戴 強(qiáng) 吳 軍 羅 磊 鄒 波

1.中國(guó)石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院 四川成都 610052

2.中國(guó)石油西南油氣田公司勘探事業(yè)部 四川成都 610041

0 引言

四川盆地永探1井在二疊系峨眉山玄武巖組儲(chǔ)層中途測(cè)試獲氣22.5×104m3/d，成為四川盆地第一口火山巖工業(yè)氣井，實(shí)現(xiàn)了四川盆地火山巖氣藏勘探的重大突破。但是之后永探1井對(duì)玄武巖試油井段5 691～5 756 m正式測(cè)試時(shí)發(fā)現(xiàn)排液期間地層出砂，從而導(dǎo)致井下管柱和地面測(cè)試流程砂堵。之后同一區(qū)域的天府102井在峨眉山玄武巖地層排液測(cè)試期間也出現(xiàn)地面流程砂堵。火山巖氣藏排液測(cè)試期間地層出砂，威脅試油作業(yè)期間井下和地面設(shè)備安全，嚴(yán)重影響勘探試油工作安全、高效運(yùn)行。因此，需要對(duì)四川盆地簡(jiǎn)陽—三臺(tái)火山巖氣藏地層出砂原因進(jìn)行分析，并制訂相應(yīng)的出砂防控措施，以削減火山巖氣藏出砂對(duì)勘探試油的不利影響。

1 火山巖氣藏出砂特點(diǎn)

1.1 排液期間井口回壓控制低、出砂快

永探1井，射孔后關(guān)井觀察53 min，油壓很快升至67.1 MPa，隨即開井放噴，井口油壓降至1.96 MPa，5 h 52 min后出口斷流，關(guān)井觀察井口油壓無變化，經(jīng)判斷井口砂堵，經(jīng)清洗井口和地面測(cè)試流程，井口壓力恢復(fù)至77.7 MPa，隨后再次開井，3 min后井口油壓降至0 MPa，井口再次砂堵。天府102井，射孔后關(guān)井觀察，之后開井放噴，38 min后油壓由68.5 MPa下降至0.1 MPa，1 h 8 min后出口斷流，之后關(guān)井觀察7.05 h后，井口油壓仍然為0，之后多次開關(guān)井觀察，井口油壓始終為零，井口砂堵。

1.2 砂粒分選性差、形態(tài)差異大

從永探1井、天府102井返至地面的砂樣來看，既有較大的顆粒狀砂粒，也有 “糊狀物”，并且“糊狀物”經(jīng)放噴管線在燃燒池排出后脫水變成灰狀物（圖1、圖2）。經(jīng)激光粒度測(cè)試表明，永探1井返出砂粒分布均勻性和分選性很差，存在大量的細(xì)粉砂，返出地面的砂粒粒徑最大10 mm，而最小砂粒粒徑僅0.10 μm，干樣平均粒徑596 μm。

圖1 永探1井井筒返出物照片

圖2 天府102井井筒返出物照片

1.3 砂粒黏土含量高、具有一定酸溶性

全巖X-射線衍射定量分析結(jié)果顯示，永探1井返排砂樣中黏土礦物和灰質(zhì)成分含量較高（表1）。經(jīng)過20%鹽酸溶蝕實(shí)驗(yàn)顯示，砂樣的平均酸溶蝕率為46.15%，過60目篩的粉狀細(xì)砂粒的平均酸溶蝕率為39.11%，而不能過40目篩的顆粒狀粗砂粒的平均酸溶蝕率為55.90%。返出地層砂有一定的酸溶性，但顆粒狀粗砂粒的酸溶蝕率更高，其礦物組成中灰質(zhì)含量比粉狀細(xì)砂粒更高。

表1 永探1井返排至地面的砂樣礦物成分分析結(jié)果表

2 火山巖氣藏出砂原因

2.1 火山巖氣藏地質(zhì)特點(diǎn)

2.1.1 巖性、物性和儲(chǔ)集空間

四川盆地火山巖氣藏主要發(fā)育于二疊系，巖性大致分為火山熔巖、火山碎屑巖、火山碎屑熔巖、沉火山碎屑巖等4類。在簡(jiǎn)陽—三臺(tái)地區(qū)以火山碎屑熔巖為主，主要巖石類型包括火山角礫熔巖、凝灰質(zhì)角礫熔巖和含凝灰角礫熔巖，巖石結(jié)構(gòu)包括熔結(jié)結(jié)構(gòu)和碎屑熔巖結(jié)構(gòu)?；鹕剿樾紟r，由長(zhǎng)石、輝石、角閃石、綠泥石、綠簾石、方解石組成，礦物成分中石英、長(zhǎng)石、方解石等灰質(zhì)含量高；火山碎屑熔巖，由長(zhǎng)石、輝石、角閃石、磁鐵礦、綠泥石、綠簾石、伊丁石、方解石等組成，礦物成分中伊利石、蒙脫石、高嶺石以及綠泥石等黏土含量高。而國(guó)內(nèi)其他地區(qū)火山巖氣藏多在白堊系、第三系，或是石炭系，巖性以流紋巖、凝灰?guī)r、玄武巖、安山巖和火山角礫巖為主[1-4]。

就物性而言，國(guó)內(nèi)松遼盆地、新疆地區(qū)火山巖氣藏主要為孔—縫型儲(chǔ)層，孔隙度6%～10%，滲透率0.144 ～0.250 mD[1-4]。四川盆地簡(jiǎn)陽—三臺(tái)火山碎屑熔巖儲(chǔ)層則為高孔低滲的孔隙型地層[5]，儲(chǔ)集空間主要為脫?；чg微孔和溶蝕孔等次生儲(chǔ)集空間，整體上不發(fā)育縫、洞。例如，永探1井平均孔隙度13.76%，平均滲透率0.058 mD；天府2井平均孔隙度17.07%，平均滲透率0.227 mD。就目前來看，四川盆地簡(jiǎn)陽—三臺(tái)火山巖氣藏儲(chǔ)層盡管孔隙發(fā)育，但是缺乏有效的裂縫溝通，因此地層滲流條件相對(duì)較差。

2.1.2 埋深及壓力溫度特點(diǎn)

同國(guó)內(nèi)外火山巖氣藏相比，簡(jiǎn)陽—三臺(tái)火山巖氣藏具有埋藏深、地層壓力高、地層溫度正常的特點(diǎn)，尤其是地層壓力明顯高于其他地區(qū)，屬于異常高壓氣藏（表2）。

表2 國(guó)內(nèi)外火山巖氣藏壓力溫度對(duì)比統(tǒng)計(jì)表

2.1.3 地層巖石物理特征

經(jīng)調(diào)研發(fā)現(xiàn)（表3），新疆石炭系凝灰?guī)r、安山巖的抗壓強(qiáng)度、抗剪強(qiáng)度和抗張強(qiáng)度都比火山角礫巖大；松遼盆地徐深氣田A區(qū)塊下白堊系營(yíng)城組火山巖地層，角礫巖的內(nèi)聚力大于流紋巖、集塊巖和凝灰?guī)r，但是角礫巖的內(nèi)磨擦角在以上幾種火山巖中最小[6-9]。與以上兩個(gè)地區(qū)的火山巖相比，簡(jiǎn)陽—三臺(tái)地區(qū)火山巖巖石強(qiáng)度差異較大，抗壓強(qiáng)度112.5～484.8 MPa，但整體的巖石強(qiáng)度較低[10]。

表3 國(guó)內(nèi)不同區(qū)域火山巖氣藏巖石強(qiáng)度統(tǒng)計(jì)表

2.2 油氣井出砂研究現(xiàn)狀

目前疏松砂巖油氣藏地層出砂的研究工作開展較多，在出砂機(jī)理、出砂預(yù)測(cè)方法等方面基本形成了較為統(tǒng)一的認(rèn)識(shí)。而火山巖氣藏出砂情況鮮有報(bào)道，對(duì)火山巖氣藏出砂的認(rèn)識(shí)和研究較少，尚無成熟的理論和較為統(tǒng)一的認(rèn)識(shí)。

2.2.1 地層出砂機(jī)理研究現(xiàn)狀

周建良等認(rèn)為地層出砂可以歸結(jié)為剪切破壞和拉伸破壞兩種機(jī)理[11]。前者是井底生產(chǎn)壓差過大導(dǎo)致井壁附近或者射孔孔眼周圍巖石受到過高應(yīng)力，地層巖石結(jié)構(gòu)遭到破壞后地層突發(fā)性大量出砂；后者是開采速度過快或者地層流體流速過快，導(dǎo)致地層拉伸破壞，表現(xiàn)出“細(xì)砂長(zhǎng)流”的特點(diǎn)。劉向君等認(rèn)為[12]，油氣層出砂是由地層巖石結(jié)構(gòu)破壞引起的，內(nèi)在因素包括地層膠結(jié)強(qiáng)度、地應(yīng)力等地質(zhì)力學(xué)因素，以及產(chǎn)出流體的性質(zhì)；外在因素主要包括開采速度不當(dāng)以及采油氣速度的突然變化，完井參數(shù)和工藝技術(shù)不合理，酸化作業(yè)不當(dāng)和不科學(xué)的生產(chǎn)管理。鐘兵等[13]對(duì)氣田地層出砂進(jìn)行研究后認(rèn)為，成巖性差、易松散、黏土礦物含量高、泥質(zhì)雜基填充于粒間孔隙內(nèi)等儲(chǔ)層特征是澀北氣田地層出砂的內(nèi)因，地層中天然氣滲流速度是檢驗(yàn)出砂的決定性因素，作業(yè)液浸泡和井筒內(nèi)的動(dòng)態(tài)響應(yīng)會(huì)降低地層出砂臨界速度，使地層更易出砂。J.S.Weingarten研究認(rèn)為[14]，高產(chǎn)可導(dǎo)致弱膠結(jié)但堅(jiān)硬巖石的地層出砂，在疏松砂巖中可采用礫石充填防砂，但在軟巖層中因壓降或者產(chǎn)量的原因很難選擇合理的防砂措施。Morita和Byod研究了現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)常出現(xiàn)的5種類型出砂[15]，并利用現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)數(shù)據(jù)向現(xiàn)場(chǎng)工程師解釋了這些不同類型出砂的原因和過程，最后討論了防砂技術(shù)措施。

2.2.2 產(chǎn)層出砂預(yù)測(cè)研究現(xiàn)狀

梁丹等[16]分析了渤海南堡35-2油田主力儲(chǔ)層明化鎮(zhèn)組的出砂機(jī)理，應(yīng)用測(cè)井資料建立了黏聚力、內(nèi)摩擦角、彈性模量等巖石力學(xué)參數(shù)的求取方法，并應(yīng)用出砂指數(shù)法、斯倫貝謝法進(jìn)行出砂預(yù)測(cè)，計(jì)算了臨界生產(chǎn)壓差。王彥利等[10]利用測(cè)井資料計(jì)算動(dòng)態(tài)楊氏模量、動(dòng)態(tài)泊松比、內(nèi)摩擦角、內(nèi)聚力等巖石力學(xué)參數(shù)，給出疏松砂巖的動(dòng)靜態(tài)楊氏模量和泊松比轉(zhuǎn)換公式并運(yùn)用Mohr-Coulomb破壞準(zhǔn)則計(jì)算氣井出砂的臨界生產(chǎn)壓差。扈福堂等[17]采用縱波時(shí)差、出砂指數(shù)、組合模量和斯倫貝謝比等4種出砂預(yù)測(cè)模型對(duì)澀北氣田縱向和橫向出砂規(guī)律研究，并通過室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)，建立了出砂預(yù)測(cè)模型，經(jīng)實(shí)際出砂統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)驗(yàn)證，偏差小于15%。路保平等[18]介紹了實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)法和測(cè)井資料法求取巖石力學(xué)參數(shù)，給出了利用測(cè)井資料求取動(dòng)態(tài)彈性模量、動(dòng)態(tài)泊松比等巖石彈性參數(shù)和單軸抗壓強(qiáng)度、單軸抗拉強(qiáng)度、內(nèi)摩擦力和內(nèi)摩擦角等巖石力學(xué)強(qiáng)度參數(shù)的基本公式，并分析了頁(yè)巖水化和巖石環(huán)境的改變對(duì)計(jì)算結(jié)果的影響。林英松等[19]在三軸應(yīng)力下對(duì)砂、泥巖等巖心進(jìn)行了巖石力學(xué)參數(shù)的動(dòng)、靜態(tài)同步測(cè)試，并對(duì)動(dòng)靜態(tài)彈性參數(shù)進(jìn)行了線性回歸后發(fā)現(xiàn)，巖石的動(dòng)靜態(tài)楊氏模量之間存在較好的相關(guān)性，而動(dòng)靜態(tài)泊松比之間的關(guān)系不明顯。

2.3 簡(jiǎn)陽—三臺(tái)火山巖氣藏出砂原因

2.3.1 地層巖石強(qiáng)度低

地層是否出砂關(guān)鍵取決于地層巖石強(qiáng)度，從峨眉山玄武巖組儲(chǔ)層本身特點(diǎn)來說，簡(jiǎn)陽—三臺(tái)地區(qū)火山巖儲(chǔ)層中黏土含量高，巖石礦物膠結(jié)程度比一般以礫巖為主的火山巖要差，縱向上巖石強(qiáng)度差異大，整體巖石強(qiáng)度低于國(guó)內(nèi)其他地區(qū)的火山巖儲(chǔ)層；而簡(jiǎn)陽—三臺(tái)地區(qū)火山巖中長(zhǎng)石、方解石等灰質(zhì)成分較高，灰質(zhì)成分易被地下水溶蝕，且容易形成裂縫，因此灰質(zhì)成分越高，地層巖石結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性相對(duì)更差；此外，簡(jiǎn)陽—三臺(tái)地區(qū)火山巖地層的巖石結(jié)構(gòu)更類似膠結(jié)物聯(lián)結(jié)，結(jié)構(gòu)面內(nèi)充填有大量黏土礦物，其巖石膠結(jié)較弱，抗剪強(qiáng)度低，在外力下更容易屈服。峨眉山玄武巖組儲(chǔ)層較厚（垂厚100～200 m），縱向上巖石強(qiáng)度差異較大，部分井段強(qiáng)度低。

地層巖石強(qiáng)度可以通過巖心實(shí)驗(yàn)獲得或者通過測(cè)井資料計(jì)算求取。但前者僅代表所取巖心附近的巖石強(qiáng)度，而后者可以獲得長(zhǎng)段地層的巖石強(qiáng)度。因此，在考慮長(zhǎng)井段地層出砂難易時(shí)，一般利用測(cè)井資料來進(jìn)行計(jì)算分析。通常，使用聲波時(shí)差、組合模量、斯倫貝謝出砂指數(shù)（S）和出砂指數(shù)（B）等相關(guān)方法來計(jì)算評(píng)價(jià)儲(chǔ)層出砂容易與否。以永探1井和天府102井為例，從聲波時(shí)差計(jì)算結(jié)果（圖3、圖4）來看，永探1井試油井段下部自5 737 m開始已有數(shù)點(diǎn)超過出砂臨界值，表明該段底部地層巖石強(qiáng)度較弱，容易出砂；天府102井試油井段底界5 430 m以深聲波時(shí)差迅速升高超過出砂臨界值，表明該試油井段底部地層穩(wěn)定性較差，存在一定出砂風(fēng)險(xiǎn)。

圖3 永探1井的聲波時(shí)差曲線圖

圖4 天府102井的聲波時(shí)差曲線圖

從組合模量計(jì)算結(jié)果來看，永探1井井段5 735～5 737.5 m的下部組合模量已經(jīng)逼近地層出砂的臨界值，出砂可能性增大（圖5）。天府102井的組合模量結(jié)果（圖6）顯示，在5 430～5 450 m段的5 430 m處以深組合模量迅速超過地層出砂臨界值。

圖5 永探1井的組合模量圖

圖6 天府102井的組合模量圖

2.3.2 排液期間井底流動(dòng)壓差過大

從排液工作參數(shù)來看，排液期間未控制好井口回壓導(dǎo)致井底流動(dòng)壓差過大，射孔孔眼附近近井地層受到較大剪切應(yīng)力，原本穩(wěn)定的巖石顆粒在高流動(dòng)壓差作用下離開原來位置，成為游離砂粒，隨著剝離的砂粒越來越多，地層應(yīng)力發(fā)生變化，巖石骨架受力越來越大，當(dāng)超過其能夠承受的剪切強(qiáng)度時(shí)，巖石骨架遭到破壞，近井地層發(fā)生垮塌。并進(jìn)一步改變了近井地帶的地層應(yīng)力分布，導(dǎo)致近井地帶地層穩(wěn)定性進(jìn)一步變差，地層出砂越發(fā)嚴(yán)重。

國(guó)內(nèi)外專家與學(xué)者對(duì)砂巖地層出砂臨界生產(chǎn)壓差進(jìn)行了大量研究，提出拉伸破壞模型、Morita模型、Mohr-Coulomb模型、巖石破壞理論模型和經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷?種模型公式。考慮到模型計(jì)算所需參數(shù)可以從測(cè)井資料中獲取且能夠?qū)崿F(xiàn)長(zhǎng)井段計(jì)算，那么拉伸破壞模型和經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ蛢煞N模型公式更為方便，而其他幾種模型需要的參數(shù)較多，計(jì)算較為不便。永探1井和天府102井的地層出砂臨界生產(chǎn)壓差計(jì)算結(jié)果如圖7、圖8所示，其中經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷慕?jīng)驗(yàn)系數(shù)L按照0.3和0.5取值。

圖7 永探1井出砂臨界生產(chǎn)壓差預(yù)測(cè)曲線圖

圖8 天府102井出砂臨界生產(chǎn)壓差曲線圖

永探1井排液時(shí)的井口油壓0～1.96 MPa，據(jù)此計(jì)算排液時(shí)井底壓差64.43～77.61 MPa，對(duì)比圖7，明顯可以看出已經(jīng)超過出砂臨界生產(chǎn)壓差。

天府102井排液時(shí)的井口油壓由57.2 MPa↘4.56 MPa↘0 MPa，據(jù)此計(jì)算排液時(shí)井底壓差47.32～51.88 MPa，對(duì)比圖8，明顯可以看出在5 410～5 415 m、5 430～5 435 m段井底壓差已經(jīng)超過出砂臨界生產(chǎn)壓差。

3 出砂防控措施探索

針對(duì)疏松砂巖地層出砂，各油田根據(jù)區(qū)域油氣井的實(shí)際情況提出相應(yīng)防砂技術(shù)措施，主要基于2個(gè)技術(shù)思路：①做好井底壓力控制，避免地層巖石結(jié)構(gòu)被破壞導(dǎo)致垮塌出砂；②選擇合理的完井方式，優(yōu)化工藝和管柱結(jié)構(gòu)，避免井下和地面砂堵。同樣，在應(yīng)對(duì)火山巖地層出砂時(shí)，也是從這2個(gè)方向入手，嘗試通過油壓控制避免或是減少地層出砂，探索優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)減少砂粒進(jìn)入管柱內(nèi)部或是地面流程。

3.1 工藝控制措施

排液測(cè)試期間的油壓控制根本上還是防止井底壓力過低后地層—井筒壓差過大，導(dǎo)致地層受剪切作用出現(xiàn)垮塌出砂。因此，在地層臨界生產(chǎn)壓差計(jì)算基礎(chǔ)上提出階梯式等壓差控壓排液方法，逐步放大井底流動(dòng)壓差，防止大壓差下地層巖屑或灰質(zhì)快速進(jìn)入井筒造成井下管柱或地面設(shè)備堵塞。該方法可以控制進(jìn)入井筒內(nèi)的地層流體量、及時(shí)關(guān)井恢復(fù)地層能量，有利于排出井筒內(nèi)液體、降低地層出砂風(fēng)險(xiǎn)。但該方法要求對(duì)井口油壓精確控制，同時(shí)多次開關(guān)井將增加排液測(cè)試的時(shí)間。

階梯式等壓差控壓放噴方法首先是在試油層段出砂預(yù)測(cè)基礎(chǔ)上計(jì)算出砂臨界生產(chǎn)壓差，然后計(jì)算排液期間不同井口油壓下井底流動(dòng)壓力，最后在排液測(cè)試期間逐步降低井口油壓，在臨界生產(chǎn)壓差范圍內(nèi)逐步放大井底流動(dòng)壓差，充分排液，同時(shí)地層不會(huì)垮塌出砂，直至排液測(cè)試結(jié)束。表4為典型的階梯式等壓差控壓放噴作業(yè)程序。

表4 四川盆地火山巖氣井階梯式等壓差控壓放噴作業(yè)程序表

表4中，ptsl為預(yù)計(jì)純液井口最高關(guān)井壓力，MPa；pts為初次放噴后關(guān)井井口最高壓力，MPa；ptLow為根據(jù)地層出砂臨界壓差計(jì)算的最低井口油壓，MPa。這里控制的壓差臺(tái)階是10 MPa，可以根據(jù)井況調(diào)整壓差臺(tái)階，以確保井筒安全、避免井筒出砂；同時(shí)關(guān)井恢復(fù)壓力的時(shí)間也可以根據(jù)實(shí)際井況進(jìn)行調(diào)整，盡量保持井底壓力。

通過該方法，可以有效地避免井底與地層壓差過大或者返排量過大的情況下排液時(shí)間過長(zhǎng)導(dǎo)致地層垮塌出砂，同時(shí)兼顧了地層能量不足、油氣顯示差和油氣顯示好、產(chǎn)量高等兩類目的層的地層穩(wěn)定性。但該方法排液程序復(fù)雜，開關(guān)井頻繁，關(guān)井復(fù)壓時(shí)間長(zhǎng)，試油周期較長(zhǎng)。

3.2 管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化

當(dāng)前火山巖氣藏處于勘探階段，完井方式仍以套管射孔完井為主，防砂措施主要在試油管柱結(jié)構(gòu)上著手，即射孔—測(cè)試聯(lián)作管柱下部靠近產(chǎn)層的位置帶上孔眼尺寸為5 mm以內(nèi)的打孔篩管，嘗試在井下避免大顆粒進(jìn)入管柱內(nèi)堵塞管柱和地面流程，同時(shí)盡量保持油管有較大通徑，簡(jiǎn)化管柱結(jié)構(gòu)，減少變徑，減少管柱內(nèi)砂粒橋堵可能。

3.3 地面測(cè)試流程優(yōu)化

當(dāng)砂粒進(jìn)入管柱和地面流程不可避免時(shí)，就需要考慮地面流程砂堵的問題，因此采用2套地面測(cè)試流程進(jìn)行排液測(cè)試，且在井口至轉(zhuǎn)向管匯之間配置2套除砂器和捕屑器。同時(shí)備好捕屑器的備用內(nèi)筒，一旦發(fā)現(xiàn)捕屑器砂堵，在倒換排液測(cè)試管線后及時(shí)更換、清理。為實(shí)現(xiàn)對(duì)井口油壓的精確控制，在排液測(cè)試時(shí)采用控壓效果更好的1～2 mm小油嘴或者動(dòng)力油嘴進(jìn)行放噴測(cè)試。

4 實(shí)施效果

在永探1井側(cè)眼、天府101井、天府102井等多口井的火山巖儲(chǔ)層試油過程中使用了以上出砂防控措施，實(shí)踐表明防砂效果存在差別。

永探1井側(cè)眼試油，經(jīng)歷11次開關(guān)井，油壓由69 MPa逐步下降至30 MPa左右，排液測(cè)試期間控制井口油壓不低于30 MPa以保證井底流動(dòng)壓差始終低于出砂臨界生產(chǎn)壓差，同時(shí)試油管柱上帶有打孔篩管并采用1～2 mm小尺寸油嘴放噴排液，作業(yè)過程中未發(fā)現(xiàn)地層出砂。

天府101井試油，二開二關(guān)，第1次開井經(jīng)121 h油壓由70.57 MPa下降至6.98 MPa，然后關(guān)井復(fù)壓至68.91 MPa，第2次開井經(jīng)60 h油壓由68.91 MPa下降至6.41 MPa，并在穩(wěn)定油壓6.21 MPa下進(jìn)行測(cè)試，試油管柱上帶有打孔篩管并采用1～2 mm油嘴進(jìn)行排液測(cè)試，作業(yè)過程中未發(fā)現(xiàn)地層出砂。

天府102井試油，一開一關(guān)，開井時(shí)未控壓，油壓從57.2 MPa下降至0，排液期間由線流逐漸斷流，后關(guān)井9 d油壓恢復(fù)至57.7 MPa，試油管柱上帶有打孔篩管并采用2 mm油嘴進(jìn)行排液測(cè)試。作業(yè)過程中流程管線砂堵。

從以上3口井的作業(yè)實(shí)踐來看，通過控制井口油壓來降低井底流動(dòng)壓差能夠有效防止地層出砂，試油管柱上帶打孔篩管并不能解決地層出砂導(dǎo)致的管柱以及測(cè)試流程管線砂堵難題。因此，對(duì)于探井而言，在排液測(cè)試階段控制好井底流動(dòng)壓差，是防止地層出砂的關(guān)鍵。

5 結(jié)論

1）巖石黏土礦物含量高、膠結(jié)較弱、巖石強(qiáng)度不高、裂縫欠發(fā)育，排液測(cè)試期間井底流動(dòng)壓差過大超過出砂臨界生產(chǎn)壓差，誘發(fā)地層垮塌出砂。

2）基于測(cè)井資料的聲波時(shí)差法和組合模量法可以定性預(yù)測(cè)簡(jiǎn)陽—三臺(tái)火山巖氣藏出砂難易程度，拉伸模型和經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ凸娇梢暂^為方便地計(jì)算不同試油井段的臨界出砂生產(chǎn)壓差。

3）現(xiàn)場(chǎng)施工表明，階梯式等壓差控壓放噴方法在排液測(cè)試期間能夠有效削減地層出砂風(fēng)險(xiǎn)，是簡(jiǎn)陽—三臺(tái)火山巖氣藏探井試油的主要防砂手段。