塔里木盆地高压气藏出砂测井评价方法研究

肖承文

（中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院测井中心，新疆库尔勒841000）

塔里木盆地高压气藏出砂测井评价方法研究

肖承文

（中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院测井中心，新疆库尔勒841000）

塔里木油田大北克深地区由于超深井高温高压，在测试过程中地层出砂，严重影响了试油试采以及储层的评价。介绍了油气井产层出砂机理，认为深储层压实作用较强，岩石致密且稳定性较好，只有生产压差过大或采出速度较快时才会导致岩石发生剪切破坏或张性破坏而引起地层出砂。基于测井计算的岩石力学参数和地层压力及地层应力数据，建立了裸眼完井的临界生产压差计算模型、射孔完井的临界生产压差计算模型和基于岩石单轴抗压强度的临界生产压差计算模型。采用出砂指数法、临界生产压差法及灰色关联统计分析法等综合预测产层出砂情况。实现了利用测井资料快速准确地计算生产压差，用于出砂定量分析与确定最优完井方案，为采油防砂提供决策依据。

测井评价；深层气层；测井资料；临界生产压差；出砂分析；岩石稳定性

0 引 言

产层出砂已成为困扰油气开采的重要问题之一［1］。深储层由于压实和胶结作用强，岩石致密且稳定性好，其特点与中浅储层不同，以往用于中浅层出砂预测（如声波时差、孔隙度、产砂指数和斯伦贝尔比等）的经验值或判别标准已不再适用于深层油气层。生产压差指标既包含了地层强度和稳定性这一内在因素，又包含了生产过程这一外在的工艺因素，用它评价油气井出砂，直观可靠。通常，实际生产压差过大，地层将会发生剪切破坏，致使地层出骨架砂，严重者引起堵塞或刺穿油管。从节约成本和安全生产的角度急需确定合理的生产压差和采出速度。生产压差的计算离不开由测井资料所求取的多种岩石力学参数和地层孔隙压力及地层应力数据。为此，本文从产层出砂机理分析和临界生产压差的计算入手，精细处理地层自然伽马、地层密度和阵列声波等测井资料，重点开展基于生产压差的深气层出砂判别解释方法研究。

1 产层出砂机理分析

从井眼岩石力学与稳定性的角度分析产层出砂机理，可分为剪切破坏和拉伸破坏2种［2］。

（1）剪切破坏指井眼以及射孔后射孔孔道周围的岩石所受的应力超过了岩石本身的强度，使地层产生剪切破坏而产生破裂面。由于破裂面降低了岩石的承载能力，使岩石进一步破碎和向外扩张，产层流体流动的拖曳力将破裂面上的砂子携带出来。剪切破坏将造成大量突发性出砂，严重时将会砂埋井眼，造成油气井报废。其严重程度与生产压差的高低密切相关。

（2）拉伸破坏指产层流体的流动使作用于射孔孔道周围地层颗粒上的拖曳力过大，射孔孔道壁岩石所受径向应力超过其本身的抗拉强度，部分颗粒脱离母体而导致出砂。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。拉伸破坏一般发生在穿透塑性地层的孔眼末端口和射孔井壁上，其严重程度与开采流速及液体黏度的高低有关，并且具有自稳定效应［1］。

油气井的出砂现象可从生产工程参数上予以解释。生产工程参数主要包括生产压差和临界生产压差。当生产压差过大、甚至超过其临界生产压差时，孔隙流体拖曳力超过了岩石抗剪切强度，导致岩石发生剪切破坏，这是产层大量出砂的主要外因。

2 临界生产压差计算模型的建立

对深层气层，必须抛弃常规的出砂经验评价方法，需要采用应力分析法建立生产井眼稳定性（出砂）评价模型，尤其是不同完井方式下的临界生产压差计算模型。

2.1 裸眼完井的临界生产压差计算模型

采用裸眼完井的油井，井壁围岩一般具有较高的强度。只有在地层发生破坏才可能引起出砂。

假设井壁周围的地层为多孔弹性介质，其应力分布状态可用以下力学模型求解：在无限大平面上，一圆孔受均匀的内压，而在这个平面的无限远处受2个水平地层应力的作用，其垂直方向上受上覆岩层压力（见图1）。其井壁围岩应力分布为

图1 裸眼井井壁受力的力学模型

因生产压差Δp＝pp－pw，θ＝±π／2时，径向和轴向应力达到最大，即

通过建立有限元力学模型，结合德鲁克－普拉格（Drucker－Prager）准则，即可求出裸眼井的临界生产压差

其中，

2.2 射孔完井的临界生产压差计算模型

对于具有一定胶结程度的地层，一般采用射孔完井。当射孔孔道发生破坏时，地层可能出砂。在射孔完井方式下，不同方位的射孔孔眼具有不同的稳定性。射孔方向一般选择沿最大水平地层应力σH和最小水平地层应力σh方向2种，因此临界生产压差的计算也应分2种情况（见图2）。

图2 射孔完井时射孔孔道壁受力模型

2.2.1 沿最大水平地层应力方向射孔时地层出砂的临界生产压差计算

当θ＝±π／2时，得到射孔孔道壁处岩石的3个主应力［3］为

根据德鲁克－普拉格准则得出沿最大水平地层应力方向射孔临界生产压差的计算公式为

其中，

2.2.2 沿最小水平地层应力方向射孔时地层出砂的临界生产压差计算

由图2（b）可以得到射孔孔道壁处岩石的3个主应力［3］为

同理，可得出沿最小水平地层应力方向射孔的临界生产压差（Δphc）的计算公式为

其中，

2.3 基于岩石UCS特性的临界生产压差计算模型

根据岩石破坏理论可知，当岩石最大切向应力大于其单轴抗压强度时，就会引起岩石结构的破坏，导致地层出砂。因此，对于任意角度的定向井，在不知其哪种完井方式的条件下，其防砂判据为

若式（8）成立，表明在生产压差ΔpS下，井壁岩石是坚固的，地层不会出砂。可得出临界生产压差的计算公式为

式中，UCS为岩石单轴抗压强度，MPa；ΔPS为生产压差，MPa；P0为上覆岩层压力，MPa；θ为井斜角，°。通常，当生产压差大于0.5UCS或0.7SST（抗剪强度）时，则岩石容易屈服而出砂。

3 地层出砂测井解释实例分析

将上述模型优化编程借助FORWARD.NET平台计算出各种条件下的临界生产压差，与实际生产压差进行比较，预测地层是否出砂，并选择合理的完井方式。仅根据1种方法或1种指标很难全面准确地判识地层是否出砂以及出砂程度。为此，采用出砂指数法、斯伦贝尔比法和临界生产压差法及灰色关联统计分析法等综合预测产层是否出砂，并与实际生产情况对比，以印证这套方法的可靠性。工区6口井的测井资料计算处理结果见表1。

图3为大北气田×××井（7 060～7 090m）临界生产压差计算与出砂分析成果图。储层段深度7 063～7 082m为白垩系砂岩地层。实际分析时，从出砂指数和斯伦贝尔比这2个参数可见，二者都大于其出砂临界值，判断产层不出砂；而分别使用4种模型计算出了产层段的临界生产压差，由于实际生产压差远大于临界生产压差，判断该井严重出砂，这正好与实际生产时该气层严重出砂情况相符。为了建立适用于深层、中浅层的出砂临界生产压差评价统一标准，消除不同埋深对产层临界生产压差的影响，采用单位每千米深度的临界生产压差（生产压差指数）评判出砂与否，即Δpc／DEP参数。统计对比塔里木油田大北、克拉等气田的实际生产压差和临界生产压差的数值，并分析目前已有文献报道的国内多个油田的中浅层出砂临界生产压差变化范围，研究发现Δpc／DEP临界值为3MPa／1km，当实际生产压差指数大于3MPa／1km时，产层出砂；反之不出砂。可见，直接用临界生产压差这一指标判断地层出砂比较可信（实际分析时，出砂指数和斯伦贝尔比作为辅助指标仅作参考）。另外，从图3可见，使用沿最大水平地层应力方向射孔模型计算的临界生产压差最大，因此采用沿最大水平地层应力方向射孔完井方式气层不易出砂。

表1 Tarim油田大北井区砂岩储层段临界生产压差计算及出砂分析

4 结论及建议

（1）大北气田白垩系砂砾岩储气层埋藏较深，一般在4 500～7 000m，岩石强度高、稳定性强，常用的出砂经验评价标准已不适用于深气层，而用生产压差指数判断地层出砂则不受产层埋深的影响，对深、中、浅气层都适用。

（2）基于井眼围岩的应力分布模型，利用德鲁克－普拉格准则，推导出了裸眼完井和射孔完井临界生产压差计算模型，分析了各参数和不同方位射孔对地层出砂的影响。在SH＞Sv＞Sh的条件下，随着地层孔隙压力的减小、实际生产压差的增大、水平地层应力不均匀的增加、Biot系数的增大等，地层稳定性变差，地层容易发生剪切破坏引起出砂；沿最小主应力方向射孔计算的临界生产压差最小，也反映了沿最大主应力方向射孔能够最大程度地防砂。在地层岩性、物性和地层应力及地层压力相同的情况下，气层较油层更容易出砂。

图3 ×××井（7 063～7 090m）临界生产压差计算与出砂分析测井成果图

（3）在射孔完井方式下沿不同方位射孔，其孔壁稳定性不同、临界生产压差也不同。一般按射孔完井模型计算的临界生产压差越大、沿相应的地层应力方向射孔时孔壁稳定，地层不易出砂；裸眼井完井的临界生产压差较低，当裸眼井内的岩石稳定性差、易出砂时，建议裸眼完井时在井内下入防砂工具。

（4）按照上述模型求取临界生产压差时，其中涉及到岩石力学参数、地层应力和孔隙压力等参数，为此要求利用声波、密度等测井资料准确求取这些参数。

［1］ 夏宏泉，袁仕俊，祁兴中，等.井筒酸化压裂高度预测与出砂指数分析［Z］.塔里木：塔里木油田分公司科研项目报告，2010.

［2］ 刘长新，郭清彬，赵元良.测井新技术对井眼稳定性的评价研究［J］.测井技术，2006，30（2）：168－172.

［3］ 张建国，程远方.射孔完井出砂预测模型的建立及验证［J］.石油钻探技术，2001，29（6）：41－43.

［4］ 王彦利，陈小凡，邓生辉，等.疏松砂岩临界压差的计算方法及应用［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2009，31（1）：78－80.

［5］ 王勤田，赵彦超，杨晶，等.油井出砂临界井底流压计算模型及应用［J］.江汉石油学院学报，2002，24（2）：75－76.

［6］ 李奇，黄磊，钟文俊，等.LOGFAST软件研制与应用［Z］.成都：西南石油大学科研项目，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 文献标识码：A

2011－08－29 本文编辑 王小宁）

李健，男，1963年生，长期从事测井仪器技术研究工作。