基于有限元法的高壓擠壓礫石充填數值模擬＊

王偉章，閆相禎，陳宗毅

（1.濰坊學院，山東 濰坊 261061；2.中國石油大學，山東 青島 266000；3.勝利油田采油工藝研究院，山東 東營 257000）

基于有限元法的高壓擠壓礫石充填數值模擬＊

王偉章1，閆相禎2，陳宗毅3

（1.濰坊學院，山東 濰坊 261061；2.中國石油大學，山東 青島 266000；3.勝利油田采油工藝研究院，山東 東營 257000）

從疏松砂巖的巖石特性以及施工工藝角度分析了影響高壓擠壓礫石充填效果的各種可能因素。在此基礎上，采用有限元分析軟件針對射孔井進行了數值模擬，模擬結果顯示射孔沿著最大水平主應力方向，有助于裂縫的產生。在數值模擬的基礎上分析了高壓擠壓過程中疏松砂巖的啟裂機理，認為壓密砂層的破裂壓力即為高壓擠壓礫石充填的啟裂壓力，其裂縫形態，直接影響著近井地帶的裂縫形態。

高壓充填；有限元法；啟裂；數值模擬

疏松砂巖油藏在我國分布范圍廣、儲量大，出砂是疏松砂巖油藏開采中經常遇到的難題之一。在國內外各油田生產中均廣泛存在著出砂問題，而油井出砂已成為目前制約油田穩產上產的重要因素之一。目前各油田針對油井出砂問題較多采用的工藝方法是高壓擠壓充填技術。但長期以來疏松砂巖高壓擠壓理論體系未能得到有效建立，理論與實際應用的脫節，導致工藝技術和施工參數不甚合理，影響了高壓擠壓防砂技術的進一步發展［1－3］。

通過現場施工經驗可以斷定，高壓擠壓礫石充填效果受多種因素的影響，因為高壓擠壓礫石充填效果與擠壓后近井地層形態密切相關，受多種因素的影響，近井地層會產生各種復雜的形態［4］。

1 疏松砂巖的分級

疏松砂巖亦稱弱膠結砂巖，為軟巖的一種，它是一種在特定的環境下具有顯著塑性變形的復雜巖石力學介質。目前，國內外對于疏松砂巖的概念尚未有明確的定義，為了便于對疏松砂巖進行定量的分析，本文采用ISRM（國際巖石力學學會，1990，1993）對軟巖的定義：單軸抗壓強度在0.5－25MPa的一類巖石。即對疏松砂巖定義為：單軸抗壓強度在0.5－25MPa的砂巖。

根據疏松砂巖高壓擠壓充填管外砂量結果分析，基本可以確定壓后近井地帶將出現“壓實”以及“啟裂”兩種狀態，為深入研究疏松砂巖壓后近井地帶形態，對疏松砂巖按單軸抗壓強度進行二次分級。單軸抗壓強度數值可由實驗或測井數據計算獲得。

一級為流砂，不啟裂，壓實；二級為弱膠結，不啟裂，壓實；三級為中膠結，啟裂，裂縫形態待分析；四級為強膠結，啟裂，裂縫形態同低滲油藏。

2 疏松砂巖高壓擠壓后地層形態影響因素分析

疏松砂巖擠壓后地層形態與低滲油藏有所不同，其根本原因就在于疏松砂巖的巖石特性與低滲油藏不同，所以，對壓后形態影響最大的是疏松砂巖的巖石特性以及擠壓時人為的影響因素。

2.1 膠結程度

疏松砂巖的膠結方式主要是接觸膠結和孔隙膠結，其膠結強度對擠壓后地層形態的影響巨大，不妨將疏松砂巖的膠結強度暫且分為強、中、弱（見圖1、2、3），對于膠結強度較強的地層，壓后的形態我們不難推斷，應該接近于低滲油藏，其走向、裂縫幾何形狀等從宏觀上應該近似于低滲油藏，但微觀上定會有所不同。對于膠結很弱的地層，根據取芯情況分析（見圖4），我們也可以推斷，擠壓后地層不會啟裂，而會被壓密壓實，對于膠結強度在中等程度左右的地層，擠壓后地層到底是什么狀態，還需我們進一步論證。

圖1 高強度膠結巖芯

圖2 中等偏硬強度膠結巖芯

圖3 弱強度膠結巖芯

圖4 極弱膠結巖芯

2.2 孔隙度和滲透率

孔隙度和滲透率的高低直接會影響到啟裂壓力或排量，在滲透率較高的地層，攜砂液濾失過快，會造成過早的脫砂，影響裂縫的延伸，甚至會造成近井地層無法起裂。

另外，井筒周圍地層若存在嚴重的各向異性，孔隙度和滲透率會對裂縫的體積和方向產生重大影響，孔隙度高則地層的可塑性較大，地層啟裂后形成的裂縫體積也較大，滲透率的高低則可能會影響到裂縫的方向，高壓大排量的攜砂液會優先沿滲透率高的方向前進，由此也就決定了裂縫的方向。

2.3 近井應力場

近井應力場對擠壓后地層形態影響巨大，其影響主要體現在裂縫的方向和啟裂壓力上，垂向主應力和水平主應力的相對大小，決定了裂縫的形態和方位，但是，若遇到最大主應力為σV，且水平主應力σH和σh比較接近的地層，假設在施工中所有裂縫出現周邊脫砂，裂縫內部壓力升高，當裂縫內部壓力大于σH時，在最小主應力方向上也可能產生一些裂縫。另外再考慮到前面所述近井地帶孔隙度和滲透率非均質性對裂縫方向的貢獻，近井地帶裂縫的形態就會非常復雜。

2.4 射孔

對疏松砂巖地層進行高壓擠壓時，由于射孔造成大量的微裂隙，這些微裂隙在高壓的作用下極易成長為裂縫，考慮到相位角以及孔密的不同，近井地帶裂縫的形態可能會有很大差別（見圖5）。由于疏松砂巖的弱膠結，在孔密達到一定程度，裂縫之間相互連通，扭曲交叉，在近井區形成縱橫交錯的裂縫密布區，這種三維裂縫使高壓擠壓地層描述更加復雜。但離射孔地帶稍遠的地層，裂縫還將大致以平行裂縫的形式存在。

圖5 射孔造成大量的微裂隙的情況下擠壓后形態

圖6 凝膠液的破膠時間較短的情況下擠壓后的地層形態

2.5 溫度

高壓擠壓過程中，溫度是一個非常重要的參數，它影響著攜砂液的流變性、攜砂能力以及凝膠液的破膠能力。繼而影響著裂縫的起裂和延伸，對近井形態產生重大影響。同樣的攜砂液的性能在溫度較低的地層可能破膠的時間相對較長，裂縫較長和在溫度較高的地層破膠時間較短，裂縫就變得比較短、比較寬，如果凝膠液的破膠時間較短，也很有可能會造成近井地層被壓密壓實（見圖6）。

2.6 壓裂液

壓裂液粘度是影響高壓擠壓地層形態的重要因素一，它直接影響到地層的起裂，以及裂縫的幾何尺寸，由于疏松砂巖具有較高的滲透率，壓裂液粘度過低會產生較高的濾失速率，極可能造成井底壓力無法達到起裂壓力，或者啟裂后裂縫內過早脫砂，使裂縫過短甚至引起近井地帶的壓密壓實，粘度過高會加大井深長度內較大的摩擦損失，降低井底有效壓力，另外有可能造成油層傷害。壓裂液粘度與溫度密切相關。

2.7 排量、壓力

排量、壓力對擠壓后地層形態的影響較大，也主要體現在對地層的起裂，以及裂縫的幾何尺寸上，排量小、壓力低可能造成無法啟裂引起近井地帶的壓密壓實，排量大、壓力高會使裂縫在長、寬、高方向發育（見圖7）。這里也必須考慮到裂隙性地層，當油井周圍存在裂隙時，地層啟裂后，攜砂液順著裂縫流入裂隙，即使在大排量、高砂比泵入攜砂液的情況下，此時壓力卻一直較低，裂縫無法在寬、高方向發育，極易造成裂縫條數較少，窄扁裂縫（見圖8）。

圖7 排量大、壓力高的情況下擠壓后形態

圖8 裂隙性地層擠壓后形態

通過上述對近井地帶裂縫形態描述的各種分析，可以斷定，近井地帶的裂縫受各種因素的影響，會產生各種復雜的形態。經過以上的分析，高壓擠壓后近井地帶形態表現為近似于常規裂縫、寬高裂縫、類似龜裂縫、壓密壓實幾種形態。

3 有限元分析軟件數值模擬

采用有限元分析軟件針對疏松砂巖進行數值模擬，針對井眼直徑7英寸的油井進行分析，最大水平主應力為20MPa，最小水平主應力為15MPa，高壓擠壓時內壓為30MPa。分兩種情況建立有限元分析模型：（1）平行于最大水平主應力方向射孔，及平行于最小水平主應力方向射孔；（2）與最小水平主應力和最小水平主應力方向呈夾角的方向射孔。

圖9 裸眼井高壓擠壓近井筒地層mises應力云圖（y：20MPa.x：15MPa.內壓：30 MPa）

圖10 裸眼井高壓擠壓近井筒地層mises應力云圖（y：20 MPa.x：15 MPa.內壓：60 MPa）

圖11 射孔井高壓擠壓近井筒地層mises應力云圖（y：20MPa.x：15MPa.內壓：30MPa）

圖12 射孔井高壓擠壓近井筒地層mises應力云圖（y：20 MPa.x：15MPa.內壓：30MPa）

從計算結果來看，平行于最大水平主應力方向射孔，地層的mises應力較大，平行于最小水平主應力方向射孔，地層的mises應力較低，射孔方向與主應力呈45°方向，地層的mises應力介于前兩者之間，即射孔沿著最大水平主應力方向，有助于裂縫的產生。（見圖9－圖12）

4 中弱疏松砂巖啟裂機理研究

4.1 壓密區域的破裂

疏松砂巖微觀結構變化規律中的結構壓實階段，從其本質而言與砂土的固結相似，高壓擠壓壓實區域的破裂過程也完全可以借鑒固結砂土的破壞理論。

高壓擠壓充填壓實過程如下：高壓砂漿擠壓著巖層，使巖層發生彈塑性變形，然后攜砂液占領這些空隙，達到近井壓實充填的目的。隨著施工壓力的不斷增大，塑性區內的巖層持續被壓實，當壓實到一定程度，攜砂液無法擠入到巖層的孔隙中去時，攜砂液積聚的能量會快速增加，當目標巖層附近井底壓力增大到一定程度，巖體就會開始沿一定方向發生啟裂。

4.2 未壓實部位的破裂

隨著高壓擠壓壓力的提高，壓實部位破裂形成裂縫，裂縫使井筒與未壓實部位連通，由于裂縫縫隙的突然發生，在狹小的裂縫區域產生較大的沖擊載荷，此力將對未壓實部位產生劈裂作用，從而形成裂縫。另外，未壓實部位和壓實部位的結合處，受壓實部位的應力傳遞，其膠結本已受到損傷，一旦被劈裂，新裂隙形成，壓入的流體開始流入新裂隙（見圖13）。未壓實部位的疏松砂巖將不再遵循“壓實－破裂”這一規律，而會呈現準脆性的特征。

圖13 高壓擠壓時地層啟裂機理示意圖

此時可以推斷，壓密砂層的破裂壓力即為高壓擠壓礫石充填的啟裂壓力，其裂縫形態，直接影響著近井地帶的裂縫形態。

5 結論

（1）疏松砂巖的巖石特性以及高壓擠壓井的工藝參數對擠壓后的地層形態影響巨大。

（2）有限元分析軟件模擬結果顯示射孔沿著最大水平主應力方向，有助于裂縫的產生。

（3）壓密砂層的破裂壓力即為高壓擠壓礫石充填的啟裂壓力，其裂縫形態直接影響著近井地帶的裂縫形態。

［1］黃文強.稀油出砂區塊高壓礫石充填防砂技術的研究與應用［J］.石油天然氣學報，2010，32（4）：312－314.

［2］馬代鑫.高壓礫石充填防砂工藝參數優化設計［J］.石油鉆采工藝，2007，29（3）：52－55.

［3］蔣官澄，陳應淋.高壓充填防砂過渡帶對產能影響研究［J］.西安石油大學學報：自然科學版，2006，21（4）：51－53.

［4］Wang W Z，Yan X Z.On high pressure squeeze pack numerical simulation of unconsolidated sandstone based on discrete element［J］.Applied Mechanics and Materials，2010，34／35：1666－1670.

（責任編輯：肖恩忠）

Numerical Simulation in High－Pressure Gravel Packing Based on the Finite Element Method

WANG Wei－zhang1，YAN Xiang－zhen2，CHEN Zong－yi3
（1.Weifang University，Weifang 261061，China；2.China University of Petroleum，Qingdao 266000，China；3.Oil Production Research Institute of Shengli Oilfield Branch Company，Dongying 257000，China）

The thesis deals with all possible factors that influence high－pressure gravel packing from the angle of rock features of loose sandstone and construction technology.And then numerically simulate given naked eye wells and perforated wells by means of finite element analysis software.The simulations suggest that perforation along the direction of maximum principal stress helps occurrence of the cracks.Cracking mechanism of the loose sandstone in the course of high－pressure packing is also discussed on the basis of numerical simulation，with conclusion that bursting pressure of the compacted sand layer is the crack initiation pressure of high－pressure gravel packing，and its crack form directly influences that round the well.

high－pressure gravel packing，finite element method，crack initiation，numerical simulation

2011－07－28

國家科技重大專項基金項目（2008ZX05036－001；2008ZX05037－004）

王偉章（1969－），男，山東青島人，濰坊學院機電工程學院副教授，博士。研究方向：石油鉆采工程。

TE355 文獻標識碼：A 文章編號：1671－4288（2011）06－0094－05