP＝1.56MPa），当地层压力Ps逐渐下降的情况下，利用完井方式对地层稳定性的影响来确定防砂时机。根据地层稳定条件的C公式计算各层在地层压力Ps下降情况下的最大切向应力?max，由相应层位的岩石最大抗压强度C值来确定完井方式。计算结果见下表：

5-3 地层压力Ps对最大剪切应力的影响

地层压力Ps(MPa) YaⅣYaⅤYaⅥSaⅠSaⅡSaⅢSaⅣ?max 33.52 35.45 37.38 39.30 41.23 ?max 34.83 36.65 38.47 40.29 42.11 ?max 31.72 33.48 35.25 37.02 38.79 ?max 35.78 37.57 39.36 41.15 42.94 ?max 35.59 37.45 39.32 41.17 43.03 ?max 36.61 37.76 39.56 41.26 43.02 ?max 41.42 43.47 45.53 47.58 49.64 12 11 10 9 8 分析上表数据可知：

⑴.对YaⅣ层，当地层压力Ps≥10.1MPa时，可以采用非防砂完井生产；当地层压力Ps＜10.1MPa时，则应考虑防砂措施；

⑵.对YaⅤ层，当地层压力Ps≥11.5MPa时，可以采用非防砂完井生产；当地层压力Ps＜11.5MPa时，则应考虑防砂措施；

⑶.对YaⅥ层，当地层压力Ps≥11.4MPa时，可以采用非防砂完井生产；当地层压力Ps＜11.4MPa时，则应考虑防砂措施；

⑷.对SaⅠ层，当地层压力Ps≥10.5MPa时，可以采用非防砂完井生产；当地层压力Ps＜10.5MPa时，则应考虑防砂措施；

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⑸.对SaⅡ层，当地层压力Ps≥10.8MPa时，可以采用非防砂完井生产；当地层压力Ps＜10.8MPa时，则应考虑防砂措施；

⑹.对SaⅢ层，当地层压力Ps≥9.35MPa时，可以采用非防砂完井生产；当地层压力Ps＜9.35MPa时，则应考虑防砂措施；

⑺.对SaⅣ层，当地层压力Ps≥10.5MPa时，可以采用非防砂完井生产；当地层压力Ps＜10.5MPa时，则应考虑防砂措施。 6、防砂方法优选研究

控制油井出砂主要有三种机理：改善完井技术降低流体拖拽力、对砂粒进行机械桥堵和对砂层实施化学胶固提高地层强度。 6.1各种防砂技术在P油田的适应性分析

防砂方法主要包括机械桥堵法，如砾石充填、割缝衬管、绕丝筛管、金属纤维滤砂管或预充填滤管等；化学胶结法是即把固结液（树脂）注入地层使地层胶接，使井壁及周围油层内维持较高的颗粒接触应力。同时将上述两种方法结合使用的防砂方法称为复合防砂法。 6.1.1、机械防砂技术适应性分析

机械防砂可分为两类，一类是直接下入防砂管柱进行防砂，如割缝衬管、绕丝筛管、滤砂管等。另一类是下入防砂管柱后再进行充填防砂，充填材料有多种选择，适用于不同的井层条件。两类方法有各自的优缺点，分别评价如下。

1）滤砂管防砂

优点：①、费用较低，作业工艺简便；

②、可用于多层完井，后期处理容易；

③、适用于中/粗砂岩（d50≥0.1mm），有多种过滤材料供选择；

缺点：①、用于粉细砂地层防砂效果不好；

②、防砂管柱容易被堵塞，影响产能； ③、防砂管柱易受冲蚀，使防砂有效期缩短。

2）砾石充填防砂

优点：①、施工成功率较高，高达90％以上；

②、方法可靠，有效期可达8～10年；

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③、适应性强，可用于各类油井、地层及井段； ④、适用于各种完井（裸眼及射孔完成）方式；

⑤、裸眼砾石充填完井产能最高，为射孔井的（120～130）％。

缺点：①、井内留有充填管柱，后期修井复杂，费用高；

②、不适合于细粉砂地层防砂（d50＜0.1mm）； ③、对多层、异常高压井及斜井，施工费用高； ④、对油井的产能有一定负面影响。

根据P油田Yabus储层资料：该储层渗透率高，平均1879毫达西。孔隙度较大，平均28.8％。油层平均厚度大（30～80m），原油粘度为31.1厘泊。地层砂粒度中值较大（d50=0.355），分选性中等到好。不均匀系数α＝2.107。偏度SK1＝0.225，为正偏度。峰度KG＝1.07，属中等峰度。由以上数据分析，该地层适用于机械防砂技术，包括滤砂管和筛管－砾石充填防砂技术。 6.1.2、化学防砂技术适应性分析

化学防砂一般采用树脂胶结地层砂。可以用成品树脂注入地层，也可以在地层内合成树脂来胶结地层砂；还有一种是人工井壁法。人工井壁因使用的材料不同，种类很多，如预涂层砾石、树脂砂浆、水带干灰砂、水泥砂浆、乳化水泥、树脂核桃壳等。但化学防砂只适用于渗透率较均匀的薄层段（3～5m），因井段太长会使化学剂不能在防砂井段剖面上均匀分布而使防砂失效。化学防砂对粉细砂岩地层的效果优于机械防砂。也适用于在双层完井的上部地层防砂。

化学防砂的缺点是对地层渗透率有一定伤害作用，成功率较低，且树脂易老化，油井温度对化学防砂有直接影响，老油井不适合采用化学防砂技术。总体上化学防砂相对成本较高，应用程度远不如机械防砂广泛。化学防砂主要优缺点表现在以下方面：

优点：①、可用井内现有施工管柱，无需钻机或修井机；

②、井筒畅通无留物，后期作业处理方便，无需套铣、打捞； ③、可用于多层完井的上部地层； ④、对地层砂粒度范围适应性强； ⑤、可用于异常高压井；

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缺点：①、地层渗透率下降，不易重复作业；

②、成本高，长井段不宜；

③、树脂有毒，易燃，需注意防护； ④、作业液易污染，泵入速度要求严； ⑤、要求地层渗透率较均匀，层段厚度3-5米； ⑥、化学防砂作业后需侯凝； ⑦、不适合用于裸眼完成井。

根据P油田储层资料分析，该储层渗透率很高（1879毫达西），孔隙度较大，平均28.8％。油层厚度大（30-80米），砂粒粒度成正韵律分布。由此判断，这种条件的地层化学防砂效果较差，因此该储层不适合采用化学防砂。 6.1.3、复合防砂技术适应性分析

常规机械－化学复合防砂方法是利用机械防砂和化学防砂的优点相互相补充，一方面能在近井地带形成一个渗透性较好的人工井壁，另一方面利用机械防砂管柱形成二次挡砂屏障，这种多级过滤系统具有良好的防砂效果，且有效期长。最适合用于那些采用单一防砂方法无法奏效的严重出砂井。复合防砂通常使用的机械防砂管柱为滤砂管和绕丝筛管，与之配合使用的化学方法常为化学固砂剂和树脂腹膜砂人工井壁。

常规机械－化学复合防砂的适应性广，几乎可以用于任何复杂条件下的防砂作业。但复合防砂工艺复杂，成本高，因此一般仅在单一防砂方法无效时才使用，尤其适用于粉细砂岩和渗透性差的地层，也用于地层严重亏空的老井防砂。根据前述的P油田储层资料及出砂预测研究，由于该地层（初期）出砂并不严重，且对机械防砂有良好的适应性，不适合化学防砂。因此，该油田初期不必采用常规机械－化学复合防砂方法。

6.2、防砂技术适应性评价——室内试验研究

根据上述针对Yabus层和Samaa层主力油藏的地层特点初选的防砂技术，为确保现场应用的可靠性和提高油井防砂效果，为了选择针对性更强的防砂技术，要用室内模拟实验来验证目前初选的防砂技术。为了更接近地层实际，采用实尺寸防砂技术评价模拟实验装置进行室内模拟实验。

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6.2.1、机械防砂技术原理

针对上述地层特点的分析结果，以及从现有防砂技术的特点和多年实际应用的效果和经验可以确定，这类地层并不适合化学防砂，而机械防砂对上述地层有较好的适应性，可避免在正常生产条件下地层骨架破裂而出砂。它既能保1 στ2 σσ图6-1摩尔园图 持地层应力的稳定，又是防止油井出砂，保持油井长期稳产、高产的最佳措施。砾石充填层可以很好的保持地层应力的稳定状态。被充填的砾石砂体可以作为裸露岩壁的依托，减小井筒径向应力差。以摩尔—库仑准则进行分析，在原有应力状态下，地层岩石骨架破裂（见图6-1中的圆1）。充填砾石后，径向应力?3增大，使摩尔园缩小（见圆2），岩石稳定性大为增强。由于砾石充填可以进行挤压充填，可对地层施加更大的径向应力，从摩尔园图上可以看出，摩尔园进一步缩小为圆3，使岩石稳定性更为增强。而非砾石充填方式的机械防砂技术不能对地层岩壁施加径向应力，近井地带岩石稳定性较差。由于地层岩石胶结疏松，在生产条件下，岩石骨架在地应力和流体作用下易造成破裂而坍塌，破裂的岩石碎屑随流体进入井筒而砂埋。这种坍塌现象可进一步向地层深处延伸，造成地层深处骨架破裂。由于地层损害的不可逆性，将对后期增产措施造成困难。

上述分析表明，对本区块疏松砂岩来说，砾石充填防砂技术较之非砾石充填防砂技术有更好的适应性，因此应优选砾石充填防砂技术。对于大斜度定向井、水平井等在工艺上难以实现砾石充填的井，可采取割缝预充填滤砂管、金属纤维滤砂管、新型滤砂管（如膨胀筛管）防砂工艺完井。

根据上述分析，我们采用目前最常用的绕丝筛管砾石充填防砂技术、金属纤维滤砂管防砂技术、预充填滤砂管防砂技术和割缝衬管防砂技术进行室内模拟对比试验。

6.2.2、防砂技术评价模拟实验装置简介

模拟井筒为7英寸套管，井筒上径向螺旋分布有3个射孔炮眼。地层采用地层箱模拟，分别安装在对应的炮眼上。地层箱内装入10Kg左右的实验砂样。地层

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箱内的压力梯度，由地层箱上的4个等距的高精度压力传感器进行采集。同时可实时采集进口压力、炮眼压力和流体排量等参数。

流程由供液泵、储液罐和循环管线组成。供液泵最高压力11.5MPa，最大排量80L/min，循环流体最大粘度可达500mPa.s。实验过程采用同步监测，并将实验中的重要数据同时采集并保存。数据采集系统由12只高精度压力传感器、高精度电磁流量计，负责采集实验数据。实验监测系统由数模采集板及电脑系统组成，负责将实验中所采集的数据进行随时处理与保存，同时在监视器上进行动态显示（实验装置见图6-2）。

图6-2 防砂方法优选及产能评价实验装置

6.2.3、试验材料选择

实验分两部分进行，根据所提供的Palogue-4井地层砂筛析资料，对该井地层砂样分别进行机械防砂技术的模拟防砂评价实验。采用Palogue-4井地层砂筛析资料进行实验用地层砂人工模拟配比（表6-1～表6-11）。

表6-1 样品编号4地层砂(上中新统)粒度分布百分比 粒径(㎜) 2.000 质量(g) 0.00 累计含量(%) 0.00 35

5 16 25 0.179 0.159 0.146

75 84 95 0.061 0.009 0.002 表6-11样品编号19地层砂(上中新统)粒度分布百分比 粒径 (㎜) 2.000 1.400 1.000 0.710 0.500 0.355 0.250 0.180 0.125 0.090 0.075 0.063 0.045 0.028 0.010 0.001 标准偏差：2.340 分选系数：1.328 质量 (g) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03 0.58 5.01 4.89 2.85 0.37 0.69 0.99 0.59 0.01 3.99 偏度：0.734 平均粒径：0.115㎜ 累计含量 (%) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.15 3.05 28.10 52.55 66.80 68.65 72.10 77.05 80.00 80.05 100.0 峰度：1.566 表6-12 样品编号19地层砂粒度分位值

含量（％） 1 粒径（㎜） 3.116 含量（％） 50 粒径（㎜） 0.129 41

5 16 25 0.243 0.210 0.187

75 84 95 0.052 0.006 0.002 由以上6个样品的筛析报告可知，以上样品的地层砂粒度中值范围d50＝0.067～0.162㎜之间,属中细砂范畴。与FDP资料提供的的粒度中值数值d50=(0.2～0.5)mm有出入，估计此筛析报告采用的砂样为油井采出砂，使砂粒粒径偏细。为保证防砂效果，以0.067～0.162㎜为基础进行试验用砂人工配比，分选系数S0＝0.722～1.604，分选较好；偏度SK1＝0.537～0.767，很正偏态；峰度KG＝0.658～2.203，除样品10为平坦外，其它为尖锐或很尖锐；

充填砾石选择：根据筛析结果及各种参数的计算结果，并根据资料提供的地

砾石—地层砂中值比与砾石充填层渗透率关系曲线

砾石—充填层渗透率比 渗滤充填

理想充填区

堵塞充填

出砂充填

由于砾石小于防砂所要求的尺寸致使充填层渗透率下降

在砾石充填层中形成砂桥

地层砂穿过砾石层

图6-3砾石—砂粒中值比，D50/d50

层砂参数进行综合分析，PALOGUE-4地层属于砂体分布均匀的中粗－中细砂岩结构，因此采用对数概率曲线法选择砾石。

由 PALOGUE-4地层砂筛析报告结果，确定地层砂粒度中值d50=140.9μm为设计点，利用Saucier方法D50=（5～6）d50准则（见图6-3）确定砾石尺寸，计算最优砾石尺寸值，得：

D50?(5~6)d50?704.5~845.4?m

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目前国内现场施工使用的工业砾石（兰州砂）主要分为0.3～0.6㎜、0.4～0.8㎜和0.6～1.2㎜三种规格，对于上述计算的最优充填砾石尺寸，工业砾石中存在的大于和小于额定尺寸的颗粒都会使充填层渗透率下降，而大于和小于额定尺寸颗粒分别占5%和3%时对渗透率影响不大。但在实际应用中，可以将此比例扩大到5%。

通过对三种规格工业砾石（兰州砂）的粒径分布研究，其粒径百分比分布曲线如图6-4所示。根据计算的最优充填砾石尺寸分析，0.3～0.6㎜规格的砾石不在其范围之内。PALOGUE-4地层砂允许充填砾石尺寸为0.4～0.8㎜和0.6～1.2㎜规格的范围内。对于0.4～0.8㎜规格，允许的充填砾石尺寸已全部包含在内。其中0.4～0.8㎜规格砾石的大尺寸颗粒百分比几乎为零，小尺寸颗粒百分比为51.3%。对于0.6～1.2㎜规格，其中小尺寸颗粒百分比为25.5%，大尺寸颗粒百分比为60.45%（见图6-5）。对0.6～1.2㎜规格砾石，其比值超过11的大颗粒百分比太大，地层砂会侵入砾石充填层使渗透率下降甚至造成充填层堵塞。而小尺寸颗粒百分比又太大与小规格砾石尺寸相近，所以决定采用0.4～0.8㎜规格的工业砾石。采用这种充填将形成渗滤充填，能有效地阻止地层砂进入砾石充填层。

对于所选的0.4～0.8㎜规格砾石质量的其他参数应进行质量控制，其测试结果如下：

砾石的园度和球度：园度为0.8，球度为0.7；

砾石酸溶度：在12%HCl和3%HF溶液中，溶解极限为0.7%； 砾石均匀系数：C=1.056； 砾石润湿性：水湿；

砾石抗破碎强度：14MPa压力下保持2分钟，破碎细砂为1.205%。 从以上指标可以确定，0.4～0.8㎜规格砾石均已达到质量控制要求，因此决定充填砾石采用0.4～0.8㎜规格的工业砾石（兰州砂）进行模拟试验。 6.2.4筛管和滤砂管的选择

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百分比%0.3-0.6mm砾石百分比分布曲线100806040200150300450600粒径μm750百分比%0.4-0.8mm砾石百分比分布曲线P-4地层允许充填砾石尺寸 P-4地层最优砾石充填尺寸 100806040200150300450600750粒径μm900 百分比%0.6-1.2mm砾石百分比分布曲线P-4地层允许充填砾石尺寸 P-4地层最优砾石充填尺寸 1008060402002504005507008501000粒径μm 筛管的选择——为了保证能百分之百的挡住充填砾石，筛管的筛缝应略低于充填砾石的最小尺寸，确定筛缝为0.3㎜。为了保证砾石充填层的渗滤厚度，对于7in套管采用27/8in的绕丝筛管。

滤砂管的选择——滤砂管的规格较多，各厂家生产的产品规格和质量也均不相同。本次实验采用优质滤砂管进行实际测试，验证其档砂效果。 6.2.4试验流体的选择

为了模拟地层流体的流动对油井出砂的影响，针对地层流体的特点，采用清

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水和羧甲基纤维素钠粘液进行液体循环。

液体粘度分类：清水——1 mPa.s；（图6-4，图6-5，图6-6）

粘液——50 mPa.s； 粘液——100 mPa.s。

试验流体排量：20L/min。

0.4-0.8mm砾石累积分布曲线1009080706050403020100900800700600500400%图6-7

6.3防砂技术评价试验

实尺寸模拟试验分砾石充填和非砾石充填试验两种。砾石充填是将筛管样件装入模拟井筒，环空内充填砾石，地层箱充填人工配制的模拟地层砂。地层箱内的地层砂被施以8MPa的轴向压力，以模拟地应力（见图6-8）。非砾石充填是将滤砂管样件装入模拟井筒，环空内和地层箱内充填人工配制的模拟地层砂。同样，地层箱内的地层砂被施以8MPa的轴向压力，以模拟地应力（见图6-9）。

6.3.1绕丝筛管砾石充填试验

采用27/8in ×?0.3mm规格的绕丝筛管

样件，筛套环空填入0.4～0.8mm工业砾石，砾石层厚度36.4mm。流体采用清水、50mPa.s和100mPa.s三种粘度的液体进行循环。试验中确定一个流量，每120min

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图6-8

更换一种液体，液体粘度由低到高依次进行试验。试验中实时采集压力数据，并绘制压力与时间的关系曲线。 6.3.2割缝衬管砾石充填试验

采用31/2in×?0.3mm规格的割缝衬管样件，筛套环空填入0.4～0.8mm砾石，砾石层厚度35.6mm。流体采用清水、50mPa.s和100mPa.s的粘液三种液体进行循环。试验中确定一个流量，每120min更换一种液体，液体粘度由低到高进行。试验中实时采集压力数据，并绘制压力与时间的关系曲线。 6.3.3预充填割缝衬管试验

采用27/8in ?0.3mm规格的预充填割缝衬管样件。模拟井筒环空填入配制地层砂，采用清水、50mPa.s和100mPa.s的三种不同粘度的液体进行循环。试验中确定一个流量，每120min更换一种液体，液体粘度由低到高进行。试验中实时采集压力数据，并绘制压力与时间的关系曲线。 6.3.4金属纤维滤砂管试验

采用31/2in规格的金属纤维滤砂管样件。在模拟井筒的环空内填入配制的模

P(MPa)432100100200300t(min)400绕丝筛管砾石充填试验P(MPa)432100100200300t(min)400割缝衬管砾石充填试验图6-9

P(MPa)5432100割缝预充填衬管试验100200300t(min)400P(MPa)65432100金属毡滤砂管试验100200300t(min)400图6-10

拟地层砂，流体采用清水、50mPa.s和100mPa.s的粘液三种液体进行循环。试验中确定一个流量，每120min提高一挡液体粘度进行循环。试验中实时采集压力数

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据，并绘制压力与时间的关系曲线。不同样件实验中的不同粘液循环中采集的压力与时间的关系见图6-10。 6.3.5出口液体砂粒粒度分析

对上述试验所收集到的含砂液体进行粒度分析，以确定上述防砂技术的防砂效果（见图6-11）。

百分比0100806040200135791113151719212325272931 粘液试验激光粒度分析重量百分比010080清水试验激光粒度分析粒径分布%累积重量%粒径μm6040200135791113151719粒径分布%累积重量%粒径μm212325272931图6-11

由激光粒度分析仪对上述试验的含砂粒度进行分析后可以看出，所含的砂粒粒径极细，粒径大于25μm的砂粒极少，从效果看已达到防砂目的。可以确定，上述机械防砂技术对上述地层均有很好的适应性。 6.3.6实验结果分析

试验结果见图6-10所示，在同一流量的条件下，以三种不同粘度流体的试验平均压力损失见表6-13

表6-13 不同防砂技术管内流体压力损失

防砂技术 绕丝筛管砾石充填 割缝衬管砾石充填 金属纤维滤砂管 预充填割缝衬管 1mPa.s 压降 0.512 MPa 0.610 MPa 0.687 MPa 0.785 MPa 50 mPa.s 压降 1.690 MPa 1.753 MPa 1.921 MPa 2.584 MPa 100 mPa.s 压降 3.162 MPa 3.576 MPa 3.904 MPa 4.585 MPa 上述试验均属于管内充填（砾石或地层砂）的流体驱动试验。在相同液体排量和液体粘度下，不同的防砂技术压力损失不同。在相同粘度液体条件下，绕丝筛管砾石充填压力损失最小（这是长期生产所要求的），割缝衬管预充填滤砂管压力损失最大，割缝衬管介于其中。在不同粘度液体条件下，不同防砂技术均表现

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出随着液体粘度越高，压力损失越大的规律。

对于砾石充填防砂，从防砂效果来看，绕丝筛管和割缝筛管均可适应。但从长期生产的指标看，绕丝筛管具有一定优势。现将绕丝筛管与割缝筛管的其他性能指标比较如下：

表6-14 绕丝筛管与割缝筛管其他性能比较

指 标 过流面积 抗冲蚀能力 抗腐蚀能力 抗堵塞能力 地层适应性 生产有效期 绕丝筛管 大 强 强 强 宽 长 割缝筛管 中 中 弱 中 窄 中 经上述技术性能对比，绕丝筛管各项指标均优于割缝筛管，因此应优选绕丝筛管砾石充填防砂技术。在此基础上，为提高疏松砂岩地层近井地带的力学稳定性，应采用高压挤压充填方式。对于割缝筛管来说，抗腐蚀能力远不如绕丝筛管。割缝筛管的腐蚀问题主要体现在其使用寿命将大受影响。虽然，地层流体H2S含量较低，地层水矿化度也较低，因此，流体的腐蚀性不太强。尤其在生产初期，含水率低，对筛管钢体的腐蚀性有限。所以在生产初期，可以使用割缝筛管。但从长期生产的角度看，由于时间的累积效应，腐蚀性仍不能忽视。尤其在进入中高含水的开发后期，随着含水不断攀升，对筛管钢体的腐蚀程度会逐步加剧，问题将会逐步显露出来。

对于大斜度定向井、水平井等难以实现砾石充填的井，只能采用非砾石充填防砂完井技术。针对割缝预充填滤砂管或金属纤维滤砂管各自的特点，从防砂效果来看，两者均可适应。但割缝预充填滤砂管由于预充填材料脆性大，抗折性能差，因此只能用于大中曲率半径以上的水平井。而金属纤维滤砂管滤砂材料柔性较好，适用于短曲率半径水平井。由于金属纤维滤砂管的渗透性较之割缝预充填滤砂管有一定优势，且由于水平井采液强度较低，因此金属纤维滤砂管的优势更能显示出来。此外，由于金属纤维滤砂管抗腐蚀能力较之割缝预充填滤砂管更好，

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从长期生产的角度看，在非砾石充填防砂工艺中，应优选金属纤维滤砂管。

根据上述分析以及P油田下一步开发的实际井身结构特点，确定对直井采用绕丝筛管砾石充填防砂技术，对水平井和大斜度井由于受施工工艺的限制，采用金属纤维滤砂管防砂技术。

由Pal-1井及Fal-1井地层砂筛析曲线，Pal-1井地层砂粒度中值d50=0.20㎜，Fal-1井地层砂粒度中值d50=0.22㎜。也可直接采用滤砂管或割缝衬管完井。 6.4、砾石层孔喉挡砂理论及砾石层充填结构模拟计算

Grain Size Histogram图6-12 Pal-1, 地层砂筛析,1225.92m 99.9999.9599.9099.5099.0098.0095.0090.0080.0070.0060.0050.0040.0030.0020.0010.005.002.001.000.500.100.050.01-299.9999.9599.9099.5099.0098.0095.0090.0080.0070.0060.0050.0040.0030.0020.0010.005.002.001.000.500.100.050.01-2-10123706050403020Wt2.034.01000.00.00.40.86.62.55003552501808.34.4902.5632.75.8>200014101000710125<45-1012345Grain Size (microns)Grain Size HistogramFig.6-13 Fal-1, 地层砂筛析 1244.05m 706050403020Wt".911.70.90.20.20.84.07.36.23.23.34.463<4534.9100>2000141010007105003552501801259045Grain Size (microns)在砾石充填防砂中，砾石充填层的孔隙度、渗透率和平均孔喉是砾石尺寸优选以及产能预测中的关键参数。通过计算机模拟实际的砾石充填过程可以得到砾

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石实际沉降后的分布状况，模拟结果为各个已知粒径的砾石颗粒面积及坐标，由此可计算砾石的孔隙度、渗透率及平均孔喉半径等充填结构参数。 6.4.1颗粒稳定性分析

在模拟中，颗粒被侧壁和另外一个颗粒共同支撑、或被另外两个颗粒共同支撑时会保持稳定，如图6-14。当出现图6-15所示情况时颗粒不稳定。 6.4.2充填过程分析

充填砾石为圆形颗粒时，砾石颗粒总是先将容器底部完全覆盖，因此，在砾石充填模拟时，首先随机取砾石颗粒依次将底部添满，直到最后一个砾石颗粒边界与墙壁的距离小于最小砾石直径时为止。

①.首先确定与下落颗粒发生碰撞的砾石颗粒如图6-16所示，首先与下落颗粒发生碰撞的颗粒必定在已沉降颗粒的最顶一层颗粒中，因此应首先搜索顶层颗粒，计算步骤为：

A.、搜索出顶层左边位置最高的颗粒； B、搜索所有在右侧与之相切的砾石颗

粒；

C、上面符合条件的颗粒中位置最高的颗粒即为右侧相邻砾石颗粒； D屏蔽掉不可能与下落颗粒发生碰撞的颗粒。

如图6-15所示，带颜色的颗粒为搜索到的定层颗粒，而红颜色的三个颗粒为被屏蔽的颗粒（经判别不可能与下落颗粒相接触）。

② 判断沉降后颗粒的稳定性

确定出首先与下沉颗粒发生碰撞的两个颗粒（或墙壁和一个颗粒）后，根据

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X,Y B A B 图6-14 颗粒稳定情况示意图

图6-15 颗粒不稳定情况示意图

图6-16 颗粒碰撞情况示意图

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