CN110566171A - 一种超高压致密裂缝性砂岩气藏出砂预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于油气开采技术领域，公开了一种超高压致密裂缝性砂岩气藏出砂预测方法，该方法主要考虑了此类出砂气藏储层强构造应力、射孔孔眼堵塞、附加压差、储层裂缝等因素的影响，步骤主要包括：①通过测井曲线或实验进行岩石力学参数的获取；②通过测井数据确定垂直主应力、水平最大主应力、水平最小主应力的大小和方向，建立地应力模型；③确定大概有效孔眼数和附加压差；④考略裂缝及附加压差等特征因素，计算出砂临界生产压差。本发明能为此类气藏开发中的防砂工作提供参考和指导，有助于恢复气井正常平稳生产，提高经济效益。

Description

一种超高压致密裂缝性砂岩气藏出砂预测方法

技术领域

本发明属于油气开采技术领域，尤其涉及一种超高压致密裂缝性砂岩气藏的出砂预测方法。

技术背景

随着石油天然气工业的不断发展和国内天然气需求量的日益攀升，超高压裂缝性致密砂岩气藏因其储量巨大、产能高，已经成为非常规天然气勘探开发的重要领域之一。随着此类气藏的大规模开采，部分气井出现了致密砂岩气藏罕见的大量出砂的情况。

出砂是油气井生产过程中面临的重要问题之一。出砂多发生于岩石孔隙度大、胶结程度低、岩石强小的疏松砂岩油气藏，致密砂岩油气藏通常不易出砂。然而随着致密气开发规模的不断扩张，部分超高压致密裂缝性砂岩气藏出现了大量出砂的情况。

此类出砂气藏有以下特征：①原始构造应力强，岩石承受极大的水平应力差；②在开发过程中，由于岩石致密，常常需要进行酸化、压裂改造，并且储层存在天然裂缝，这些地质和工程因素都会降低岩石强度；③气藏压力大，单井产量高，开采时生产压差大，井壁岩石承受巨大的剪切应力；④由于此类气藏在钻井时钻井液密度窗口窄，(钻井液密度过大超出此范围容易发生漏失，密度低于此范围则井壁容易发生垮塌)，为保证井壁不发生垮塌通常选择密度较大的钻井液，导致其漏失入地层中，污染地层，堵塞气体流出通道；⑤随着开采时间的增加，储层内的自由砂粒(被压裂破坏脱落的岩石、裂缝未闭合好的压裂砂和支撑剂、酸解后的泥浆重晶石等)被运移至井筒部分炮眼被堵埋时，大量无效射孔孔眼产生，储层气体不能均匀从各个孔眼产出，气体集中从有效孔眼高速流出，导致周围孔壁所受附加压差急剧增加。

综上所述，在巨大应力的作用下，储层岩石极易破碎引发大量出砂，导致井筒积砂、积液、管柱损坏等严重影响了油田的正常生产和经济效益。

由于此类气藏埋藏深度大、储层温度高、地层压力高、含砂流体冲蚀性强可能含有腐蚀性气体，防砂难度和成本极高。目前少有一套考虑此类气藏构造应力强、射孔孔眼堵塞、附加压差大、储层含裂缝等特殊因素的临界生产压差预测方法，对于气井前期的出砂预防和后期的出砂治理难以制定有效的方案及采取相应的防砂措施。

因此，建立一套超高压致密裂缝性砂岩气藏出砂预测方法对于出砂治理及恢复气井的正常生产显得尤为必要。

发明内容

1.针对超高压裂缝性致密砂岩气藏尚无针对性出砂预测方法的问题，本发明提供一种超高压致密裂缝性砂岩气藏出砂预测的方法，如附图1所示，内容包括：

(A)通过出砂井的测井数据分析或对岩心进行力学实验可以获得储层岩石力学参数。包括：抗压强度、弹性模量、泊松比、内聚力、内摩擦角。若目标井进行了酸化改造，则需实验模拟酸化后的岩石强度。

(B)通过测井数据确定垂直主应力、水平最大主应力、水平最小主应力的大小和方向，建立地应力模型。

(C)根据不同数量产气炮眼下的气层井底流压，计算出了储层产气孔数与气井油压、产量的关系，即通过油压和产量可计算出储层的产气炮眼的数量。在有确定大概效生产孔眼个数的情况下，计算附加压差。

(D)根据之前计算的岩石力学参数、地应力、地层压力等数据并考虑孔眼处的附加压差及储层裂缝因素，计算储层气井临界生产压差。

本发明通过岩石力学参数、储层构造应力、有效孔眼数、附加压差、储层裂缝等因素的综合分析对超高压裂缝性致密砂岩气藏进行出砂预测，解决此类气藏出砂主导因素不明以及出砂临界生产压差预测难的问题，为气井生产中的防砂和控砂措施提供参考。

所述步骤A中，选取该井储层段测井所得的自然伽马、密度、声波、电阻率、井径曲线对目标地层的岩石力学参数进行计算。杨氏模量E的计算公式如(I)所示：

式(I)中，Δt_p为纵波时差，μs/m；Δt_s为横波时差，μs/m；ρ_b为密度测井值，kg/m³。

动态泊松比计算公式如(II)所示：

抗压强度计算公式如(III)所示：

S_c＝E[0.008V_sh+0.0045(1-V_sh)] (III)

式(III)中，V_sh为泥质含量，可由自然伽马曲线估算。

岩石内聚力的计算公式如(IV)所示：

内摩擦角φ_w的计算公式如(V)为：

φ_w＝AC_o+B (V)

式(V)中，A、B均为经验系数。

若地层酸化，可以通过实验模拟酸化后的岩石强度。实验步骤如下：

1.将岩心切割研磨，制成直径25mm,高50mm的试样；

2.按照现场酸化所用的配方配置酸液；

3.将配置的试样，放在酸液中浸泡；

4.分别对酸化和未酸化试样进行单轴压缩试验和剪切试验；

5.对试验数据进行处理；

6.计算酸化后的岩石弹性模量、泊松比、内聚力和内摩擦角。

所述步骤B中垂直主应力，即上覆地层压力，一般可由对密度测井曲线积分来确定。若没有密度测井曲线但有声波时差曲线的井段，可由声波曲线提取伪密度曲线，再对伪密度曲线进行积分；对于既无密度也没有声波测井曲线的井段，则一般根据已有数据拟合匹配的密度曲线(如指数函数等)，再对密度曲线积分进行确定。计算公式如(VI)所示：

式(VI)中，σ_v为总垂直压力；D_TV为真垂直深度；g为重力加速度；O为偏移值；ρ_b为体积密度。

水平最小主应力可采用声波测井直接计算(需要拟合现场实测数据)，也可以通过现场数据获取单点应力数据(压裂施工曲线可以得到)后，采用最小主应力与垂直主应力的有效应力比来计算。在一定的深度范围内，存在一个应力比的常数，沿深度上最小水平主应力、垂向应力满足比例关系，公式为：

k＝(σ_h-αPp)/(σ_v-αPp) (VII)

式(VII)中，k为有效应力比；σ_h为水平最小主应力，MPa；α为Biot系数；P_p为孔隙压力，MPa。

某一储层深度的水平最大主应力σ_H通过应力多边形进行反演计算可得，然后与垂直主应力可得到最大主应力的有效应力比，便可得到储层段的最大主应力。

所述步骤C中，附加压差是指高速气体流入井筒会在地层产生压力。附加压差的计算根据气井初期产能参数，利用基础数据和多相动态管流软件OLGA，求出井底气井产量(注：质量流量)和井底流压。假设气体井底产量不变的情况下，根据不同数量产气炮眼下的气层井底流压，计算出了储层产气孔数与气井油压、产量的关系。即通过油压和产量可计算出储层的产气炮眼的数量，应用Ansys流体模块(Fluent)模拟求解管柱内外流压，从而计算得到附加压差。

根据本发明优选的，所述步骤D中,储层段裂缝条件下的临界井底压力的计算公式如(VIII)所示：

Δp_w＝{2C₀-ξ[σ_v-2(μ+1.3W)(σ_H-σ_h)cos(2θ)-2ηp₀+K]}[(2η-1)ξ-2tanφ_w]^-1(VIII)

式(VIII)中，ξ＝(1-tanφ_wcotβ)sin2β；

η＝α(1-2μ)/(2-2μ)

α为比奥系数；a、b为与温度有关的参数；C₀为岩石内聚力，MPa；β为破裂面的法向与最大主应力的夹角，°；θ为井周角，°；R_w为井眼半径，m；p₀为地层静压，MPa；W为地层含水量；α_m为材料热膨胀系数。

考虑附加压差的临界生产压差计算公式如(IX)所示：

Δp_c＝p_r-Δp_w-Δp_s (IX)

式(IX)中，Δp_c为临界生产压差，MPa；Δp_s为附加压差，MPa，p_r为地层压力。

附图说明

图1是本发明实例提供的超高压裂缝型致密砂岩气藏出砂预测方法中井壁稳定性判段方法的技术路线图。

图2是本发明实例提供的超高压裂缝型致密砂岩气藏出砂预测方法中的储层段岩石的抗压强度曲线图。

图3是本发明实例提供的超高压裂缝型致密砂岩气藏出砂预测方法中的储层段岩石的杨氏模量曲线图。

图4是本发明实例提供的超高压裂缝型致密砂岩气藏出砂预测方法中的储层段岩石的泊松比曲线图。

图5是本发明实例提供的超高压裂缝型致密砂岩气藏出砂预测方法中的储层段岩石的内摩擦系数曲线图。

图6是本发明实例提供的超高压裂缝型致密砂岩气藏出砂预测方法中的储层段岩石的伪密度曲线和拟合曲线图。

图7是本发明实例提供的超高压裂缝型致密砂岩气藏出砂预测方法中的6750m处最大水平主应力反应图。

图8是本发明实例提供的超高压裂缝型致密砂岩气藏出砂预测方法中的不同孔数产能模拟图版。

图9是本发明实例提供的超高压裂缝型致密砂岩气藏出砂预测方法中X井6602-6760m全段的临界生产压差。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

本发明分析的是超高压致密裂缝性砂岩气藏的出砂预测方法，目前国内对此少有研究，在分析的过程中，重点考虑了生产压差作用下裂缝对井壁稳定性的影响。目前急需一种方法能够对此类气藏的出砂预测，为后面的防砂工作提供指导。

下面结合位于塔里木克深超高压裂缝性致密砂岩气藏的一口出砂气井为例，对本发明作进一步描述。

克深气藏储层深度6500-8000m，地层压力115.3～116.50MPa，基质渗透率0.001～0.10mD，试井解释试井解释储层渗透率介于1～10mD，表明裂缝为主要渗流通道，该气藏属于典型的超高压裂缝性致密砂岩气藏。通常来说该类储层岩石胶结强度高，岩石稳定性强，不易出砂，然而该区块气井在生产过程中出现了严重出的砂情况，多口井因井筒积砂堵死而被迫长关井。此外，气井出砂对地面节流设备及地面集输处理系统的影响也非常严重。

针对该井进行出砂预测的流程方法如图1所示。具体操作如下：

S1：选取X井储层段的自然伽马、密度、声波、电阻率等测井曲线，对目标地层的岩石力学参数(抗压强度、杨氏模量、动态泊松比、内摩擦系数等参数)进行计算，结果如图2-5所示，X井储层岩石力学参数：单轴抗压强度在131～185MPa之间，动态杨氏模量主要分布在54～83GPa之间，泊松比主要分布在0.19～0.23之间，内部摩擦系数在0.62～0.75之间。

S2：垂向主应力可以由伪密度测井曲线积分来确定，并对其进行拟合，如图6所示。X井储层段垂向应力梯度在0.02MPa/m，储层段垂向应力大小164～171MPa左右；水平最小主应力可以通过现场数据获取单点应力数据后，采用有效应力比来计算，X井平均最小主应力134MPa，最小主应力梯度为0.0201MPa/m，计算最小水平主应力有效应力比，即(Shmin-αPp)/(Sv-αPp)≈0.42，储层段最小水平主应力大小在130～142MPa之间。在深度6750米地层处，反演计算Shmax大小平均为在170Mpa左右，结果如图7所示。可确定对储层段最大水平主应力有效应力比，即(SHmax-αPp)/(Sv-αPp)≈1.05。最终获取X井储层原地应力场，三个主应力的关系为Shmax>Sv>Shmin，属于走滑应力场，其中Shmax-Shmin高达28～30MPa，构造应力很强。

S3：通过OLGA软件对X井的产能模拟，气井初期产能参数：油嘴7mm，油压60MPa，产量40万方/天，井底温度：163℃。应用OLGA软件对X井进行产能模拟，结果：气井地层产能(质量流量)：3.1427kg/s；井口油压：61.1183MPa；井口气体产量(标况下)：399382m³/d。在7mm油嘴生产情况下，根据不同数量产气炮眼下的气层井底流压，计算出了储层产气孔数与气井油压、产量的关系。由此得出不同孔数产能模拟图版，如图8所示。由对照图版可知有效孔眼数在90个左右，然后通过Fluent软件分析此条件下炮眼处的气体流速为1100m/s,附加压差为2.35MPa。

S4：在生产中需要保持实际的生产压差小于临界生产压差，保护储层岩石不会因为过大的应力而破碎。对X井进行临界生产压差预测，计算储层深度6602-6740m段的临界生产压差，所得出该段储层临界生产压差最小值为6.8MPa，结果如图9所示。因此为保证储层岩石稳定不出砂，生产压差应控制在6.8MPa以下。

由于根据以往经验判断此类气井储层岩石强度大、胶结程度高，在生产中不易出砂，所以配产时没有考虑出砂问题。在生产中，实际生产压差为13MPa，出现井筒大量积砂的情况。

关井后进行冲砂作业和修井，清除井筒积砂后，调整生产压差至6MPa并下入防砂筛管后，气井恢复平稳生产，出砂得到有效控制。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (4)

1.一种超高压致密裂缝性砂岩气藏出砂预测的方法，其特征在于建立一种针对此类气藏构造应力强、射孔孔眼堵塞、附加压差大、储层含裂缝等特殊因素的临界生产压差预测方法，主要包括：

(A)通过出砂井的测井数据分析或对岩心进行力学实验可以获得储层岩石力学参数，包括：抗压强度、弹性模量、泊松比、内聚力、内摩擦角及Biot系数，若目标井进行了酸化改造，则实验模拟酸化后的岩石强度；

(B)通过测井数据确定垂直主应力、水平最大主应力、水平最小主应力的大小和方向，建立地应力模型；

(C)根据不同数量产气炮眼下的气层井底流压，计算出了储层产气孔数与气井油压、产量的关系，即通过油压和产量可计算出储层的产气炮眼的数量，在有确定大概效生产孔眼个数的情况下，计算附加压差；

(D)根据之前计算的岩石力学参数、地应力、地层压力等数据并考虑孔眼处的附加压差及储层裂缝因素，计算储层气井临界生产压差。

2.根据权利要求1所述的一种超高压致密裂缝性砂岩气藏出砂预测的方法，所述步骤A中，选取该井储层段测井所得的自然伽马、密度、声波、电阻率、井径曲线对目标地层的岩石力学参数进行计算，杨氏模量E的计算公式如(I)所示：

式(I)中，Δt_p为纵波时差，μs/m；Δt_s为横波时差，μs/m；ρ_b为密度测井值，kg/m³；

动态泊松比计算公式如(II)所示：

抗压强度计算公式如(III)所示：

S_c＝E[0.008V_sh+0.0045(1-V_sh)] (III)

式(III)中，V_sh为泥质含量，可由自然伽马曲线估算；

岩石内聚力的计算公式如(IV)所示：

内摩擦角φ_f的计算公式如(V)为：

φ_w＝AC_o+B (V)

式(V)中，A、B均为经验系数；

若地层酸化，可以通过实验模拟酸化后的岩石强度，实验步骤如下：

1)将岩心切割研磨，制成直径25mm,高50mm的试样；

2)按照现场酸化所用的配方配置酸液；

3)将配置的试样，放在酸液中浸泡；

4)分别对酸化和未酸化试样进行单轴压缩试验和剪切试验；

5)对试验数据进行处理；

6)计算酸化后的岩石弹性模量、泊松比、内聚力和内摩擦角。

3.根据权利要求1所述的一种超高压致密裂缝性砂岩气藏出砂预测的方法，述步骤B中垂直主应力，即上覆地层压力，一般可由对密度测井曲线积分来确定，若没有密度测井曲线但有声波时差曲线的井段，可由声波曲线提取伪密度曲线，再对伪密度曲线进行积分；对于既无密度也没有声波测井曲线的井段，则一般根据已有数据拟合匹配的密度曲线(如指数函数等)，再对密度曲线积分进行确定，计算公式如(VI)所示：

式(VI)中，σ_v为总垂直压力；D_TV为真垂直深度；g为重力加速度；O为偏移值；ρ_b为体积密度；

水平最小主应力可采用声波测井直接计算(需要拟合现场实测数据)，也可以通过现场数据获取单点应力数据(压裂施工曲线可以得到)后，采用最小主应力与垂直主应力的有效应力比来计算；在一定的深度范围内，存在一个应力比的常数，沿深度上最小水平主应力、垂向应力满足比例关系，公式为：

k＝(σ_h-αPp)/(σ_v-αPp) (VII)

式(VII)中，k为有效应力比；σ_h为水平最小主应力，MPa；α为Biot系数；P_p为孔隙压力，MPa；

某一储层深度的水平最大主应力σ_H通过应力多边形进行反演计算可得，然后与垂直主应力可得到最大主应力的有效应力比，便可得到储层段的最大主应力。

4.根据权利要求1所述的一种超高压致密裂缝性砂岩气藏出砂预测的方法，所述步骤D中,储层段裂缝条件下的临界井底压力的计算公式如(VIII)所示：

Δp_w＝{2C₀-ξ[σ_v-2(μ+1.3W)(σ_H-σ_h)cos(2θ)-2ηp₀+K]}[(2η-1)ξ-2tanφ_w]^-1 (VIII)

式(VIII)中，ξ＝(1-tanφ_wcotβ)sin2β；

η＝α(1-2μ)/(2-2μ)

α为比奥系数；a、b为与温度有关的参数；C₀为岩石内聚力，MPa；β为破裂面的法向与最大主应力的夹角，°；θ为井周角，°；R_w为井眼半径，m；p₀为地层静压，MPa；W为地层含水量；

考虑附加压差的临界生产压差计算公式如(IX)所示：

Δp_c＝p_r-Δp_w-Δp_s (IX)

式(IX)中，Δp_c为临界生产压差，MPa；Δp_s为附加压差，MPa，p_r为地层压力。