超深层裂缝性致密砂岩气藏储层改造-生产全阶段出砂模拟实验

张宝; 魏军会; 沈建新; 叶荣俊; 周建平; 黄世财; 董长银; 尹彬

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2508894

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (28) :12168-12178 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2508894

石油、天然气工业

超深层裂缝性致密砂岩气藏储层改造-生产全阶段出砂模拟实验

张宝 ¹^,²^,³^,⁴^,⁵ ,
魏军会 ¹^,²^,³^,⁴ ,
沈建新 ¹^,²^,³^,⁴ ,
叶荣俊 ¹^,²^,³^,⁴ ,
周建平 ¹^,²^,³^,⁴ ,
黄世财 ¹^,²^,³^,⁴ ,
董长银 ⁵^,^* ,
尹彬 ⁵

作者信息 +

Sand Production Simulation Experiment and Sand Production Mechanism under Complex Stimulation-production Whole Process of Ultra-deep Fractured Tight Sandstone Gas Reservoirs

ZHANG Bao ¹^,²^,³^,⁴^,⁵ ,
WEI Jun-hui ¹^,²^,³^,⁴ ,
SHEN Jian-xin ¹^,²^,³^,⁴ ,
YE Rong-jun ¹^,²^,³^,⁴ ,
ZHOU Jian-ping ¹^,²^,³^,⁴ ,
HUANG Shi-cai ¹^,²^,³^,⁴ ,
DONG Chang-yin ⁵^,^* ,
YIN Bin ⁵

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摘要

库车山前超深裂缝性致密砂岩储层气井采取压裂或酸化改造投产后,经历大量产水、气水交替注采等生产工况,出砂明显,其缺乏对其机理和主控因素的系统认识。采用库车山前典型储层岩心,模拟水力压裂和酸化改造过程,然后接替进行纯气、大量产水和气水交替注采生产工况下的出砂模拟实验。结果表明:深层裂缝性致密砂岩岩心如未经改造,生产时不出砂,但较大生产压差会诱发裂缝弱面滑移破坏。水力压裂改造在裂缝贯通岩心并达到缝内砂粒携带流动条件时,出现出砂现象。深层裂缝性致密砂岩储层在进行酸化处理时,即会产生大量的可动砂粒,成为出砂砂源。酸化处理导致颗粒剥落平均约是酸化后驱替阶段产出砂粒质量的3倍,剥落砂粒径中值也明显高于驱替阶段产出砂。酸化溶蚀裂缝充填物形成可动砂粒,以及高含泥质带水化分散是酸化后出砂的主要原因。气井大量出水对天然裂缝充填物有明显的水化衰减和加剧出砂作用,高产水阶段的出砂量与酸化后生产阶段的出砂量相当甚至更高。相比,继续接替气水交变注采对出砂的影响相对较小。研究成果为深层致密砂岩储层优化改造措施、控水生产等出砂控制对策提供了直接依据。

Abstract

Typical ultra-deep fractured tight sandstone gas wells, such as those in the Kuqa Piedmont, exhibit significant sand production after hydraulic fracturing or acidizing stimulation, particularly under complex production conditions involving high-rate water production and alternating gas-water injection-production. However, the mechanisms and dominant controlling factors of sand production remain unclear. Using cores of fractured tight sandstone reservoirs from typical gas fields in the Kuqa Piedmont of the Tarim Basin, the processes of hydraulic fracturing or acidizing stimulation, along with production scenarios involving high-rate water production and alternating gas-water injection-production, were first simulated. Subsequently, sand production simulation experiments were conducted to investigate the patterns of sand production. The results show that under conventional production conditions, no significant sand production occurs during the entire displacement process in the fractured tight sandstone gas reservoirs of the Kuqa Piedmont. However, a relatively large production pressure difference is found to induce slip failure of fracture surfaces. After hydraulic fracturing stimulation, sand production is observed when the main fractures penetrate the cores and the flow conditions necessary for sand particle migration within the fractures are satisfied. Acidizing stimulation is identified as the primary cause of sand production in deep fractured tight sandstone reservoirs. Its fundamental mechanism lies in the dissolution of fracture fillings and fracture surfaces by acid etching, which leads to reservoir damage and sand production, as well as the hydration or acid etching of local zones with high shale content, triggering sand production. During acidizing treatment of deep fractured tight sandstone, a substantial quantity of movable particles is generated, serving as the main sand source. The average particle shedding caused by acidizing is approximately three times the mass of sand particles produced during the post-acidizing displacement phase. Furthermore, the median particle size of the detached particles is significantly larger than that of the sand produced during displacement. The primary mechanisms of post-acidification sand production are determined to be the acid dissolution of fracture-filling materials, which generate movable particles, and the hydration and dispersion of clay-rich zones. High-rate water production is found to significantly weaken natural fracture fillings through hydration and to exacerbate sand production. The volume of sand produced during the high-water-cut stage is comparable to, or even higher than, that produces during the post-acidification production phase. In comparison, the subsequent gas-water alternating injection-production phase has a relatively minor impact on sand production. The research results provide a direct basis for formulating sand control strategies, such as optimizing stimulation measures and implementing water control during production in deep tight sandstone reservoirs.

Graphical abstract

关键词

超深层裂缝性致密砂岩 / 压裂改造 / 酸化 / 出水生产 / 气水交替 / 出砂模拟实验 / 出砂机理

Key words

ultra-deep fractured tight sandstone / fracturing stimulation / acidizing stimulation / water-bearing gas production / gas-water alternative injection and production / sanding simulation experiment / sanding mechanism

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张宝, 魏军会, 沈建新, 叶荣俊, 周建平, 黄世财, 董长银, 尹彬. 超深层裂缝性致密砂岩气藏储层改造-生产全阶段出砂模拟实验[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(28): 12168-12178 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2508894

ZHANG Bao, WEI Jun-hui, SHEN Jian-xin, YE Rong-jun, ZHOU Jian-ping, HUANG Shi-cai, DONG Chang-yin, YIN Bin. Sand Production Simulation Experiment and Sand Production Mechanism under Complex Stimulation-production Whole Process of Ultra-deep Fractured Tight Sandstone Gas Reservoirs[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(28): 12168-12178 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2508894

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深层和超深层油气资源是中国油气能源开发的重要进军方向^[1-2],超深层裂缝性致密砂岩储层是深层油气资源储层的重要类型,如中国塔里木盆地库车山前分布着迪那、克深、大北、博孜等多个深层裂缝性致密砂岩天然气储层^[2-3]。以库车山前为代表的超深层裂缝性致密砂岩天然气储层埋藏深达6 000 m以上,发育有天然裂缝^[3-4],但基质岩石极为致密,气井自然产能低,一般须经过水力压裂或酸化改造才具备效益产能^[5-8]。近年来,库车山前裂缝性致密砂岩气藏的生产实践中,气井投产后会先后经历大量出水、注氮气-气水产出注采交替等不同生产工况。并且,同一口井会先后经历不同的改造和生产工况。在不同类型的储层改造和复杂的接替生产工况下,大量气井出现明显出砂现象,造成井底砂埋堵塞降产、管柱冲蚀损坏、筛管堵塞等问题,严重影响气井正常生产^[9-13]。气井经历复杂的改造和不同工况接替生产条件,由于对造成气井出砂的根本原因、机理和工艺阶段认识不清晰,直接困扰出砂控制对策的制定和方案优化,严重制约气井正常高效生产。

近年来,中外学者针对深层裂缝性致密砂岩及碳酸盐岩储层的出砂机理开展了系列实验和数值模拟研究,探究总结裂缝性储层的出砂机理和控制因素及其规律。针对裂缝性碳酸盐岩和花岗岩储层的失稳出砂机理研究认为裂缝性储层在高生产压差导致的高骨架应力条件下,诱发裂缝弱面失稳,裂缝充填物破碎被流体携带产出^[14-18]。但其主要适用于裸眼井,难以解释库车山前出砂现象明显的射孔完井气井。研究者针对裂缝性砂岩储层的压裂改造分析出砂原因,主要集中在压裂后支撑剂的返吐出砂,其主要原因是压裂措施不当导致裂缝支撑剂不密实充填,在高流体流速下形成返吐出砂^[19-20]。对于压裂改造地层砂粒的产出,有研究者认为压裂改造施工过程中压裂液的挤压作用不会对岩石造成严重的塑性破坏和导致岩石颗粒脱落,并且天然裂缝的开启及剪切滑移破坏,也不会造成岩石骨架颗粒的大规模脱落和出砂^[21]。但也有相反的观点认为,高速流体对裂缝壁面颗粒的冲击会导致地层砂粒剥落产出^[5]。同时,压力变化还会引起裂缝性致密砂岩储层渗流能力的动态变化,并进一步影响流体携砂和颗粒运移行为^[22-23]。对于裂缝性致密砂岩储层酸化改造出砂机理,有研究者认为酸液溶蚀裂缝充填物,造成近井储层总体结构强度降低,并形成可动砂粒,是造成出砂的原因之一^[24-27]。在水化对致密砂岩岩心物性和出砂影响方面,研究者针对钻井过程中的干湿交替作用,通过实验分析了钻井过程中的干湿交替及水化作用对裂缝性储层近井区域物性和砂粒剥落有明显影响^[28],并且在岩心上发现了明显的盐析结晶现象^[29],这也是可动砂粒的来源之一。关于大量产水和交变注采对出砂机理的研究,主要集中在常规疏松砂岩^[30]和储气库领域^[31-33]。此外,针对深层裂缝性储层的出砂原因,还涉及大生产压差、开关井效应、大温差导致岩石热收缩与膨胀等原因^[5,10-12,34];也初步发展了考虑单一工况条件的深层裂缝性致密砂岩储层的出砂预测模型^{[9,12,14-15,34-35]}。但总体而言,目前关于深层裂缝性致密砂岩储层的出砂机理,主要针对裸眼完井的宏观失稳出砂和支撑剂返吐出砂。对于压裂和酸化等单一改造措施对出砂的影响,认识尚不够清晰,观点不一。针对深层裂缝性致密砂岩储层在生产过程中的出水和气水交替注采对出砂的影响,尚缺乏系统的研究;特别是针对不同储层改造方式与产水、气水交替生产工况接替出现条件下的出砂主控因素及其控制规律,也尚缺乏直观的认识。

针对上述问题,采用塔里木盆地库车山前典型气田的裂缝性致密砂岩储层岩心,在基础物性测试基础上,开展先模拟人工压裂和酸化改造,再依次进行纯气驱生产、大量产水生产、气水交替生产工况下的出砂模拟实验,分析了储层压裂改造和酸化改造诱发出砂机理及主控因素,并对比大量产水、气水交替注采生产工况下的出砂机理及其规律,为不同改造和生产条件的超深层裂缝性致密砂岩储层的出砂控制与安全生产调控提供了重要依据。

1 裂缝性致密储层岩心微观裂缝形态分析

选取塔里木盆地库车山前凹陷的BZ、DB、DN、KS等超深层裂缝性致密砂岩气藏典型开发层组的储层实际岩心,使用电镜扫描获得4块岩心的天然裂缝精细构造特征,如图1所示。4个区块代表性岩心天然裂缝主要涵盖构造缝、层间缝、颗粒贯穿缝及构造溶蚀缝等,百纳米级-微米级微裂缝以劈裂溶蚀型为主导类型。裂缝多发育于环颗粒区域及粒内应力相对薄弱的部位,空间上呈现出显著的粒缘缝展布特征。同时,4块岩心的裂缝开度跨度较大,从数十微米的微裂缝到数毫米的中宽裂缝均有分布。这种多尺度裂缝共存的特征,使得不同尺度裂缝的壁面稳定性存在差异,会对储层出砂风险产生不同程度的影响。

采用高分辨率CT扫描仪对4块典型岩心进行扫描与重构,分析裂缝性致密砂岩储层的裂缝特征,结果如图2所示。

根据图2的测试结果,KS、BZ、DB、DN四区块代表性致密砂岩岩心的裂缝发育程度差异显著,按裂缝数量呈依次递减趋势。KS区块裂缝数量最多、密度最大,以网状构造缝为主且局部与孔隙连通;BZ区块次之,构造缝与层间缝交织且连通性较好;DB区块多为孤立微裂缝,仅局部少量连通;DN区块裂缝最微弱,对渗流改善有限。这种裂缝发育的区块差异表明储层具有明显的差异性和非均质性。

2 出砂模拟实验方案

2.1 改造-生产全阶段出砂模拟实验方案

塔里木盆地库车山前超深层裂缝性致密砂岩气藏气井的储层改造方式主要包括水力压裂改造、压裂酸化改造和基质酸化改造3种方式,然后根据不同地质条件和井况,气井会经历低水气比生产、大量出水(高水气比)生产,以及采用注氮气吞吐提高采收率方式,即注氮气-气水同出交替注采生产工况。根据上述不同改造方式及多阶段生产工况,为了储层改造-生产全阶段模拟出砂过程,探究不同改造方式和生产工况下的出砂情况及主控因素与规律,涉及的总体实验方案及各阶段实验内容如表1所示。

根据表1所示的总体实验方案和各阶段的岩心处理和实验内容,每个岩心的改造-生产全阶段出砂模拟实验,可以比较完整地模拟原始储层投产、储层改造、低气水比生产、高气水比生产、注氮气气水交替注采等完整周期各阶段的出砂情况,分析对比可获得主要出砂阶段,进而为出砂机理分析提供依据。

2.2 岩心改造处理和出砂模拟实验方法

为了使用岩心模拟储层压裂改造过程,根据地层压力确定围压,利用三轴压缩法对岩心进行造缝并监测裂缝情况。实验围压按照5 400 m储层埋深条件的有效应力确定。根据计算,上覆压力为124.12 MPa,孔隙压力为54 MPa,则有效应力为70.12 MPa。为在室内尽可能模拟储层骨架实际承受的压实状态,选取70 MPa 作为造缝围压条件。该围压条件能够较真实地反映深层储层的受力特征。造缝时逐步施加轴向应力,观测应力应变曲线,即将进入屈服阶段时停止实验;取出岩心待用。

使用岩心酸液浸泡法模拟储层酸化改造过程。根据现场酸液配方配制酸化液,将岩心浸泡其中进行酸化处理,模拟酸化改造工况。以BZ区块某井酸化施工作为例,其储层厚度93 m,孔隙度8.42%,酸液波及半径1.5 m和酸液用量60 m³,计算酸液孔隙体积(pore volume,PV)为1.09 PV。折算岩心浸泡酸液用量为2.24 mL。浸泡时间取实际施工酸液注入时间。

采用复杂工况岩心出砂模拟驱替实验装置进行原始岩心及经过模拟改造后的岩心出砂模拟实验,并可梯次模拟原始、改造、大量产水及气水交替注采等多种生产工况的出砂过程。装置具备高温高压、多相驱替与应力加载等综合功能,能够真实再现井下复杂应力与流体作用条件下的出砂行为。实验温度范围为室温至100 ℃,压力范围为0~40 MPa;可加载围压和轴压,加载能力为0~60 MPa,并可独立或联动控制;驱替方式包括交变驱替、气驱、气水同驱及水驱等,以满足不同工况下储层出砂模拟需要。实验时,将岩心置于岩心夹持器内,施加围压和轴压;利用压差传感器测量岩心两端压差变化,计算整体渗透率,收集过砂量,测试出砂粒径,进行定性和定量评价。

3 改造-生产全阶段出砂规律分析

3.1 原始岩心未改造条件下出砂模拟实验结果

选取前述塔里木盆地库车山前凹陷的BZ、DB、KS等超深层裂缝性致密砂岩气藏典型开发层组的储层实际代表性岩心,首先进行常规生产条件(不进行任何改造)出砂模拟实验,流体使用超临界氮气,设置驱替流量为1 mL/min,围压和轴向设定为30 MPa。其中,KS区块KS-2岩心驱替前后的岩心形态如图3所示。

KS-2岩心在30 MPa围压和轴压、1 mL/min超临界氮气驱替下,整个过程未观察到明显出砂现象。实验结束后取出岩心观察岩心形态,发现岩心主体出现局部破裂[图3(b)]。表明在高压差生产状态下可能诱发应力敏感,引起微裂缝进一步张开并扩展失稳现象。其余3个区块的岩心在驱替完毕后,均未出现明显的出砂现象,岩心形貌也保持完整,无损毁现象。气体驱替结束后采用模拟地层水驱,其中,DB-3与DB-4岩心在驱替过程中地层水几乎无法渗透,难以形成有效流动,与储层岩石强水锁有关。DB区块代表性岩心孔喉结构测试结果表明气孔隙发育较好,但裂缝发育较差。这表明,深层裂缝性致密砂岩气藏中,裂缝是决定渗流能力的主导因素。综合分析表明,库车山前致密砂岩岩心在常规生产压差条件下基本不发生出砂,但当压差过大时,仍可能诱发裂缝滑移与局部结构失稳。

3.2 岩心压裂改造出砂模拟结果与出砂机理

选取KS区块致密砂岩岩心KS-3,首先对岩心进行模拟水力压裂造缝处理,随后在恒室温、恒 30 MPa 围压和轴压条件下,最大驱替压力设置为不超过30 MPa,进行25 mL/min气驱替出砂模拟驱替,结果显示出现明显的出砂现象。岩心造缝/驱替前后岩心形态对比如图4所示,驱替产出砂粒显微形貌如图5所示。

出砂模拟驱替过程中,产出液中观测发现有大量细颗粒与碎屑,呈现明显浑浊状态,出砂现象明显。实验结束后,从夹持器取出岩心,发现原始完整的岩心已沿天然裂缝破裂成多块。出砂模拟驱替过程中,裂缝显著扩展并贯通,整体结构完全失稳[图4(c)]。对产出砂样品进行粒径测试,产出砂粒径中值约为274 μm,最大粒径达数百微米,而最小粒径仅约2 μm。产出砂粒包含细砂、粉砂及破碎的岩屑块体,呈现显著的岩屑-粉砂混合型特征。粗颗粒多来源于裂缝壁面和弱胶结条带的剥落,而微米级颗粒则来自岩石基质的破碎、黏土矿物分散及细粒胶结物的脱落。

相类似,选取BZ-3岩心进行压裂改造出砂模拟实验。岩心经过人工压裂后,可见明显的裂缝面,裂缝表面粗糙、附着碎屑,表明裂缝已具备潜在的弱面特征。岩心出砂模拟前后岩心形态如图6所示。

如图7所示,驱替过程中,岩心两端压差曲线始终保持平稳,仅出现小幅缓慢波动,未出现类似裂缝失稳导致的突降或压力峰值变化,说明岩心在此压差范围内整体结构仍保持稳定。

产出液中呈现轻微浑浊,但未出现大量颗粒或显著固体沉降,表明颗粒迁移量有限。驱替结束后,切割裂缝附近出现局部破碎,裂缝面呈松散结构,说明压裂诱导裂缝区域是最先产生弱化与局部颗粒脱落的部位。

实验结果表明,BZ-3岩心在压裂后形成的人工裂缝与弱胶结带是驱替过程中颗粒产生的主要来源,但在本实验5~7 MPa压差条件下并未触发大规模结构破坏或出砂事件。因此,压裂诱导裂缝虽会降低局部岩体强度,但其本身并不足以形成严重出砂,储层是否发生颗粒大规模运移仍取决于裂缝连通性、胶结强度衰减程度以及生产压差是否达到触发失稳的临界值。压裂过程中形成的弱面结构是储层局部颗粒剥落的主控因素,而是否发生宏观出砂则仍依赖更高压差或更强流动扰动条件。

综合分析,水力压裂改造能够显著改变裂缝性致密砂岩储层内部的裂缝结构与应力分布,使原本致密稳定的储层局部变得脆弱,诱发裂缝壁面砂粒强度弱化并剥落,造成出砂。然而,压裂本身并非出砂的充分与必要条件,裂缝壁面颗粒在结构弱化或剥落后,并不一定立即产出,仍需在流体作用达到相应临界携带条件时,可动砂粒才可能被流体带出形成出砂。因此,超深层裂缝性致密砂岩储层水力压裂改造后的储层出砂行为是裂缝诱导弱化与生产流动触发的耦合过程。

3.3 岩心酸化改造出砂模拟结果与出砂机理

选取BZ-1岩心进行基质酸化改造出砂模拟实验。该岩心含灰质泥岩,黏土含量较高为31.2%,是典型的泥质裂缝性致密砂岩岩心。首先对岩心进行基质酸化处理,然后在30 MPa恒定围压和轴压条件下进行恒流25 mL/min超临界氮气驱替,分析基质酸化对岩心强度、裂缝形态与颗粒运移出砂行为的影响。BZ-1岩心酸化处理前后形态如图8所示。酸化后,天然裂缝局部充填胶结物被溶蚀,出现明显扩展,边缘变粗糙。基质酸化处理显著弱化了天然裂缝及其周围胶结结构。

分析图9所示的BZ-1岩心出砂模拟驱替压差和表观渗透率动态变化,岩心两端压差逐步由约4.0 MPa上升至5.5 MPa;同时岩心表观渗透率整体呈下降趋势,从约0.41 mD降低至0.3 mD。压差持续升高与渗透率逐渐降低共同表明,驱替过程中岩心内部存在微粒的剥落、运移和堵塞,造成渗透率伤害。

BZ-1岩心基质酸化处理后收集到的残酸溶液呈明显褐红色和浑浊状态[图10(a)],并可见明显悬浮颗粒,说明岩心在酸化阶段发生了胶结物溶蚀与泥质矿物分散脱落。基质酸化剥落砂质量约为0.35 g,粒径分布分析显示其颗粒中值粒径约为32.15 μm,属于典型细粉级产物,主要来自泥质胶结带的溶蚀剥落。基质酸化后进行出砂模拟驱替,驱替过程中继续出现明显出砂现象,如图10(b)和图10(c)所示,共产出砂0.12 g,大部分为细质颗粒,粒径中值为16.36 μm。相比基质酸化后,出砂量和粒径均有所降低。

相类似,选取DB-3岩心进行基质酸化处理和出砂模拟实验。该岩心属于灰质极细粒岩屑长石砂岩类型,黏土含量约17%。DB-3岩心酸化驱替照片如图11所示。酸化后岩心整体呈现显著红褐色,表面粗糙且可见大量泥质区域被溶解。显微图像显示,酸化在岩心内部形成大面积泥带侵蚀区[图11(b)],侵蚀带深度明显,范围较大,表明富泥胶结物大量溶解。

综合对比BZ-1、DB-3、KS-4三块岩心酸化和驱替阶段的剥落砂量和产出砂量,如图12所示。三块岩心酸化导致的剥落砂粒质量分别为0.35、0.89、0.26 g,平均约是酸化后驱替阶段产出砂粒质量的3倍。酸化处理剥落的砂粒粒径中值也明显高于驱替阶段。这表明,深层裂缝性致密砂岩储层在进行酸化处理时,即会产生大量的可动砂粒,成为出砂砂源,其比例明显高于酸化后由于流体冲刷作用产生的可动砂量。酸化处理是造成深层裂缝性致密砂岩储层出砂的主要原因,流体携带是造成出砂的工程条件。酸液对裂缝带的溶蚀是酸化出砂的核心机理。酸液侵入并溶蚀天然裂缝,使裂缝充填物和缝面胶结遭到破坏。此外,储层岩心中的高含泥质区被酸液溶蚀后,也成为酸化出砂的重要来源。

3.4 改造后大量出水和气水交替驱替条件下出砂规律分析

利用酸化出砂模拟后不再出砂的岩心,继续进行大量产水工况下的出砂模拟实验。不同水流量下的出砂模拟实验结果如表2、图13和图14所示,岩心形貌照片如图15所示。根据表2的结果,对比大量产水前后岩心的渗透率与出砂量,可见含裂缝或富泥带岩心在大量产水后流动能力增强与出砂加剧高度符合。以BZ-1岩心为例,大量产水突破后裂缝继续开启并发生局部冲蚀[图15(a)],渗透率由0.126 mD 提升至0.417 mD,同时出砂量由 0.12 g 激增至1.31 g。DB-3岩心在泥质带剥离作用下[图15(b)],渗透率由0.274 mD提高到 0.966 mD,出砂量由0.35 g上升至1.14 g,渗流能力改善最为明显。相比,KS-4岩心基质酸化见水后以细粒剥蚀为主,未见明显结构破坏[图15(c)],渗透率仅由0.153 mD略增至0.204 mD,但出砂量仍从0.02 g增至0.14 g,说明即使整体骨架较稳定,但会存在细粒持续产出风险。

对比图12和图14可知,BZ-1、DB-3和KS-4三块岩心酸化后出砂量分别为0.47、1.24、0.27 g,继续大量水驱的出砂量分别为1.43、1.49、0.14 g。高产水阶段的出砂量与酸化后生产阶段的出砂量相当甚至更高。气井大量产水对出砂的影响明显,但各岩心的影响程度差异明显,这与原始物性、天然裂缝发育和高泥质带分布特征有关。

利用完成大量产水出砂模拟实验后的岩心进行大量排水出砂实验模拟的岩心,继续进行气水交替注采出砂模拟实验。注采时间比为1,交变2个周期,注采气量为25 mL/min超临界氮气。使用的全部岩心在经历酸化和气水驱阶段,其力学结构趋于稳定。进入注采交变条件时,对出砂行为的影响已相对较小,整体出砂程度变化不明显(与岩心已产出砂粒也有关系)。

4 结论

(1)超深裂缝性致密砂岩岩心在未改造条件下驱替无明显出砂现象,但高生产压差会诱发应力敏感,导致储层裂缝面滑移破坏。岩心造缝后裂缝内部有明显可动砂粒,裂缝贯通岩心且达到缝内砂粒携带流动条件后,出现明显出砂现象。压裂改造是导致深层裂缝性致密砂岩储层出砂的因素之一,但非充分条件。

(2)超深裂缝性致密砂岩岩心在酸化处理后继续驱替有明显出砂。深层裂缝性致密砂岩储层在进行酸化处理时,即会产生大量的可动砂粒,成为出砂砂源。3块岩心酸化处理导致颗粒剥落平均约是酸化后驱替阶段产出砂粒质量的3倍,剥落砂粒径中值也明显高于驱替阶段产出砂。酸化溶蚀裂缝充填物形成可动砂粒,以及高含泥质带水化分散是酸化后出砂的主要原因。

(3)超深层裂缝性致密砂岩储层压裂和酸化改造后,在前期气体驱替过程中已不出砂的岩心,继续水驱后出现明显接替出砂现象。高产水阶段的出砂量与酸化后生产阶段的出砂量相当甚至更高。气井大量出水对天然裂缝充填物有明显的水化衰减和加剧出砂作用。相较于大量产水阶段,继续接替气水交变注采对出砂的影响相对较小。

参考文献

原文顺序 | 出版日期 | 本文引用

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