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?；鹕綆r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(yáng)—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(kāi)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(wú)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(kāi)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(kāi)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(kāi)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(lái)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(guò)20%鹽酸溶蝕實(shí)驗(yàn)顯示，砂樣的平均酸溶蝕率為46.15%，過(guò)60目篩的粉狀細(xì)砂粒的平均酸溶蝕率為39.11%，而不能過(guò)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(yáng)—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(yáng)—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(lái)看，四川盆地簡(jiǎn)陽(yáng)—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(yáng)—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(yáng)—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(kāi)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(wú)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(guò)大導(dǎo)致井壁附近或者射孔孔眼周?chē)鷰r石受到過(guò)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(kāi)采速度過(guò)快或者地層流體流速過(guò)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(kāi)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(guò)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(guò)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(yáng)—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(lái)說(shuō)，簡(jiǎn)陽(yáng)—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(yáng)—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(yáng)—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(guò)巖心實(shí)驗(yàn)獲得或者通過(guò)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(lái)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(lái)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(lái)看，永探1井試油井段下部自5 737 m開(kāi)始已有數(shù)點(diǎn)超過(guò)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(guò)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(lái)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(guò)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(guò)大

從排液工作參數(shù)來(lái)看，排液期間未控制好井口回壓導(dǎo)致井底流動(dòng)壓差過(guò)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(kāi)原來(lái)位置，成為游離砂粒，隨著剝離的砂粒越來(lái)越多，地層應(yīng)力發(fā)生變化，巖石骨架受力越來(lái)越大，當(dāng)超過(guò)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?？紤]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(guò)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(guò)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(guò)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(guò)低后地層—井筒壓差過(guò)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(kāi)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(guò)該方法，可以有效地避免井底與地層壓差過(guò)大或者返排量過(guò)大的情況下排液時(shí)間過(guò)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(kāi)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(wèn)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(guò)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(kāi)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(guò)程中未發(fā)現(xiàn)地層出砂。

天府101井試油，二開(kāi)二關(guān)，第1次開(kāi)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(kāi)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(guò)程中未發(fā)現(xiàn)地層出砂。

天府102井試油，一開(kāi)一關(guān)，開(kāi)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(guò)程中流程管線砂堵。

從以上3口井的作業(yè)實(shí)踐來(lái)看，通過(guò)控制井口油壓來(lái)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(guò)大超過(guò)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(yáng)—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(yáng)—三臺(tái)火山巖氣藏探井試油的主要防砂手段。