CN106126866A - 基于地质力学模型的油气井防砂方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种基于地质力学模型的油气井防砂方法及装置。该方法，包括：根据所述油气井的井周围岩应力分析模型以及岩石破裂准则，建立所述油气井的井底流压的计算模型；根据测井资料计算地质力学参数；所述地质力学参数包括：水平最大主应力、水平最小主应力、井壁岩石的抗拉强度和储层孔隙压力；根据所述地质力学参数以及所述井底流压的计算模型，计算所述井底流压；根据所述储层孔隙压力以及所述井底流压确定所述油气井的临界生产压差；根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，并根据所述关系调整所述油气井的实际生产压差。本发明通过准确预测油气井出砂的临界生产压差，从而进行了有效的防砂。

Description

基于地质力学模型的油气井防砂方法及装置

技术领域

本发明涉及油气勘探开发技术领域，尤其涉及一种基于地质力学模型的油气井防砂方法及装置。

背景技术

油气井出砂是油气开采中遇到的重要问题之一，其会导致采油设备磨损和腐蚀，油气井井眼不稳定，以及减产或停产等一系列危害。砾石充填、绕丝筛管、化学固结和地层预强化等方法被用于油气井出砂防治，然而，出砂过程难以观测、储层条件复杂、地层岩石力学性能差异大等因素使得油气井出砂防治成为一个难题。

出砂是由于油气井井周围岩中岩石碎裂，储层流体裹挟造成的。实验科学已经证明，岩石中发育有大量的微裂隙，在一定的应力条件下，这些微裂隙尖端会发生应力集中，导致微裂隙发生不稳定扩展，最终微裂隙贯通造成岩石碎裂。在储层流体裹挟作用下，岩石碎裂的产物-砂粒被运移至井筒乃至井口。油气井井周围岩受到上覆岩层压力、水平最大主应力、水平最小主应力，以及井底流压的作用，处于三轴压缩状态。当应力组合达到一定状态时，井周围岩中的微裂隙会发生扩展贯通，导致井周围岩碎裂而造成出砂。

因此，如何基于力学模型防砂是本领域技术人员亟需解决的技术问题。

发明内容

本发明提供一种基于地质力学模型的油气井防砂方法及装置，以实现准确预测油气井出砂的临界生产压差，从而进行有效防砂。

第一方面，本发明提供一种基于地质力学模型的油气井防砂方法，包括：

根据所述油气井的井周围岩应力分析模型以及岩石破裂准则，建立所述油气井的井底流压的计算模型；

根据测井资料计算地质力学参数；所述地质力学参数包括：水平最大主应力、水平最小主应力、井壁岩石的抗拉强度和储层孔隙压力；

根据所述地质力学参数以及所述井底流压的计算模型，计算所述井底流压；

根据所述储层孔隙压力以及所述井底流压确定所述油气井的临界生产压差；

根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，并根据所述关系调整所述油气井的实际生产压差。

可选地，作为一种可实施的方式，建立所述油气井的井底流压的计算模型，包括：

建立如公式(1)所述的油气井的井底流压的计算模型；

$p_w=\frac{1}{2}\[({\mathrm{\σ}}_H+{\mathrm{\σ}}_h)+2({\mathrm{\σ}}_H-{\mathrm{\σ}}_h)cos2\mathrm{\θ}-8{\mathrm{\σ}}_t\];---\left(1\right)$

其中，p_w为井底流压，单位为MPa；σ_H为水平最大主应力，单位为MPa；σ_h为水平最小主应力，单位为MPa；θ为π/2；σ_t为所述油气井的井壁岩石的抗拉强度，单位为MPa。

可选地，作为一种可实施的方式，根据测井资料计算地质力学参数，包括：

根据组合弹簧模型确定所述水平最大主应力、水平最小主应力，如公式(2)和公式(3)所述：

${\mathrm{\σ}}_H=\frac{E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_H+\frac{\mathrm{\μ}E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_h+\frac{\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}({\mathrm{\σ}}_v-{\mathrm{\αP}}_p)+{\mathrm{\αP}}_p;---\left(2\right)$

${\mathrm{\σ}}_h=\frac{\mathrm{\μ}E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_H+\frac{E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_h+\frac{\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}({\mathrm{\σ}}_v-{\mathrm{\αP}}_p)+{\mathrm{\αP}}_p;---\left(3\right)$

其中，σ_H为水平最大主应力，单位为MPa；σ_h为水平最小主应力，单位为MPa；E为岩石弹性模量，单位为MPa；μ为岩石泊松比；σ_v为垂向应力，单位为MPa；α为Biot系数；ε_H为水平最大主应力的构造应变系数、ε_h为水平最小主应力的构造应变系数。

可选地，作为一种可实施的方式，根据测井资料计算地质力学参数，包括：

根据公式(4)确定所述井壁岩石的抗拉强度；

${\mathrm{\σ}}_t=\frac{1}{12}\[0.0045E(1-SH)+0.008SH\·E\]---\left(4\right)$

其中，σ_t为抗拉强度，单位为MPa，E为岩石弹性模量，单位为MPa；SH为泥质含量。

可选地，作为一种可实施的方式，根据测井资料计算地质力学参数，包括：

根据测井资料，以及等效深度法确定储层孔隙压力，所述储层孔隙压力如公式(5)所述；

P_p＝hG₀+h_e(G₀-G_n) (5)

其中，P_p为储层孔隙压力，单位为MPa；h为所求地层压力点的深度，单位为m；G₀为上覆地层压力梯度，单位为MPa/m；G_n为等效深度处的正常压力梯度，单位为MPa/m；h_e为等效深度，单位为m。

可选地，作为一种可实施的方式，根据所述储层孔隙压力以及所述井底流压确定所述油气井的临界生产压差，包括：

根据公式(6)确定所述临界生产压差；

Δp_w＝P_p-p_w (6)

其中，Δp_w为临界生产压差，单位为MPa；P_p为储层孔隙压力，单位为MPa；p_w为井底流压。

可选地，作为一种可实施的方式，根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，包括：

所述储层孔隙压力与临界生产压差满足公式(7)所述的关系；

Δp＝0.444p_p-27.31 (7)

其中，Δp为临界生产压差，单位为MPa；p_p为储层孔隙压力，单位为MPa。

可选地，作为一种可实施的方式，还包括：

根据水平最大主应力的方向确定最佳射孔方位。

可选地，作为一种可实施的方式，根据水平最大主应力的方向确定最佳射孔方位之前，还包括：

使用钻井诱导缝法确实所述水平最大主应力的方向。

第二方面，本发明提供一种基于地质力学模型的油气井防砂装置，包括：

模型建立模块，用于根据所述油气井的井周围岩应力分析模型以及岩石破裂准则，建立所述油气井的井底流压的计算模型；

计算模块，用于根据测井资料计算地质力学参数；所述地质力学参数包括：水平最大主应力、水平最小主应力、井壁岩石的抗拉强度和储层孔隙压力；

所述计算模块，还用于根据所述地质力学参数以及所述井底流压的计算模型，计算所述井底流压；

确定模块，用于根据所述储层孔隙压力以及所述井底流压确定所述油气井的临界生产压差；

处理模块，用于根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，并根据所述关系调整所述油气井的实际生产压差。

可选地，作为一种可实施的方式，所述模型建立模块，具体用于：

建立如公式(1)所述的油气井的井底流压的计算模型；

$p_w=\frac{1}{2}\[({\mathrm{\σ}}_H+{\mathrm{\σ}}_h)+2({\mathrm{\σ}}_H-{\mathrm{\σ}}_h)cos2\mathrm{\θ}-8{\mathrm{\σ}}_t\];---\left(1\right)$

其中，p_w为井底流压，单位为MPa；σ_H为水平最大主应力，单位为MPa；σ_h为水平最小主应力，单位为MPa；θ为π/2；σ_t为所述油气井的井壁岩石的抗拉强度，单位为MPa。

可选地，作为一种可实施的方式，所述计算模块，具体用于：

根据组合弹簧模型确定所述水平最大主应力、水平最小主应力，如公式(2)和公式(3)所述：

${\mathrm{\σ}}_H=\frac{E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_H+\frac{\mathrm{\μ}E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_h+\frac{\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}({\mathrm{\σ}}_v-{\mathrm{\αP}}_p)+{\mathrm{\αP}}_p;---\left(2\right)$

${\mathrm{\σ}}_h=\frac{\mathrm{\μ}E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_H+\frac{E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_h+\frac{\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}({\mathrm{\σ}}_v-{\mathrm{\αP}}_p)+{\mathrm{\αP}}_p;---\left(3\right)$

其中，σ_H为水平最大主应力，单位为MPa；σ_h为水平最小主应力，单位为MPa；E为岩石弹性模量，单位为MPa；μ为岩石泊松比；σ_v为垂向应力，单位为MPa；α为Biot系数；ε_H为水平最大主应力的构造应变系数、ε_h为水平最小主应力的构造应变系数。

可选地，作为一种可实施的方式，所述计算模块，具体用于：

根据公式(4)确定所述井壁岩石的抗拉强度；

${\mathrm{\σ}}_t=\frac{1}{12}\[0.0045E(1-SH)+0.008SH\·E\]---\left(4\right)$

其中，σ_t为抗拉强度，单位为MPa，E为岩石弹性模量，单位为MPa；SH为泥质含量。

可选地，作为一种可实施的方式，所述计算模块，具体用于：

根据测井资料，以及等效深度法确定储层孔隙压力，所述储层孔隙压力如公式(5)所述；

P_p＝hG₀+h_e(G₀-G_n) (5)

其中，P_p为储层孔隙压力，单位为MPa；h为所求地层压力点的深度，单位为m；G₀为上覆地层压力梯度，单位为MPa/m；G_n为等效深度处的正常压力梯度，单位为MPa/m；h_e为等效深度，单位为m。

可选地，作为一种可实施的方式，所述确定模块，具体用于：

根据公式(6)确定所述临界生产压差；

Δp_w＝P_p-p_w (6)

其中，Δp_w为临界生产压差，单位为MPa；P_p为储层孔隙压力，单位为MPa；p_w为井底流压。

可选地，作为一种可实施的方式，所述处理模块，具体用于：

所述储层孔隙压力与临界生产压差满足公式(7)所述的关系；

Δp＝0.444p_p-27.31 (7)

其中，Δp为临界生产压差，单位为MPa；p_p为储层孔隙压力，单位为MPa。

可选地，作为一种可实施的方式，所述确定模块，还用于：

根据水平最大主应力的方向确定最佳射孔方位。

可选地，作为一种可实施的方式，所述确定模块，还用于：

使用钻井诱导缝法确实所述水平最大主应力的方向。

本发明基于地质力学模型的油气井防砂方法及装置，通过根据所述油气井的井周围岩应力分析模型以及岩石破裂准则，建立所述油气井的井底流压的计算模型；根据测井资料计算地质力学参数；根据所述地质力学参数以及所述井底流压的计算模型，计算所述井底流压；根据储层孔隙压力以及所述井底流压确定所述油气井的临界生产压差；根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，并根据所述关系调整所述油气井的实际生产压差，在投产前以及生产过程中，准确预测油气井出砂的临界生产压差是规避和消减出砂危害的有效途径，因此本发明实施例基于上述步骤实现了基于地质力学模型准确预测油气井出砂的临界生产压差，从而能够调整实际生产压差，即能够有效的防砂。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明基于地质力学模型的油气井防砂方法一实施例的流程示意图；

图2为本发明油气井的井周围岩应力的分析模型；

图3为根据本发明方法得到的储层内不同深度的临界生产压差曲线图；

图4为根据本发明方法得到的临界生产压差与储层孔隙压力关系曲线；

图5为根据本发明方法得到的最佳射孔方位示意图；

图6为本发明基于地质力学模型的油气井防砂装置一实施例的结构示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

图1为本发明基于地质力学模型的油气井防砂方法一实施例的流程示意图。如图1所示，本实施例的方法，包括：

步骤101、根据所述油气井的井周围岩应力分析模型以及岩石破裂准则，建立所述油气井的井底流压的计算模型；

具体的，首先，可以建立油气井的井周围岩应力分析模型。

图2为本发明油气井的井周围岩应力的分析模型。如图2所示，σ_H为水平最大主应力，σ_h为水平最小主应力；θ为极角；x轴、y轴为直角坐标轴，p_w为井底流压。

通过对井周围岩应力的分析，可以将井周围岩应力分量通过坐标变换，表示成关于σ_H、σ_h、θ，以及井底流压p_w的表达式，从而建立了本发明的井底流压的计算模型。

可选地，在实际应用中，可以建立如公式(1)所述的油气井的井底流压的计算模型；

$p_w=\frac{1}{2}\[({\mathrm{\σ}}_H+{\mathrm{\σ}}_h)+2({\mathrm{\σ}}_H-{\mathrm{\σ}}_h)cos2\mathrm{\θ}-8{\mathrm{\σ}}_t\];---\left(1\right)$

其中，p_w为井底流压，单位为MPa；σ_H为水平最大主应力，单位为MPa；σ_h为水平最小主应力，单位为MPa；θ为π/2；σ_t为所述油气井的井壁岩石的抗拉强度，单位为MPa。

步骤102、根据测井资料计算地质力学参数；所述地质力学参数包括：水平最大主应力、水平最小主应力、井壁岩石的抗拉强度和储层孔隙压力；

具体的，可以根据测井资料及组合弹簧模型计算所述水平最大主应力、水平最小主应力；还可以根据确定所述水平最大主应力的方向；

根据测井资料及等效深度法计算储层孔隙压力；根据测井资料计算井壁岩石的抗拉强度。

步骤103、根据所述地质力学参数以及所述井底流压的计算模型，计算所述井底流压；

具体的，可以根据地质力学参数中水平最大主应力、水平最小主应力、井壁岩石的抗拉强度以及井底流压的计算模型，计算所述井底流压。

计算出的井底流压为预防井周围岩不发生破坏的最小井底流压。

步骤104、根据所述储层孔隙压力以及所述井底流压确定所述油气井的临界生产压差；

可选地，作为一种可实施的方式，可以根据公式(6)确定所述临界生产压差；

Δp_w＝P_p-p_w (6)

其中，Δp_w为临界生产压差，单位为MPa；P_p为储层孔隙压力，单位为MPa；p_w为井底流压。

图3为根据本发明方法得到的储层内不同深度的临界生产压差曲线图。其中，针对储层内6460-6466m的深度范围(间隔0.125m)进行临界生产压差的计算。图3中横轴表示临界生产压差，单位MPa；纵轴表示储层深度，单位m。

步骤105、根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，并根据所述关系调整所述油气井的实际生产压差。

具体的，在投产前以及生产过程中，准确预测油气井出砂的临界生产压差是规避和消减出砂危害的有效途径。

因此，本步骤中，首先根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，测定不同开采时间点的储层孔隙压力，根据公式(1)和(6)计算临界生产压差，并拟合求得临界生产压差-储层孔隙压力关系曲线，用于指导实际生产压差的动态调整。图4为根据本发明方法得到的临界生产压差与储层孔隙压力关系曲线。如图4所示，随着储层孔隙压力额减小，临界生产压差也减小。

利用临界生产压差-储层孔隙压力的关系可以指导实际生产压差的动态调整，即在一定的储层孔隙压力下，调整对应的实际生产压差。

本实施例提供的方法，通过根据所述油气井的井周围岩应力分析模型以及岩石破裂准则，建立所述油气井的井底流压的计算模型；根据测井资料计算地质力学参数；根据所述地质力学参数以及所述井底流压的计算模型，计算所述井底流压；根据储层孔隙压力以及所述井底流压确定所述油气井的临界生产压差；根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，并根据所述关系调整所述油气井的实际生产压差，在投产前以及生产过程中，准确预测油气井出砂的临界生产压差是规避和消减出砂危害的有效途径，因此本发明实施例基于上述步骤实现了基于地质力学模型准确预测油气井出砂的临界生产压差，从而能够调整实际生产压差，即能够有效的防砂。

在上述实施例的基础上，本实施例中，步骤102具体可以通过如下方式实现：

根据组合弹簧模型确定所述水平最大主应力、水平最小主应力，如公式(2)和公式(3)所述：

${\mathrm{\σ}}_H=\frac{E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_H+\frac{\mathrm{\μ}E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_h+\frac{\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}({\mathrm{\σ}}_v-{\mathrm{\αP}}_p)+{\mathrm{\αP}}_p;---\left(2\right)$

${\mathrm{\σ}}_h=\frac{\mathrm{\μ}E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_H+\frac{E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_h+\frac{\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}({\mathrm{\σ}}_v-{\mathrm{\αP}}_p)+{\mathrm{\αP}}_p;---\left(3\right)$

其中，σ_H为水平最大主应力，单位为MPa；σ_h为水平最小主应力，单位为MPa；E为岩石弹性模量，单位为MPa；μ为岩石泊松比；σ_v为垂向应力，单位为MPa；α为Biot系数；ε_H为水平最大主应力的构造应变系数、ε_h为水平最小主应力的构造应变系数。

进一步的，可选地，根据公式(4)，确定所述井壁岩石的抗拉强度；

${\mathrm{\σ}}_t=\frac{1}{12}\[0.0045E(1-SH)+0.008SH\·E\]---\left(4\right)$

其中，σ_t为抗拉强度，单位为MPa，E为岩石弹性模量，单位为MPa；SH为泥质含量。

上述公式中E、μ、α、ε_H、ε_h、SH、σ_v都可以通过测井资料得到。

其中，σ_v可以根据地层的密度，重力加速度以及低层的深度的乘积得到。

进一步的，可选地，根据测井资料，以及等效深度法确定储层孔隙压力，所述储层孔隙压力如公式(5)所述；

P_p＝hG₀+h_e(G₀-G_n) (5)

其中，P_p为储层孔隙压力，单位为MPa；h为所求地层压力点的深度，单位为m；G₀为上覆地层压力梯度，单位为MPa/m；G_n为等效深度处的正常压力梯度，单位为MPa/m；h_e为等效深度，单位为m。

其中，上覆地层压力梯度为上覆地层压力除以所求地层压力点的深度。

进一步的，可选地，所述储层孔隙压力与临界生产压差满足公式(7)所述的关系；

Δp＝0.444p_p-27.31 (7)

其中，Δp为临界生产压差，单位为MPa；p_p为储层孔隙压力，单位为MPa。

具体的，利用公式(7)，可以求得任一储层孔隙压力下的临界生产压差。

在上述实施例的基础上，本实施例中，分析保证井壁各点不发生碎裂的临界井底流压的分布规律，确定油气井生产过程中最易出砂位置，该位置与最大主应力方向垂直，也即θ角等于0°和180°的位置。

在上述实施例的基础上，本实施例中，还包括：

根据水平最大主应力的方向确定最佳射孔方位。

具体的，在完井过程中还需要优化射孔方位，因此可以根据水平最大主应力的方向确定最佳射孔方位，

图5为根据本发明方法得到的最佳射孔方位示意图。在实际应用中，如图5所示，最不易出砂位置与水平最大主应力方位一致，最佳射孔方位介于水平最大主应力方位减30°至水平最大主应力方位加30°范围内。

进一步，可选地，根据水平最大主应力的方向确定最佳射孔方位之前，还包括：

使用钻井诱导缝法确实所述水平最大主应力的方向。

具体的，确定水平最大主应力方位，可以使用钻井诱导缝法，井眼形成的瞬间在水平最大主地应力方位上产生钻井诱导缝，可利用识别的钻井诱导缝的方位确定水平最大主地应力方位。

本发明实施例，通过综合考虑水平最大主应力、水平最小主应力、埋深，以及储层岩石抗拉强度对油气井周围岩石破坏的影响，可用于油气井射孔方位的优化、生产压差的计算和制定，以及油气井生产过程中生产压差的动态调整，解决了油气井射孔方位优化和生产压差制定的难题，填补了油气井防砂技术的国际空白，为油气勘探与开发提供了技术支持。

图6为本发明基于地质力学模型的油气井防砂装置一实施例的结构示意图。如图6所示，本实施例的基于地质力学模型的油气井防砂装置，包括：

模型建立模块，用于根据所述油气井的井周围岩应力分析模型以及岩石破裂准则，建立所述油气井的井底流压的计算模型；

计算模块，用于根据测井资料计算地质力学参数；所述地质力学参数包括：水平最大主应力、水平最小主应力、井壁岩石的抗拉强度和储层孔隙压力；

所述计算模块，还用于根据所述地质力学参数以及所述井底流压的计算模型，计算所述井底流压；

确定模块，用于根据所述储层孔隙压力以及所述井底流压确定所述油气井的临界生产压差；

处理模块，用于根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，并根据所述关系调整所述油气井的实际生产压差。

可选地，作为一种可实施的方式，所述模型建立模块，具体用于：

建立如公式(1)所述的油气井的井底流压的计算模型；

$p_w=\frac{1}{2}\[({\mathrm{\σ}}_H+{\mathrm{\σ}}_h)+2({\mathrm{\σ}}_H-{\mathrm{\σ}}_h)cos2\mathrm{\θ}-8{\mathrm{\σ}}_t\];---\left(1\right)$

其中，p_w为井底流压，单位为MPa；σ_H为水平最大主应力，单位为MPa；σ_h为水平最小主应力，单位为MPa；θ为π/2；σ_t为所述油气井的井壁岩石的抗拉强度，单位为MPa。

可选地，作为一种可实施的方式，所述计算模块，具体用于：

根据组合弹簧模型确定所述水平最大主应力、水平最小主应力，如公式(2)和公式(3)所述：

${\mathrm{\σ}}_H=\frac{E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_H+\frac{\mathrm{\μ}E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_h+\frac{\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}({\mathrm{\σ}}_v-{\mathrm{\αP}}_p)+{\mathrm{\αP}}_p;---\left(2\right)$

${\mathrm{\σ}}_h=\frac{\mathrm{\μ}E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_H+\frac{E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_h+\frac{\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}({\mathrm{\σ}}_v-{\mathrm{\αP}}_p)+{\mathrm{\αP}}_p;---\left(3\right)$

其中，σ_H为水平最大主应力，单位为MPa；σ_h为水平最小主应力，单位为MPa；E为岩石弹性模量，单位为MPa；μ为岩石泊松比；σ_v为垂向应力，单位为MPa；α为Biot系数；ε_H为水平最大主应力的构造应变系数、ε_h为水平最小主应力的构造应变系数。

可选地，作为一种可实施的方式，所述计算模块，具体用于：

根据公式(4)确定所述井壁岩石的抗拉强度；

${\mathrm{\σ}}_t=\frac{1}{12}\[0.0045E(1-SH)+0.008SH\·E\]---\left(4\right)$

其中，σ_t为抗拉强度，单位为MPa，E为岩石弹性模量，单位为MPa；SH为泥质含量。

可选地，作为一种可实施的方式，所述计算模块，具体用于：

根据测井资料，以及等效深度法确定储层孔隙压力，所述储层孔隙压力如公式(5)所述；

P_p＝hG₀+h_e(G₀-G_n) (5)

其中，P_p为储层孔隙压力，单位为MPa；h为所求地层压力点的深度，单位为m；G₀为上覆地层压力梯度，单位为MPa/m；G_n为等效深度处的正常压力梯度，单位为MPa/m；h_e为等效深度，单位为m。

可选地，作为一种可实施的方式，所述确定模块，具体用于：

根据公式(6)确定所述临界生产压差；

Δp_w＝P_p-_pw (6)

其中，Δp_w为临界生产压差，单位为MPa；P_p为储层孔隙压力，单位为MPa；p_w为井底流压。

可选地，作为一种可实施的方式，所述处理模块，具体用于：

所述储层孔隙压力与临界生产压差满足公式(7)所述的关系；

Δp＝0.444p_p-27.31 (7)

其中，Δp为临界生产压差，单位为MPa；p_p为储层孔隙压力，单位为MPa。

可选地，作为一种可实施的方式，所述确定模块，还用于：

根据水平最大主应力的方向确定最佳射孔方位。

可选地，作为一种可实施的方式，所述确定模块，还用于：

使用钻井诱导缝法确实所述水平最大主应力的方向。

本实施例的装置，可以用于执行如图1所示方法实施例的技术方案，其实现原理和技术效果类似，此处不再赘述。

本领域普通技术人员可以理解：实现上述方法实施例的全部或部分步骤可以通过程序指令相关的硬件来完成，前述的程序可以存储于一计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，执行包括上述方法实施例的步骤；而前述的存储介质包括：ROM、RAM、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (10)

1.一种基于地质力学模型的油气井防砂方法，其特征在于，包括：

根据所述油气井的井周围岩应力分析模型以及岩石破裂准则，建立所述油气井的井底流压的计算模型；

根据测井资料计算地质力学参数；所述地质力学参数包括：水平最大主应力、水平最小主应力、井壁岩石的抗拉强度和储层孔隙压力；

根据所述地质力学参数以及所述井底流压的计算模型，计算所述井底流压；

根据所述储层孔隙压力以及所述井底流压确定所述油气井的临界生产压差；

根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，并根据所述关系调整所述油气井的实际生产压差。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，建立所述油气井的井底流压的计算模型，包括：

建立如公式(1)所述的油气井的井底流压的计算模型；

$p_w=\frac{1}{2}\[({\mathrm{\σ}}_H+{\mathrm{\σ}}_h)+2({\mathrm{\σ}}_H-{\mathrm{\σ}}_h)cos2\mathrm{\θ}-8{\mathrm{\σ}}_t\];---\left(1\right)$

其中，p_w为井底流压，单位为MPa；σ_H为水平最大主应力，单位为MPa；σ_h为水平最小主应力，单位为MPa；θ为π/2；σ_t为所述油气井的井壁岩石的抗拉强度，单位为MPa。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，根据测井资料计算地质力学参数，包括：

根据组合弹簧模型确定所述水平最大主应力、水平最小主应力，如公式(2)和公式(3)所述：

${\mathrm{\σ}}_H=\frac{E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_H+\frac{\mathrm{\μ}E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_h+\frac{\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}({\mathrm{\σ}}_v-{\mathrm{\αP}}_p)+{\mathrm{\αP}}_p;---\left(2\right)$

${\mathrm{\σ}}_h=\frac{\mathrm{\μ}E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_H+\frac{E}{1-{\mathrm{\μ}}^2}{\mathrm{\ϵ}}_h+\frac{\mathrm{\μ}}{1-\mathrm{\μ}}({\mathrm{\σ}}_v-{\mathrm{\αP}}_p)+{\mathrm{\αP}}_p;---\left(3\right)$

其中，σ_H为水平最大主应力，单位为MPa；σ_h为水平最小主应力，单位为MPa；E为岩石弹性模量，单位为MPa；μ为岩石泊松比；σ_v为垂向应力，单位为MPa；α为Biot系数；ε_H为水平最大主应力的构造应变系数、ε_h为水平最小主应力的构造应变系数。

4.根据权利要求2或3所述的方法，其特征在于，根据测井资料计算地质力学参数，包括：

根据公式(4)确定所述井壁岩石的抗拉强度；

${\mathrm{\σ}}_t=\frac{1}{12}\[0.0045E\left(1-SH\right)+0.008SH\·E\]---\left(4\right)$

其中，σ_t为抗拉强度，单位为MPa，E为岩石弹性模量，单位为MPa；SH为泥质含量。

5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，根据测井资料计算地质力学参数，包括：

根据测井资料，以及等效深度法确定储层孔隙压力，所述储层孔隙压力如公式(5)所述；

P_p＝hG₀+h_e(G₀-G_n) (5)

其中，P_p为储层孔隙压力，单位为MPa；h为所求地层压力点的深度，单位为m；G₀为上覆地层压力梯度，单位为MPa/m；G_n为等效深度处的正常压力梯度，单位为MPa/m；h_e为等效深度，单位为m。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，根据所述储层孔隙压力以及所述井底流压确定所述油气井的临界生产压差，包括：

根据公式(6)确定所述临界生产压差；

Δp_w＝P_p-p_w (6)

其中，Δp_w为临界生产压差，单位为MPa；P_p为储层孔隙压力，单位为MPa；p_w为井底流压。

7.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，包括：

所述储层孔隙压力与临界生产压差满足公式(7)所述的关系；

Δp＝0.444p_p-27.31 (7)

其中，Δp为临界生产压差，单位为MPa；p_p为储层孔隙压力，单位为MPa。

8.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，还包括：

根据水平最大主应力的方向确定最佳射孔方位。

9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，根据水平最大主应力的方向确定最佳射孔方位之前，还包括：

使用钻井诱导缝法确实所述水平最大主应力的方向。

10.一种基于地质力学模型的油气井防砂装置，其特征在于，包括：

模型建立模块，用于根据所述油气井的井周围岩应力分析模型以及岩石破裂准则，建立所述油气井的井底流压的计算模型；

计算模块，用于根据测井资料计算地质力学参数；所述地质力学参数包括：水平最大主应力、水平最小主应力、井壁岩石的抗拉强度和储层孔隙压力；

所述计算模块，还用于根据所述地质力学参数以及所述井底流压的计算模型，计算所述井底流压；

确定模块，用于根据所述储层孔隙压力以及所述井底流压确定所述油气井的临界生产压差；

处理模块，用于根据测井资料确定所述油气井生产过程中储层孔隙压力与临界生产压差的关系，并根据所述关系调整所述油气井的实际生产压差。