CN111594100B - 一种用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法及其应用 - Google Patents

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Abstract

本发明属于油气井开发和开采的技术领域，具体的涉及一种用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法及其应用。该种用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法，包括以下步骤：(1)拟防砂增产模式与充填形态；(2)目标储层适应性判别；(3)工艺参数的优化设计；(4)设计泵注施工程序。该方法提供了全套解决方案，评价优选和优化后的防砂增产方案能够最大化发挥其优势，实现最大幅度的增产效果，同时保证防砂效果。

Description

一种用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法及其应用
技术领域
本发明属于油气井开发和开采的技术领域，具体的涉及一种用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法及其应用。
背景技术
在石油与天然气储层中，疏松砂岩和低渗透储层为两大类主要的油气储层。疏松砂岩储层由于胶结疏松易出砂，开采时需要采取防控砂措施；低渗透储层岩石胶结致密，渗透率低，自然产能低，开采时需要采取水力压裂增产措施。随着能源需求加剧，在疏松砂岩储层的防砂技术中逐步引进了压裂充填防砂技术，即将本来应用于低渗透储层中的水力压裂技术，应用到中高渗的疏松砂岩储层中，同时起到防砂和增产的作用。
目前在疏松砂岩储层中，砾石充填类作为用于严重出砂储层的主流防砂工艺技术，主要包括塑性挤压充填和端部脱砂压裂充填两种技术。塑性挤压充填是通过高压挤注方式将弱胶结储层挤压产生塑性破碎，将砾石充填到井筒周围的近井地层中，这种情况下储层岩石的破坏模式是塑性挤压破坏。而端部脱砂压裂充填则是类似于低渗透地层的水力压裂，将储层压开裂缝并用砾石充填，其储层岩石的破坏模式是裂缝开裂和延伸充填。
目前普遍认为疏松砂岩油气储层在高压挤注条件下的破坏模式有两种：塑性挤压充填和裂缝开裂延伸充填。显然对于胶结非常疏松的储层，塑性挤压充填模式是事实存在且合理的；对于胶结强度较好的储层和低渗透储层，裂缝开裂延伸充填模式也被大家所认知和接受。换言之，塑性挤压充填和裂缝开裂延伸充填是岩石破坏的两种极端模式，前者出现在塑性岩石储层，后者出现在脆性岩石储层。
然而在实际油气田现场关于疏松砂岩油气储层的塑性挤压充填防砂和压裂充填防砂存在着以下问题：
(1)对于疏松砂岩油气储层而言，在向地层高压挤注固液砂浆的条件下，不论是塑性挤压充填的岩石破坏模式还是裂缝开裂延伸充填的岩石破坏模式，其作为极端模式均不能囊括地层的所有实际破坏形态。
(2)对于储层岩石性质介于塑性和脆性之间的油气储层，储层可能会发生塑性挤压破坏和裂缝开裂延伸破坏两种模式并存的情况。但尚存的问题是：①目前现有技术仅是非常泛泛地臆断性表示该两种模式并存具有一定可能性，缺乏对此种并存模式明确的定义及机理阐述；②对目标储层是否会产生该种并存的破坏模式没有明确清晰的判别方法；③此种复合模式的充填施工困难，易提前砂堵造成施工失败，缺乏相应的工艺设计方法。
(3)对介于塑性和脆性之间的油气储层，无论使用塑性挤压充填防砂方法还是压裂充填防砂方法，均与地层砂的实际充填形态不符。由于理论与实际应用的脱节，对高压挤压后的破坏模式无法准确把握判断，导致用于优化设计参数的理论模型依托错误，进而使得设计、计算数据与现场实际数据存在着巨大的偏差，工艺技术和施工参数不甚合理，影响实际最终的防砂效果。
发明内容
本发明的目的在于针对疏松砂岩油气储层现有两种极端模式均不能囊括地层的所有实际破坏形态，尤其对于部分岩石物性介于塑性和脆性之间的储层，无法准确把握判断地层砂实际充填形态的问题而提供一种用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法及其应用。该方法提供了全套解决方案，评价优选和优化后的防砂增产方案能够最大化发挥其优势，实现最大幅度的增产效果，同时保证防砂效果。
本发明的技术方案为：一种用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法，包括以下步骤：
(1)拟防砂增产模式与充填形态：近井地带塑性挤压形成围绕井筒存在的环柱状充填砾石层；在环柱状充填砾石层之外的远井地带挤压形成裂缝充填带；
(2)目标储层适应性判别：判别目标储层是否适应步骤(1)所拟防砂增产模式与充填形态；适应的储层条件如下：初始破坏模式为塑性挤压破坏，随着继续泵注的进行，井底压力随时间变化能够达到储层破裂压力；
(3)工艺参数的优化设计：根据所拟防砂增产模式与充填形态的特点，结合目标储层相关的地质和生产条件设计优化工艺参数，包括支撑剂材料的类型和粒径尺寸，塑性充填层厚度，裂缝宽度和长度以及支撑剂用量；
(4)设计泵注施工程序：首先泵注前置液；然后进行塑性挤压充填，当泵压急剧升高时停止加砂，继续大排量泵注携砂液保证施工压力稳步上升；当压力出现峰值后突降时，继续泵注5～10min后开始加砂泵注，并维持排量，待按照塑性挤压充填层容积与裂缝充填带容积之和计算所得的总设计砂量泵注完毕后，停止加砂，开始泵注顶替液，顶替液用量为地面管线和井筒管柱的容积之和；最后停泵泄压，结束施工。
所述步骤(2)中判别的具体操作如下：
①根据密度测井和声波时差测井资料计算得到储层岩石的抗压强度、内聚力、内摩擦角、弹性模量和泊松比；根据密度测井资料计算储层的原始垂向主应力、原始水平最大主应力和原始最小水平主应力；
②根据所得计算数据按照常规水力压裂模式计算储层的破裂压力Pfc，MPa；
③判断近井储层在井筒高压挤注条件下的初始破坏模式，具体方法如下：首先按照以下公式计算产生塑性挤压破坏的临界井底压力Pcc；
Pcc＝σhmin+Sc
式中Sc—储层岩石抗压强度，MPa；
σhmin—原始地层最小水平主应力，MPa；
Pcc—产生塑性挤压破坏的临界井底压力，MPa；
然后将所得Pcc与Pfc进行比较，如果Pcc<Pfc，则初始破坏模式为塑性挤压破坏，继续下面步骤④；如果Pcc≥Pfc，则初始破坏模式为裂缝开裂延伸，该目标储层无法实施拟防砂增产模式与充填形态，判断结束；
④模拟计算在初始破坏模式为塑性挤压破坏的情况下，随着继续泵注的进行，井底压力随时间的变化规律，当井底压力随时间变化能够达到储层破裂压力Pfc，则目标储层适应所拟防砂增产模式与充填形态；当井底压力随时间变化始终低于储层破裂压力Pfc，则目标储层不适应所拟防砂增产模式与充填形态。
所述步骤(3)中支撑剂材料采用固相支撑剂砾石，其类型的选择标准如下：①对于海上油气田，使用人造陶粒；②对于陆地油气田，当储层深度超过2000m，使用人造陶粒；当储层深度低于2000m时，高产井使用人造陶粒，中低产井使用石英砂砾石。
所述步骤(3)中砾石粒径的具体设计如下：根据地层砂的粒度中值确定砾石的粒度中值，计算公式为：
Dg50＝K·d50
式中d50—地层砂筛析曲线确定的粒度中值，mm；
Dg50—使用的支撑剂(砾石)的粒度中值，mm；
K—设计比例系数，无量纲；
其中设计比例系数K的确定方法为：一般地质和生产条件下，K取值5～6，优选K＝5.5；非热采的稠油油藏或沥青质含量高有析出现象的条件下，K取值7～8，优选K＝7.5；蒸汽吞吐热采稠油油藏，K取值4～5，优选K＝4.5；采液强度大于30t/d/m的高产油井或采气强度大于4万方/d/m的气井，K取值4～5，优选K＝4.5；泥质含量超过25％的储层，K取值6～8，优选K＝7.0；粒度中值超过0.2mm的中粗地层砂，K取值3～5，优选K＝4.0；如果井筒及地面设备对防砂要求苛刻，则K值取下限；否则取平均值或上限；如果多种条件同时出现，则取各项单独条件优选K值的平均值；
确定使用砾石的粒度中值后，按照最接近粒度中值的标准，选择相应的标准砾石尺寸，确定最小和最大粒径。
所述步骤(3)中塑性充填层厚度不低于0.2m。
所述步骤(3)中塑性充填层厚度为0.2m～1m。
所述步骤(1)中裂缝充填带为双翼充填带。
所述步骤(3)中裂缝宽度为15～30mm；裂缝单翼长度为20～40mm。
所述步骤(4)中泵注施工程序具体操作如下：
①泵注前置液：前置液用量为以近井半径为设计的单翼裂缝长度范围内的孔隙容积；排量为0.8～1.0m3/min；
②进行塑性挤压充填，泵注砂比为4.5～5.5％的低砂比，排量大于2.0m3/min；其中当储层厚度大于10m时，按照2.5～3.0m3/min的排量施工；
③当泵压急剧升高时，停止加砂，继续按照步骤②所述排量泵注携砂液或在步骤②所述排量基础上增加0.5m3/min泵注，保证施工压力稳步上升；
④当压力出现峰值后突降时，继续泵注5～10min后开始加砂泵注，并维持排量；砂比按照15％、20％、25％三个台阶逐级提高；每个砂比的持续泵注时间按照如下原则确定：每个砂比持续泵注时间内的加砂量相同，根据这个相等的加砂量和每个不同的砂比，计算出每个砂比的持续泵注时间；
⑤待按照塑性挤压充填层容积与裂缝充填带容积之和计算所得的总设计砂量泵注完毕后，停止加砂，开始泵注顶替液，顶替液用量为地面管线和井筒管柱的容积之和；
⑥停泵泄压，结束施工。
所述防砂增产方法在岩石物性介于塑性和脆性之间的疏松砂岩油气储层中的应用。
本发明的有益效果为：本发明所述防砂增产方法既不同于常规的压裂充填，也不同于塑性挤压充填，该方法在现实施工过程中难度极大，具体难点在于：由于产生裂缝的压力与塑性挤压的压力不同，在条件要求方面，产生裂缝的压力条件高于塑性挤压的压力条件，因此在不同压力条件要求下，如何能够保证既实现塑性挤压层与裂缝充填带之间的完美衔接，又可以确保远井裂缝充填带和近井塑性挤压层全部充填密实是施工的一大难题。如果按照传统压裂充填的施工模式，直接采用大排量高压施工，虽然可以形成裂缝，但难以形成较大尺寸的近井塑性充填层，便无法发挥近井塑性充填层的优势；如果采用常规塑性挤压充填施工模式，则无法形成裂缝。
为了达到裂缝与塑性挤压模式完美衔接并存且全部密实充填，本发明所述方法创新性地提出了新的泵注程序设计及施工方法：刚开始以塑性挤压充填作业模式施工，以形成塑性破坏层；塑性挤压到一定程度后，根据时机点继续调节控制大排量对塑性破坏层压实，保证施工压力稳步升高，为裂缝开裂压力提供条件。裂缝开裂延伸，原先充填的砾石在大排量携砂液携带下再次进入裂缝；根据时机点调节控制排量，变换砂比，逐级提高，从远到近密实充填远井裂缝带和近井塑性破坏层。该施工模式可实现全部区域密实充填，并能够形成塑性充填层与裂缝充填带的完美并存。
可见本发明所述防砂增产方法通过高压挤注作业，在合理创新设计的施工条件下实现了储层先产生塑性挤压充填，后完美衔接产生裂缝延伸充填的复合破坏模式，形成了有效的挡砂屏障，并提高了近井储层的流通能力，实现防砂和增产双重目的；同时提供了适应性评价判断方法、参数优化设计方法和泵注施工方法，为疏松砂岩储层，尤其介于塑性和脆性之间的储层提供了全套系统的高效防砂增产方法，实现了出砂井的高效开发。具体有以下优势：
1、所述防砂增产方法通过特定的作业程序，在近井地带形成围绕井筒存在的环柱状充填砾石层，在充填砾石层之外形成裂缝充填带，优选为双翼的两条充填带。远井(充填砾石层之外)的裂缝充填带具有增产和防砂作用，首先其具有较高的渗透率和缝宽，从而具有较高的裂缝导流能力(缝宽与渗透率的乘积)，其流动性远高于原始地层，大大降低了储层流体向井筒流动的阻力，具有增产作用；其次裂缝内充填的石英砂砾石或人造陶粒，可以阻挡流体中的地层砂。近井塑性挤压充填层在起到挡砂作用的同时可以有效降低近井流动阻力，因为越靠近井筒，储层向井汇聚流动的流通面积急剧减小，流体流速增加，压力损耗增加。塑性挤压充填层的渗透率可以保持在20～40μm2左右，远远高于原始地层渗透率(一般低于0.5～1.0μm2)，可以大幅降低流动阻力，提高油气井产量。可见利用远井裂缝充填带和近井塑性挤压充填层相结合的防砂增产模式与充填形态，可以同时实现高效防砂和增产，防砂效果和增产效果均优于现有单纯的塑性挤压充填防砂和压裂充填防砂。
2、所述防砂增产方法弥补了现有疏松砂岩储层防砂方法体系的缺陷，解决了岩石物性介于塑性和脆性之间的部分疏松砂岩储层防砂方式难以界定的问题，避免了单一按照塑性挤压充填(适合于塑性地层)或压裂充填(适合于脆性地层)进行防砂设计和实施而造成综合防砂效果差的问题。
3、所述防砂增产方法同时给出适应性条件及其判别、参数优化设计、施工泵注，尤其为物性介于塑性和脆性之间的疏松砂岩储层提供了全套解决方案。评价优选和优化后的防砂方案能够最大化发挥其优势，实现最大幅度的增产效果，同时保证防砂效果。
4、所述防砂增产方法各个环节简单易行，便于操作，降低设计和施工成本。
附图说明
图1为具体实施方式中拟防砂增产模式与充填形态的示意图。
图2为现有的塑性挤压充填、压裂充填防砂示意图；
图3为具体实施方式中目标储层适应性判别图版；
图4为案例1中裂缝尺寸优化图版和可行缝宽-缝长组合。
具体实施方式
下面通过实施例对本发明进行详细说明。
实施例1
所述应用于岩石物性介于塑性和脆性之间的疏松砂岩油气储层的防砂增产方法，包括以下步骤：
(1)拟防砂增产模式与充填形态：靠近井眼的近井地带为塑性挤压充填破坏模式，挤压形成具有一定厚度的围绕井筒存在的环柱状充填砾石层；在环柱状砾石层之外的地层中挤压形成双翼的裂缝充填带，见图1；实现近井塑性挤压充填层和远井裂缝充填带并存，既能有效挡砂，又实现高效增产。
(2)目标储层适应性判别：判别目标储层是否适应步骤(1)所拟防砂增产模式与充填形态；目标储层适应性判别提供了所述防砂增产方法所需要的储层条件，即该方法的适应条件。通过储层岩石强度、地应力和施工泵注参数等数据判断目标储层能否实现或适合采用该防砂增产方法。评价目标储层是否能够形成塑性挤压充填和裂缝开裂延伸充填两种模式的并存。适应的储层条件如下：初始破坏模式为塑性挤压破坏，随着继续泵注的进行，井底压力随时间变化能够达到储层破裂压力。
判别的具体操作如下：
①根据密度测井和声波时差测井资料计算得到储层岩石的抗压强度、内聚力、内摩擦角、弹性模量和泊松比；根据密度测井资料计算储层的原始垂向主应力、原始水平最大主应力和原始最小水平主应力；
②根据所得计算数据按照常规水力压裂模式计算储层的破裂压力Pfc，MPa；
③判断近井储层在井筒高压挤注条件下的初始破坏模式，具体方法如下：首先按照以下公式计算产生塑性挤压破坏的临界井底压力Pcc；
Pcc＝σhmin+Sc
式中Sc—储层岩石抗压强度，MPa；
σhmin—原始地层最小水平主应力，MPa；
Pcc—产生塑性挤压破坏的临界井底压力，MPa；
然后将所得Pcc与Pfc进行比较，如果Pcc<Pfc，则初始破坏模式为塑性挤压破坏，继续下面步骤④；如果Pcc≥Pfc，则初始破坏模式为裂缝开裂延伸，该目标储层无法实施拟防砂增产模式与充填形态，判断结束；
④模拟计算在初始破坏模式为塑性挤压破坏的情况下，随着继续泵注的进行，井底压力随时间的变化规律，与图3中的图版进行对比：
A、如果井底压力随时间的变化规律如图3中(a)图版1所示，即随着继续泵注的进行，井底压力能够达到储层破裂压力Pfc，则该井储层可以应用所拟防砂增产模式与充填形态。其原理和判据为：井底压力能够达到裂缝破裂压力Pfc，表明近井储层在初始发生塑性挤压破坏后，随着泵注继续，井底压力继续升高，可以达到储层破裂压力，从而将储层压开裂缝，实现塑性挤压充填层和裂缝充填带的复合存在。
B、如果井底压力随时间的变化规律如图3中(b)图版2所示，即随着泵注的进行，井底压力不能达到裂缝破裂压力Pfc，则该井储层不能应用实施所拟防砂增产模式与充填形态。其原理和判据为：井底压力达不到裂缝破裂压力Pfc，表明近井储层在初始发生塑性挤压破坏后，随着泵注继续，储层将继续以塑性破坏方式进行，难以将储层压开裂缝，因此难以在储层中同时实现塑性挤压充填和裂缝充填。
(3)工艺参数的优化设计：根据所拟防砂增产模式与充填形态的特点，结合目标储层相关的地质和生产条件设计优化工艺参数，包括支撑剂材料的类型和粒径尺寸，塑性充填层厚度，裂缝宽度和长度以及支撑剂用量；
支撑剂材料采用固相支撑剂砾石，其类型的选择标准如下：①对于海上油气田，使用人造陶粒；②对于陆地油气田，当储层深度超过2000m，使用人造陶粒；当储层深度低于2000m时，高产井使用人造陶粒，中低产井使用石英砂砾石。
砾石粒径的具体设计如下：根据地层砂的粒度中值确定砾石的粒度中值，计算公式为：
Dg50＝K·d50
式中d50—地层砂筛析曲线确定的粒度中值，mm；
Dg50—使用的支撑剂(砾石)的粒度中值，mm；
K—设计比例系数，无量纲；
其中设计比例系数K的确定方法为：一般地质和生产条件下，K取值5～6，优选K＝5.5；非热采的稠油油藏或沥青质含量高有析出现象的条件下，K取值7～8，优选K＝7.5；蒸汽吞吐热采稠油油藏，K取值4～5，优选K＝4.5；采液强度大于30t/d/m的高产油井或采气强度大于4万方/d/m的气井，K取值4～5，优选K＝4.5；泥质含量超过25％的储层，K取值6～8，优选K＝7.0；粒度中值超过0.2mm的中粗地层砂，K取值3～5，优选K＝4.0；如果井筒及地面设备对防砂要求苛刻，则K值取下限；否则取平均值或上限；如果多种条件同时出现，则取各项单独条件优选K值的平均值；
确定使用砾石的粒度中值后，按照最接近粒度中值的标准，选择相应的标准砾石尺寸，确定最小和最大粒径。
远井裂缝充填带规模尺寸设计：可以使用经验法简易设计，也可以借助专业软件工具进行模拟计算和精确设计。经验法简易设计法直接使用经验推荐值：远井裂缝单翼长度为20～40mm，裂缝宽度为15～30mm。
借助专业软件工具进行精确设计的方法为：首先按照压裂充填防砂模式设定目标增产比，推荐增产比为1.5～2.0，具体由储层地质条件确定；使用压裂防砂专业软件油气井防砂完井综合决策系统Sandcontrol Office进行数值模拟，得到能够获得目标增产比的缝宽和缝长的多种组合；然后在这些组合中，选择合理的缝宽和缝长组合作为设计缝宽和缝长。合理是指选择的数据避开最大值和最小值，并且易于施工实现。
近井塑性挤压充填层厚度设计：近井储层塑性挤压充填层的厚度由储层物性、施工条件以及井底出砂亏空程度共同决定，需要使用专业模拟软件油气井防砂完井综合决策系统Sandcontrol Office模拟计算得到。为了保证挡砂效果并达到有效降低近井渗流阻力的目的，推荐近井塑性挤压充填带厚度不低于0.2m，合理范围为0.2m～1m。
支撑剂用量设计：根据设计的裂缝长度、缝宽、缝高，计算出裂缝的容积，支撑剂需要将该裂缝容积填满，容积体积即支撑剂的用量。
(4)设计泵注施工程序：①泵注前置液，主要目的是稳定储层中的粘土颗粒：前置液用量为以近井半径为设计的单翼裂缝长度范围内的孔隙容积；排量为0.8～1.0m3/min。
②进行塑性挤压充填，主要目的是使近井地带产生径向的塑性挤压破坏。泵注砂比为4.5～5.5％的低砂比，排量大于2.0m3/min；其中当储层厚度大于10m时，按照2.5～3.0m3/min的排量施工；高排量泵注是为了提供塑性挤压动力，使用低砂比是为了避免大量支撑剂(砾石)沉积在近井地带从而阻挡后续施工。
③当泵压急剧升高时，停止加砂，继续按照步骤②所述排量泵注携砂液或在步骤②所述排量基础上增加0.5m3/min泵注，保证施工压力稳步上升；
④当压力出现峰值后突降时，继续泵注5～10min后开始加砂泵注，并维持排量；砂比按照15％、20％、25％三个台阶逐级提高；每个砂比的持续泵注时间按照如下原则确定：每个砂比持续泵注时间内的加砂量相同，根据这个相等的加砂量和每个不同的砂比，计算出每个砂比的持续泵注时间。排量为Q方/分钟，砂比为百分比，时间为分钟，每个砂比持续泵注时间段内的总加砂量等于排量×时间×砂比。现在排量确定，每个阶段的砂比已知，根据加砂量可以反求出持续时间。原则即每个砂比持续泵注时间内，加砂的总量是相等的。
⑤待按照塑性挤压充填层容积与裂缝充填带容积之和计算所得的总设计砂量泵注完毕后，停止加砂，开始泵注顶替液，顶替液用量为地面管线和井筒管柱的容积之和；
⑥停泵泄压，结束施工。
作为对比，现有传统的塑性挤压充填防砂和压裂充填防砂原理如图2所示。塑性挤压充填防砂仅仅在近井地带形成挤压充填层，与本发明提供的拟压裂防砂增产方法相比，没有裂缝充填带，其增产效果较差。压裂充填防砂则只有裂缝充填带，与本发明提供的拟压裂防砂增产方法相比，没有近井塑性挤压充填层，挡砂效果和增产效果都相对较差。
案例1
以胜利油区某油井为例说明进行所述防砂增产方法的应用过程。该井为垂直井，井眼直径244.5mm，储层深度约1000m，原始最大水平、最小水平和垂向主应力分别为19.2MPa、15.44MPa和17.76MPa；地层静压为9.73MPa，岩石弹性模量6807.7MPa，泊松比0.2651，抗压和抗拉强度分别为13.31MPa和1.96MPa，内聚力为1.87MPa，内摩擦角26.7°。
根据所述方法步骤(2)进行拟防砂增产模式与充填形态的适应性判别。利用射孔完井的垂直井储层破裂压力公式(如H-F公式)计算得到储层的破裂压力(井口压力)为Pfc＝23MPa。
利用如下公式计算Pcc：
Pcc＝σhmin+Se＝15.44+13.31＝28.75MPa
折算成井口压力(减去井筒静液柱压力约10MPa)为Pcc＝18.75MPa。
因为Pcc<Pfc，因此判断初始破坏模式为塑性挤压破坏。
根据所述方法步骤(2)中的④，使用油气井防砂完井综合决策系统SandcontrolOffice模拟软件进行模拟计算在初始破坏模式为塑性挤压充填情况下，随着继续泵注的进行，井底压力随时间的变化规律，并与图3所示图版进行对比，该井的井底压力随时间的变化规律如图3中(a)图版1所示，则该井储层可以应用实施该防砂增产方法。
根据所述方法步骤(3)进行参数优化设计：该井为陆地油井，储层深度低于2000m，设计使用石英砂砾石。该井地层砂粒度中值为0.22mm，属于中粗砂，使用K＝4.0进行砾石尺寸设计，设计结果为选择0.6～1.2mm标准工业砾石。
设定增产比1.3(经计算该井达到1.5倍增产比比较困难)，借助专业软件工具油气井防砂完井综合决策系统Sandcontrol Office对裂缝规模尺寸进行精确设计，得到的图版如图4所示。设计裂缝最优半长30m左右，缝宽设计为16～18mm。
为了保证挡砂效果并达到有效降低近井渗流阻力的目的，设计近井塑性挤压充填层厚度不低于0.3m。
根据所述方法步骤(4)设计泵注施工程序如下：
①按照排量0.8～1.0m3/min泵注前置液25m3；
②使用砂比5％左右、排量2.3～2.5m3/min塑性挤压泵注，持续约20min；当泵压急剧升高时，停止加砂；
③以排量2.5m3/min不加砂继续泵注约10min；
④以排量2.5m3/min，砂比分别为15％、20％、25％三个台阶逐级提高，每个砂比的持续泵注时间按照如下原则确定：每个砂比持续泵注时间内的加砂量相同，根据这个相等的加砂量和每个不同的砂比，计算出每个砂比的持续泵注时间。
⑤泵注完毕全部总设计砂量后，停止加砂，开始泵注顶替液。顶替液量等于地面管线和井筒管柱的容积之和。
⑥停泵泄压，结束施工。

Claims (10)

1.一种用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)拟防砂增产模式与充填形态：近井地带塑性挤压形成围绕井筒存在的环柱状充填砾石层；在环柱状充填砾石层之外的远井地带挤压形成裂缝充填带；
(2)目标储层适应性判别：判别目标储层是否适应步骤(1)所拟防砂增产模式与充填形态；适应的储层条件如下：初始破坏模式为塑性挤压破坏，随着继续泵注的进行，井底压力随时间变化能够达到储层破裂压力；
(3)工艺参数的优化设计：根据所拟防砂增产模式与充填形态的特点，结合目标储层相关的地质和生产条件设计优化工艺参数，包括支撑剂材料的类型和粒径尺寸，塑性挤压充填层厚度，裂缝宽度和长度以及支撑剂用量；
(4)设计泵注施工程序：①泵注前置液：前置液用量为以近井半径为设计的单翼裂缝长度范围内的孔隙容积；排量为0.8～1.0m3/min；
②进行塑性挤压充填，泵注砂比为4.5～5.5％的低砂比，排量大于2.0m3/min；其中当储层厚度大于10m时，按照2.5～3.0m3/min的排量施工；
③当泵压急剧升高时，停止加砂，继续按照步骤②所述排量泵注携砂液或在步骤②所述排量基础上增加0.5m3/min泵注，保证施工压力稳步上升；
④当压力出现峰值后突降时，继续泵注5～10min后开始加砂泵注，并维持排量；砂比按照15％、20％、25％三个台阶逐级提高；每个砂比的持续泵注时间按照如下原则确定：每个砂比持续泵注时间内的加砂量相同，根据这个相等的加砂量和每个不同的砂比，计算出每个砂比的持续泵注时间；
⑤待按照塑性挤压充填层容积与裂缝充填带容积之和计算所得的总设计砂量泵注完毕后，停止加砂，开始泵注顶替液，顶替液用量为地面管线和井筒管柱的容积之和；
⑥停泵泄压，结束施工。
2.根据权利要求1所述用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法，其特征在于，所述步骤(2)中判别的具体操作如下：
①根据密度测井和声波时差测井资料计算得到储层岩石的抗压强度、内聚力、内摩擦角、弹性模量和泊松比；根据密度测井资料计算储层的原始垂向主应力、原始最大水平主应力和原始最小水平主应力；
②根据所得计算数据按照常规水力压裂模式计算储层的破裂压力Pfc，MPa；
③判断近井储层在井筒高压挤注条件下的初始破坏模式，具体方法如下：首先按照以下公式计算产生塑性挤压破坏的临界井底压力Pcc；
Pcc＝σhmin +Sc
式中Sc—储层岩石抗压强度，MPa；
σhmin—原始最小水平主应力，MPa；
Pcc—产生塑性挤压破坏的临界井底压力，MPa；
然后将所得Pcc与Pfc进行比较，如果Pcc<Pfc，则初始破坏模式为塑性挤压破坏，继续下面步骤④；如果Pcc≥Pfc，则初始破坏模式为裂缝开裂延伸，该目标储层无法实施拟防砂增产模式与充填形态，判断结束；
④模拟计算在初始破坏模式为塑性挤压破坏的情况下，随着继续泵注的进行，井底压力随时间的变化规律，当井底压力随时间变化能够达到储层破裂压力Pfc，则目标储层适应所拟防砂增产模式与充填形态；当井底压力随时间变化始终低于储层破裂压力Pfc，则目标储层不适应所拟防砂增产模式与充填形态。
3.根据权利要求1所述用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法，其特征在于，所述步骤(3)中支撑剂材料采用固相支撑剂砾石，其类型的选择标准如下：①对于海上油气田，使用人造陶粒；②对于陆地油气田，当储层深度超过2000m，使用人造陶粒；当储层深度低于2000m时，高产井使用人造陶粒，中低产井使用石英砂砾石。
4.根据权利要求3所述用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法，其特征在于，所述步骤(3)中固相支撑剂砾石粒径的具体设计如下：根据地层砂的粒度中值确定固相支撑剂砾石的粒度中值，计算公式为：
Dg50＝K﹒d50
式中d50—地层砂筛析曲线确定的粒度中值，mm；
Dg50—使用的固相支撑剂砾石的粒度中值，mm；
K—设计比例系数，无量纲；
其中设计比例系数K的确定方法为：一般地质和生产条件下，K取值5～6；非热采的稠油油藏或沥青质含量高有析出现象的条件下，K取值7～8；蒸汽吞吐热采稠油油藏，K取值4～5；采液强度大于30t/d/m的高产油井或采气强度大于4万方/d/m的气井，K取值4～5；泥质含量超过25％的储层，K取值6～8；粒度中值超过0.2mm的中粗地层砂，K取值3～5；如果井筒及地面设备对防砂要求苛刻，则K值取下限；否则取平均值或上限；
确定使用固相支撑剂砾石的粒度中值后，按照最接近粒度中值的标准，选择相应的标准固相支撑剂砾石尺寸，确定最小和最大粒径。
5.根据权利要求4所述用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法，其特征在于，所述一般地质和生产条件下，K＝5.5；非热采的稠油油藏或沥青质含量高有析出现象的条件下，K＝7.5；蒸汽吞吐热采稠油油藏，K＝4.5；采液强度大于30t/d/m的高产油井或采气强度大于4万方/d/m的气井，K＝4.5；泥质含量超过25％的储层，K＝7.0；粒度中值超过0.2mm的中粗地层砂，K＝4.0。
6.根据权利要求1所述用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法，其特征在于，所述步骤(3)中塑性挤压充填层厚度不低于0.2m。
7.根据权利要求6所述用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法，其特征在于，所述步骤(3)中塑性挤压充填层厚度为0.2m～1m。
8.根据权利要求1所述用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法，其特征在于，所述步骤(1)中裂缝充填带为双翼充填带。
9.根据权利要求8所述用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法，其特征在于，所述步骤(3)中裂缝宽度为15～30mm；裂缝单翼长度为20～40mm。
10.一种权利要求1所述防砂增产方法在岩石物性介于塑性和脆性之间的疏松砂岩油气储层中的应用。
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