塔里木盆地高壓氣藏出砂測井評價方法研究

肖承文

（中國石油塔里木油田公司勘探開發研究院測井中心，新疆庫爾勒841000）

塔里木盆地高壓氣藏出砂測井評價方法研究

肖承文

（中國石油塔里木油田公司勘探開發研究院測井中心，新疆庫爾勒841000）

塔里木油田大北克深地區由于超深井高溫高壓，在測試過程中地層出砂，嚴重影響了試油試采以及儲層的評價。介紹了油氣井產層出砂機理，認為深儲層壓實作用較強，巖石致密且穩定性較好，只有生產壓差過大或采出速度較快時才會導致巖石發生剪切破壞或張性破壞而引起地層出砂。基于測井計算的巖石力學參數和地層壓力及地層應力數據，建立了裸眼完井的臨界生產壓差計算模型、射孔完井的臨界生產壓差計算模型和基于巖石單軸抗壓強度的臨界生產壓差計算模型。采用出砂指數法、臨界生產壓差法及灰色關聯統計分析法等綜合預測產層出砂情況。實現了利用測井資料快速準確地計算生產壓差，用于出砂定量分析與確定最優完井方案，為采油防砂提供決策依據。

測井評價；深層氣層；測井資料；臨界生產壓差；出砂分析；巖石穩定性

0 引 言

產層出砂已成為困擾油氣開采的重要問題之一［1］。深儲層由于壓實和膠結作用強，巖石致密且穩定性好，其特點與中淺儲層不同，以往用于中淺層出砂預測（如聲波時差、孔隙度、產砂指數和斯倫貝爾比等）的經驗值或判別標準已不再適用于深層油氣層。生產壓差指標既包含了地層強度和穩定性這一內在因素，又包含了生產過程這一外在的工藝因素，用它評價油氣井出砂，直觀可靠。通常，實際生產壓差過大，地層將會發生剪切破壞，致使地層出骨架砂，嚴重者引起堵塞或刺穿油管。從節約成本和安全生產的角度急需確定合理的生產壓差和采出速度。生產壓差的計算離不開由測井資料所求取的多種巖石力學參數和地層孔隙壓力及地層應力數據。為此，本文從產層出砂機理分析和臨界生產壓差的計算入手，精細處理地層自然伽馬、地層密度和陣列聲波等測井資料，重點開展基于生產壓差的深氣層出砂判別解釋方法研究。

1 產層出砂機理分析

從井眼巖石力學與穩定性的角度分析產層出砂機理，可分為剪切破壞和拉伸破壞2種［2］。

（1）剪切破壞指井眼以及射孔后射孔孔道周圍的巖石所受的應力超過了巖石本身的強度，使地層產生剪切破壞而產生破裂面。由于破裂面降低了巖石的承載能力，使巖石進一步破碎和向外擴張，產層流體流動的拖曳力將破裂面上的砂子攜帶出來。剪切破壞將造成大量突發性出砂，嚴重時將會砂埋井眼，造成油氣井報廢。其嚴重程度與生產壓差的高低密切相關。

（2）拉伸破壞指產層流體的流動使作用于射孔孔道周圍地層顆粒上的拖曳力過大，射孔孔道壁巖石所受徑向應力超過其本身的抗拉強度，部分顆粒脫離母體而導致出砂。無論是單向拉伸還是處于復雜應力狀態，只要巖石所受的最小有效主應力達到其抗拉強度，巖石即發生拉伸破壞。拉伸破壞一般發生在穿透塑性地層的孔眼末端口和射孔井壁上，其嚴重程度與開采流速及液體黏度的高低有關，并且具有自穩定效應［1］。

油氣井的出砂現象可從生產工程參數上予以解釋。生產工程參數主要包括生產壓差和臨界生產壓差。當生產壓差過大、甚至超過其臨界生產壓差時，孔隙流體拖曳力超過了巖石抗剪切強度，導致巖石發生剪切破壞，這是產層大量出砂的主要外因。

2 臨界生產壓差計算模型的建立

對深層氣層，必須拋棄常規的出砂經驗評價方法，需要采用應力分析法建立生產井眼穩定性（出砂）評價模型，尤其是不同完井方式下的臨界生產壓差計算模型。

2.1 裸眼完井的臨界生產壓差計算模型

采用裸眼完井的油井，井壁圍巖一般具有較高的強度。只有在地層發生破壞才可能引起出砂。

假設井壁周圍的地層為多孔彈性介質，其應力分布狀態可用以下力學模型求解：在無限大平面上，一圓孔受均勻的內壓，而在這個平面的無限遠處受2個水平地層應力的作用，其垂直方向上受上覆巖層壓力（見圖1）。其井壁圍巖應力分布為

圖1 裸眼井井壁受力的力學模型

因生產壓差Δp＝pp－pw，θ＝±π／2時，徑向和軸向應力達到最大，即

通過建立有限元力學模型，結合德魯克－普拉格（Drucker－Prager）準則，即可求出裸眼井的臨界生產壓差

其中，

2.2 射孔完井的臨界生產壓差計算模型

對于具有一定膠結程度的地層，一般采用射孔完井。當射孔孔道發生破壞時，地層可能出砂。在射孔完井方式下，不同方位的射孔孔眼具有不同的穩定性。射孔方向一般選擇沿最大水平地層應力σH和最小水平地層應力σh方向2種，因此臨界生產壓差的計算也應分2種情況（見圖2）。

圖2 射孔完井時射孔孔道壁受力模型

2.2.1 沿最大水平地層應力方向射孔時地層出砂的臨界生產壓差計算

當θ＝±π／2時，得到射孔孔道壁處巖石的3個主應力［3］為

根據德魯克－普拉格準則得出沿最大水平地層應力方向射孔臨界生產壓差的計算公式為

其中，

2.2.2 沿最小水平地層應力方向射孔時地層出砂的臨界生產壓差計算

由圖2（b）可以得到射孔孔道壁處巖石的3個主應力［3］為

同理，可得出沿最小水平地層應力方向射孔的臨界生產壓差（Δphc）的計算公式為

其中，

2.3 基于巖石UCS特性的臨界生產壓差計算模型

根據巖石破壞理論可知，當巖石最大切向應力大于其單軸抗壓強度時，就會引起巖石結構的破壞，導致地層出砂。因此，對于任意角度的定向井，在不知其哪種完井方式的條件下，其防砂判據為

若式（8）成立，表明在生產壓差ΔpS下，井壁巖石是堅固的，地層不會出砂。可得出臨界生產壓差的計算公式為

式中，UCS為巖石單軸抗壓強度，MPa；ΔPS為生產壓差，MPa；P0為上覆巖層壓力，MPa；θ為井斜角，°。通常，當生產壓差大于0.5UCS或0.7SST（抗剪強度）時，則巖石容易屈服而出砂。

3 地層出砂測井解釋實例分析

將上述模型優化編程借助FORWARD.NET平臺計算出各種條件下的臨界生產壓差，與實際生產壓差進行比較，預測地層是否出砂，并選擇合理的完井方式。僅根據1種方法或1種指標很難全面準確地判識地層是否出砂以及出砂程度。為此，采用出砂指數法、斯倫貝爾比法和臨界生產壓差法及灰色關聯統計分析法等綜合預測產層是否出砂，并與實際生產情況對比，以印證這套方法的可靠性。工區6口井的測井資料計算處理結果見表1。

圖3為大北氣田×××井（7 060～7 090m）臨界生產壓差計算與出砂分析成果圖。儲層段深度7 063～7 082m為白堊系砂巖地層。實際分析時，從出砂指數和斯倫貝爾比這2個參數可見，二者都大于其出砂臨界值，判斷產層不出砂；而分別使用4種模型計算出了產層段的臨界生產壓差，由于實際生產壓差遠大于臨界生產壓差，判斷該井嚴重出砂，這正好與實際生產時該氣層嚴重出砂情況相符。為了建立適用于深層、中淺層的出砂臨界生產壓差評價統一標準，消除不同埋深對產層臨界生產壓差的影響，采用單位每千米深度的臨界生產壓差（生產壓差指數）評判出砂與否，即Δpc／DEP參數。統計對比塔里木油田大北、克拉等氣田的實際生產壓差和臨界生產壓差的數值，并分析目前已有文獻報道的國內多個油田的中淺層出砂臨界生產壓差變化范圍，研究發現Δpc／DEP臨界值為3MPa／1km，當實際生產壓差指數大于3MPa／1km時，產層出砂；反之不出砂。可見，直接用臨界生產壓差這一指標判斷地層出砂比較可信（實際分析時，出砂指數和斯倫貝爾比作為輔助指標僅作參考）。另外，從圖3可見，使用沿最大水平地層應力方向射孔模型計算的臨界生產壓差最大，因此采用沿最大水平地層應力方向射孔完井方式氣層不易出砂。

表1 Tarim油田大北井區砂巖儲層段臨界生產壓差計算及出砂分析

4 結論及建議

（1）大北氣田白堊系砂礫巖儲氣層埋藏較深，一般在4 500～7 000m，巖石強度高、穩定性強，常用的出砂經驗評價標準已不適用于深氣層，而用生產壓差指數判斷地層出砂則不受產層埋深的影響，對深、中、淺氣層都適用。

（2）基于井眼圍巖的應力分布模型，利用德魯克－普拉格準則，推導出了裸眼完井和射孔完井臨界生產壓差計算模型，分析了各參數和不同方位射孔對地層出砂的影響。在SH＞Sv＞Sh的條件下，隨著地層孔隙壓力的減小、實際生產壓差的增大、水平地層應力不均勻的增加、Biot系數的增大等，地層穩定性變差，地層容易發生剪切破壞引起出砂；沿最小主應力方向射孔計算的臨界生產壓差最小，也反映了沿最大主應力方向射孔能夠最大程度地防砂。在地層巖性、物性和地層應力及地層壓力相同的情況下，氣層較油層更容易出砂。

圖3 ×××井（7 063～7 090m）臨界生產壓差計算與出砂分析測井成果圖

（3）在射孔完井方式下沿不同方位射孔，其孔壁穩定性不同、臨界生產壓差也不同。一般按射孔完井模型計算的臨界生產壓差越大、沿相應的地層應力方向射孔時孔壁穩定，地層不易出砂；裸眼井完井的臨界生產壓差較低，當裸眼井內的巖石穩定性差、易出砂時，建議裸眼完井時在井內下入防砂工具。

（4）按照上述模型求取臨界生產壓差時，其中涉及到巖石力學參數、地層應力和孔隙壓力等參數，為此要求利用聲波、密度等測井資料準確求取這些參數。

［1］ 夏宏泉，袁仕俊，祁興中，等.井筒酸化壓裂高度預測與出砂指數分析［Z］.塔里木：塔里木油田分公司科研項目報告，2010.

［2］ 劉長新，郭清彬，趙元良.測井新技術對井眼穩定性的評價研究［J］.測井技術，2006，30（2）：168－172.

［3］ 張建國，程遠方.射孔完井出砂預測模型的建立及驗證［J］.石油鉆探技術，2001，29（6）：41－43.

［4］ 王彥利，陳小凡，鄧生輝，等.疏松砂巖臨界壓差的計算方法及應用［J］.西南石油大學學報：自然科學版，2009，31（1）：78－80.

［5］ 王勤田，趙彥超，楊晶，等.油井出砂臨界井底流壓計算模型及應用［J］.江漢石油學院學報，2002，24（2）：75－76.

［6］ 李奇，黃磊，鐘文俊，等.LOGFAST軟件研制與應用［Z］.成都：西南石油大學科研項目，2009.

On Sand Production Log Evaluation of High－pressure Gas Reservoir in Tarim Basin

XIAO Chengwen
（Research Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina Tarim Oilfield Company，Koria，Xinjiang 841000，China）

Dabeikeshen of Tarim oilfield is characterized with ultra deep wells，high temperature and high pressure.The sand production in the process of well testing in this area seriously influences the process of formation testing，pilot production and reservoir evaluation.Introduced is sand production mechanism in the pay zones.It is believed that the main reason for formation sand production in compact and stabilized deep reservoir should be over－loaded differential pressure and faster production speed，which can lead to rock shear fractures or tension fractures.On the basis of rock mechanical parameters，reservoir pressure and ground stress calculated by well logging data，established are the critical production differential pressure computation models for barefoot well completion，perforation well completion and for that based on rock’s uniaxial compressive strength.Pay zone sand production condition is predicted by combining following methods：the sand index method，the critical production differential pressure method and the grey correlation statistical analysis method，and so on.The production differential pressure is calculated rapidly and accurately withlogging data.The study is helpful in quantitatively analyzing sand production and determining optimum well completion scheme，and provides foundation for reservoir sand control decision making.

log evaluation，deep gas layer，log data，critical production differential pressure，sand production analyze，rock stability

P631.84 文獻標識碼：A

2011－08－29 本文編輯 王小寧）

李健，男，1963年生，長期從事測井儀器技術研究工作。