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疏松砂岩出砂临界流量试验研究_李萍

疏松砂岩出砂临界流量试验研究_李萍
疏松砂岩出砂临界流量试验研究_李萍

2010年11月

断块油气田

疏松砂岩出砂临界流量试验研究

李萍1邓金根1王利华1何保生2曹砚峰2毛建英3陈宇1闫新江1赵靖影1

(1.中国石油大学,北京102249;2.中海石油研究中心,北京100027;3.青海油田公司,敦煌736202)

基金项目:国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题“多枝导流适度出砂技术”(2008ZX05024-003-01)摘

疏松砂岩地层出砂的危害极大,出砂临界流量的准确确定尤为重要。利用自行研制的出砂模拟试验装置,对青海

油田N 21储层进行了不同流体和覆压下的小岩心出砂模拟试验。结果表明:由不同压差的流量和渗透率变化、开始出砂的时间和出砂量的多少确定了不同小层的出砂临界流量;不同流体(非极性油和地层水)的出砂临界流量有很大差别,水驱临界流量明显大于油驱临界流量,储层的应力状态对出砂临界流速有很大的影响,试验结果指导了现场生产。关键词

疏松砂岩;出砂;临界流量;模拟试验

中图分类号:TE311

文献标志码:A

Experimental study on sand production critical flowrate for unconsolidated sandstone

Li Ping 1Deng Jingen 1Wang Lihua 1He Baosheng 2Cao Yanfeng 2Mao Jianying 3Chen Yu 1Yan Xinjiang 1Zhao Jingying 1

(1.China University of Petroleum,Beijing 102249,China;https://www.wendangku.net/doc/0a16438029.html,OOC Research Center,Beijing 100027,China;3.Qinghai Oilfield

Company,PetroChina,Dunhuang 736202,China)

Abstract:Because there is enormous hazard for the sand production in unconsolidated sandstone reservoir,accurate determination of critical flowrate is particularly important.Sand production simulation experiment of small cores with different fluid types and confining pressures is conducted for the N 21reservoir in Qinghai Oilfield by utilizing self-developed sand production simulation experimental device.The study results show that the sand production critical flowrate of different layers can be determined based on the variation of flowrate and permeability at different pressure differences,the time of initial sand production and the amount of produced sand;that the sand production critical flowrate of different fluid types (non-polar oil and formation water)is very different and the waterflooding critical flowrate is obviously greater than that of oil displacement;that the stress condition of reservoir has a great effect on sand production critical flowrate.The experiment result provides the direction for field production.Key words:unconsolidated sandstone,sand production,critical flowrate,simulation experiment.

引用格式:李萍,邓金根,王利华,等.疏松砂岩出砂临界流量试验研究[J ].断块油气田,2010,17(6):748-750.

Li Ping ,Deng Jingen ,Wang Lihua ,et al.Experimental study on sand production critical flowrate for unconsolidated sandstone [J ].Fault-Block Oil &Gas Field ,2010,17(6):748-750.

文章编号:1005-8907(2010)06-748-03

对于疏松砂岩,如果不采取一定的防砂措施,在一定的产量和压差下就会引起地层出砂,造成油井减产或停产作业及地面和井下设备腐蚀、套管损坏,甚至油井报废。近几年国内外提出“出砂管理”的概念,这在一定意义上把防砂作为了一个系统工程。采用“适度出砂”的防砂方式和管理模式,改善了近井地带的渗流特性,更大地发挥了油井的潜能,从而提高油井产量和降低生产成本[1-2]。利用自行研制的小岩心出砂模拟试验装置,针对青海油田N 21储层进行不同流体和覆压下的小岩心出砂模拟试验,由不同压差下的流量和渗透率变化、开始出砂的时间和出砂量的多少确定不同小层的出砂临界流量。

1

试验方法

1.1

试验仪器

为了观察和模拟控制环境条件下的出砂过程,国

外进行了大量的试验研究[3-7],国内也进行了一些试验研究[8-9]。结合国内外出砂模拟试验优点,研制了小岩心出砂模拟试验装置(见图1)。该试验装置有以下特点:采用MTS 试验机编写试验程序,精确控制试验压差和时间;可实现模拟地层条件下的压力分布情况,研究出砂引起的储层渗透率变化规律;可实现不同驱替流体的出砂模拟试验及出砂规律研究。本试验的难点是:如何确定压差梯度,梯度太大测出的生产压差精度

断块油气田FAULT-BLOCK OIL &GAS FIELD 第17卷第6期

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第17卷第6期

太低;梯度太小岩样试验时间很长,各种设备的损耗就会很大,且每一个岩心样品试验没有重复性。

图1小岩心出砂模拟试验装置流程

1.2试验原理

在不同压差条件下,流体在岩心多孔介质中流动,当流速达到某一速度时,引起微粒的运移,开始少量出砂,当继续增加流速时,岩心内部发生剪切破坏,出砂量增加,大量出砂前的流量即为出砂临界流量[10]。根据达西定律,在设定条件下注入流体,采用恒压法进行驱替测量,确定临界流量及其渗透率的变化。试验分析参照SY/T5358—2002《砂岩储层敏感性评价试验方法》中的相关规定。

1.3岩样制备

采用真实反映地层情况的地层样品,按照岩石力学标准,冷冻取心,并进行密封保存;进行试验时取出原包裹岩心两端面筛布;进行岩心编号,并测量长度、直径及称取质量;试验选取油田的注入水和非极性油作为驱替流体,根据驱替条件不同对岩心进行了预处理,以更好的模拟油井和注水井生产情况。

1.4试验过程

按流程图1接好管线,并将试验流体装入高压容器;将不同条件处理后的岩样放入岩心夹持器;缓慢将围压调至2MPa(覆压条件下加大围压);启动MTS驱替泵,按照不同性质岩心设置驱替压力间隔程序;程序自动记录压力数据,按设定时间测量流量,观察流量变化及是否出砂;有明显出砂现象,停止程序,试验结束。对流体进行洗砂,并对产出砂烘干、称量;对试验数据进行处理,分析临界流量、出砂量及渗透率的变化规律。

2试验结果及分析

以青海油田N21储层不同小层的岩心进行水驱和油驱、覆压条件下的出砂模拟试验,利用自行研制的小岩心出砂模拟试验装置,按照上面的试验过程进行,得到不同流体介质及覆压条件下的临界出砂流量及疏松砂岩出砂规律。2.1小岩心出砂临界流量的确定

随着驱动压差的增加,开始时流量的增加是线性的,后随着压差的增加,微粒在岩心中发生运移,一定程度上堵塞渗流通道,表现为渗透率有所下降,但随着微颗粒的产出,渗透率开始明显上升(见图2)。N21储层的埋藏浅,压实成岩作用差,储层胶结疏松,砂粒间结合能力弱,在很小的压差下,砂粒很容易发生脱落,随着砂粒随流体的产出,油层中形成蚯蚓洞网络,从而使油层孔隙度和渗透率大幅度提高,但并未出现大量出砂现象,压差继续增加到一定程度,拖曳力增加,骨架砂发生剪切破环,大量出砂。大量出砂前的压差和对应的流量认为是临界出砂流量。

图2小岩心出砂模拟试验结果

2.2不同流体介质出砂临界流量

采用同一层位的小岩心分别进行出砂模拟试验,驱替流体选用地层水和无极性油。试验发现:不同的驱替流体同一压差条件下的流量和渗透率差别很大,一般情况下油驱渗透率比水驱渗透率要大5~15倍,油驱出砂临界流量明显低于水驱出砂临界流量(见图3),水驱更容易形成蚯蚓洞网络,流量急速增加,但出砂量增加并不明显。

图3单相油驱和水驱出砂临界流量对比

李萍,等:疏松砂岩出砂临界流量试验研究749

2010年11月

断块油气田

对于疏松砂岩,出砂后渗透率增加,改善了油田物

性,在地面设备允许的情况下,可以提高油井的产量。

将岩心出砂模拟试验所获得的出砂临界流量转换成径

向速度,可以直接用于现场生产。

转换公式为[9]

Q h =1.152r w Q c

d2

式中:Q为油层临界产量或注入量,m3·d-1;h为油层有效厚度,m;r w为井眼半径,cm;Q c为岩心出砂模拟试验所获得的出砂临界体积流量,mL·min-1;d为试验岩心直径,cm。

2.3覆压对出砂临界流量的影响

岩石多孔介质在进行取心后所受的应力状态发生了很大的变化,要想真实地模拟地层条件下的状态,首先应考虑岩石在地下所受应力,利用不同围压下的出砂模拟试验模拟地层条件下的临界出砂流量,如图4所示,随着围压的增加,岩石孔隙被压缩,毛管力增加,出砂临界流量明显降低。要想准确地测定出砂临界流速,必须先弄清储层的应力状态。

图4不同围压下单相油驱出砂临界流量对比

3结论

1)自行研制了出砂模拟试验装置,对青海油田N21储层岩心进行了出砂模拟试验。随着流量的增加,微粒在岩心中发生运移,随着微颗粒的产出,渗透率上升,流量急速增加,形成蚯蚓洞网络,未出现大量出砂现象,得出驱替流体非极性油和地层水条件下的出砂临界流量;压差继续增加,大量出砂。

2)不同流体(非极性油和地层水)得出的出砂临界流量有很大的差别,主要和岩石的润湿性及流体物性有很大的关系,水驱临界流量明显大于油驱临界流量。说明在相同产量条件下出水并不会增加出砂量。

3)储层的应力状态对出砂临界流速有很大的影响,这种做法在国内还是个探索性的试验,还需要进行大量的试验和研究,确定地层条件下的出砂临界流量具有更重要的意义。

参考文献

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Fault-Block Oil&Gas Field,2006,13(6):81-83.

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Xing Hongxian,Li Bin,Wei Longgui,et al,Application of proper sand control completion technology in Bohai Oilfield[J].Petroleum Drilling Techniques,2009,37(1):83-86.

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Tian Hong,Deng Jingen,Meng Yanshan,et https://www.wendangku.net/doc/0a16438029.html,boratory simulation on sand production of heavy oil reservoir in Bohai Area[J].Acta Petrolei Sinica,2005,26(4):85-87.

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断块油气田,2006,13(3):51-53.

Xu Suxin,Li Hanzhou,Cao Quanfang,et al.Research on sand production through laboratory core simulation test[J].Fault-Block Oil &Gas Field,2006,13(3):51-53.

[10]万仁溥.现代完井工程[M].3版.北京:石油工业出版社,2000:14-

35.

WanRenpu.Advancedwell completion engineering[M].3rd ed.Beijing:Petroleum Industry Press,2000:14-35.

收稿日期:2010-03-22;改回日期:2010-09-13。

作者简介:李萍,女,1982年生,在读博士研究生,主要从事岩石力学及防砂完井方向的研究。电话:(010)89733911-18,E-mail:apple_lp@https://www.wendangku.net/doc/0a16438029.html,。

(编辑滕春鸣)

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管道流量计算公式

已知1小时流量为10吨水,压力为0.4 水流速为1.5 试计算钢管规格 题目分析:流量为1小时10吨,这是质量流量,应先计算出体积流量,再由体积流量计算出管径,再根据管径的大小选用合适的管材,并确定管子规格。(1)计算参数,流量为1小时10吨;压力0.4MPa(楼主没有给出单位,按常规应是MPa),水的流速为1.5米/秒(楼主没有给出单位,我认为只有单位是米/秒,这道题才有意义) (2)计算体积流量:质量流量m=10吨/小时,水按常温状态考虑则水的密度ρ=1吨/立方米=1000千克/立方米;则水的体积流量为Q=10吨/小时=10立方米/小时=2777.778立方米/秒 (3)计算管径:由流量Q=Av=(π/4)*d*dv;v=1.5m/s;得: d=4.856cm=48.56mm (4)选用钢管,以上计算,求出的管径是管子内径,现在应根据其内径,确定钢管规格。由于题目要求钢管,则: 1)选用低压流体输送用镀锌焊接钢管,查GB/T3091-2008,选择公称直径为DN50的钢管比较合适,DN50镀锌钢管,管外径为D=60.3mm,壁厚为 S=3.8mm,管子内径为d=60.3-3.8*2=52.7mm>48.56mm,满足需求。 2)也可选用流体输送用无缝钢管D57*3.0,该管内径为51mm 就这个题目而言,因要求的压力为0.4MPa,选用DN50的镀锌钢管就足够了,我把选择无缝钢管的方法也介绍了,只是提供个思路而已。 具体问题具体分析。 1、若已知有压管流的断面平均流速V和过流断面面积A,则流量Q=VA 2、若已知有压流水力坡度J、断面面积A、水力半径R、谢才系数C,则流量Q=CA(RJ)^(1/2),式中J=(H1-H2)/L,H1、H2分别为管道首端、末端的水头,L 为管道的长度。 3、若已知有压管道的比阻s、长度L、作用水头H,则流量为 Q=[H/(sL)]^(1/2) 4、既有沿程水头损失又有局部水头损失的有压管道流量: Q=VA=A√(2gH)/√(1+ζ+λL/d) 式中:A——管道的断面面积;H——管道的作用水头;ζ——管道的局部阻力系数;λ——管道的沿程阻力系数;L——管道长度;d——管道内径。 5、对于建筑给水管道,流量q不但与管内径d有关,还与单位长度管道的水头损失(水力坡度)i有关.具体关系式可以推导如下: 管道的水力坡度可用舍维列夫公式计算i=0.00107V^2/d^1.3 管道的流量q=(πd^2/4)V 上二式消去流速V得: q = 24d^2.65√i ( i 单位为m/m ), 或q = 7.59d^2.65√i ( i 单位为kPa/m )

第一章疏松砂岩油藏出砂机理及出砂预测方法

第一章疏松砂岩油藏出砂机理及出砂预测方法判断油层是否出砂,对于选择合理的完井方式、对经济有效地开采油田是非常重要的。要判断生产过程中是否出砂,必须对影响出砂的因素、出砂机理、出砂预测方法的准确性有比较清楚的认识。通过室内实验和理论研究,搞清油层出砂机理和规律,制订合理的生产制度和防范措施也就显得非常有意义。 1.1油气层出砂原因 影响地层出砂的因素大体划分为三大类,即地质因素、开采因素和完井因素。第一类因素由地层和油藏性质决定(包括构造应力、沉积相、岩石颗粒大小、形状、岩矿组成,胶结物及胶结程度,流体类型及性质等),这是先天形成的,当然在开发过程中,由于生产条件的改变会对岩石和流体产生不同程度的影响,从而改善或恶化出砂程度;第二、三类因素主要是指生产条件改变对出砂的直接影响,很多是可以由人控制的,包括油层压力及生产压差,液流速度,多相流动及相对渗透率,毛细管作用,弹孔及地层损害,含水变化,生产作业及射孔工艺条件等。通过寻找这些因素与出砂之间的内在关系,可以有目的地创造良好的生产条件来避免或减缓出砂。 地层砂可以分为两种,即:骨架砂和填隙物。骨架砂一般为大颗粒的砂粒,主要成分为石英和长石等,填隙物是环绕在骨架砂周围的微细颗粒,主要成分为粘土矿物和微粒。在未打开油层之前,地层内部应力系统是平衡的;打开油层后,在近井地带,地层应力平衡状态补破坏,当岩石颗粒承受的应力超过岩石自身的抗剪或抗压强度,地层或者塑性变形或者发生坍塌。在地层流体产出时,地层砂就会被携带进入井底,造成出砂。 图1-1 炮眼周围地层受损情况 图1-1是射孔造成弱固结的砂岩破坏的示意图。射孔使炮孔周围往外岩石依次可以为分颗粒压碎、岩石重塑、塑性受损及变化较小的较小受损区。远离炮孔的A区是大范围的弹性区,其受损小,B1~B2区是一个弹塑性区,包括塑性硬化和软化,地层具有不同程度的受损,C区是一个完全损坏区,岩石经受了重新塑化,近于产生完全塑性状态

考虑界面张力和液滴变形影响的携液临界流量模型

第39卷第2期2017年3 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY Vol. 39 No. 2 Mar. 2017 文章编号:1000 – 7393(2017 ) 02 – 0218 – 06 DOI:10.13639/j.odpt.2017.02.017 考虑界面张力和液滴变形影响的携液临界流量模型 李元生1 藤赛男2 杨志兴1 廖恒杰1 马恋1 李宁1 1. 中海石油(中国)有限公司上海分公司研究院; 2. 中国石化上海海洋油气分公司勘探开发研究院 引用格式:李元生,藤赛男,杨志兴,廖恒杰,马恋,李宁.考虑界面张力和液滴变形影响的携液临界流量模型[J].石油钻采工艺,2017,39(2):218-223. 摘要:现有的携液临界流量模型通常认为界面张力及曳力系数为常数,忽略温度及压力对界面张力、液滴尺寸及液滴变形对曳力系数的影响,造成预测携液临界流量的结果与实际结果有较大差异。为了更准确预测气井携液临界流量,首先通过分段拟合界面张力实验数据,建立界面张力公式,然后引入变形液滴曳力系数公式及液滴变形程度和液滴尺寸之间的关系式,得到考虑界面张力和液滴变形影响的携液临界流量模型。研究结果表明,温度越高,压力越大,界面张力越小,携液临界流量越小;液滴尺寸越大,液滴变形越严重,液滴高宽比越小,曳力系数越大,携液临界流量越小。实验表明,模型预测数据与气井微观液滴积液实验数据基本吻合一致,其准确度远远高于Turner模型和李闽模型。新模型能够更加准确预测不同液滴尺寸下的携液临界流量,符合气田开发规律,为油气田开发提供技术指导。 关键词:界面张力;液滴变形;液滴尺寸;曳力系数;积液 中图分类号:TE37 文献标识码:A Critical liquid carrying flow rate model with consideration of interfacial tension and droplet deformation effect LI Yuansheng1, TENG Sainan2, YANG Zhixing1, LIAO Hengjie1, MA Lian1, LI Ning1 1. Research Institute of Shanghai Branch, CNOOC(China) Co., Ltd., Shanghai 200335, China; 2. Exploration and Development Research Institute of Shanghai Offshore Oil and Gas Company, SINOPEC, Shanghai 200120, China Citation: LI Yuansheng, TENG Sainan, YANG Zhixing, LIAO Hengjie, MA Lian, LI Ning. Critical liquid carrying flow rate model with consideration of interfacial tension and droplet deformation effect[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(2): 218-223. Abstract: At present, the interfacial tension and drag coefficient are usually considered as the constants by the critical liquid carry-ing flow rate model, and the effect of temperature and pressure on the interfacial tension and the influence of droplet size and deforma-tion on drag coefficient both are neglected. Thus, the prediction of critical liquid carrying flow rate has great difference from the actual results. In order to predict the critical liquid carrying flow rate of the gas wells more accurately, first, the interfacial tension formula was established by segmental fitting the experimental data of the interfacial tension; then, the critical liquid carrying flow model with consideration of the effect of the interfacial tension and droplet deformation was obtained by introducing the deformable droplet drag coefficient formula and the relationship formula between the droplet deformation degree and the droplet size. The research results show that the higher the temperature and the pressure are, the smaller the interfacial tension and critical liquid carrying flow rate are. Besides, the bigger the droplet size is and the more serious the droplet deformation is, the smaller the height-width ratio is, the bigger the drag coefficient is and the smaller the critical liquid carrying flow rate is. The experimental results indicate that the model can agree well with the experimental data of microscopic droplet effusions of the gas wells. Moreover, the new model can predict the critical liquid carrying flow rate with different droplet sizes more accurately and be more suitable to the development rules of the gas fields. Key words: interfacial tension; droplet deformation; droplet size; drag coefficient; effusions 基金项目:国家科技重大专项“东海厚层非均质性大型气田有效开发关键技术”(编号:2016ZX05027-004)。 第一作者:李元生(1986-),2015年毕业于中国石油大学(北京)油气田开发工程专业,获博士学位,现从事凝析气藏、低渗气藏开发技术研究,工程师。通讯地址:(200335)上海市长宁区通协路388号A647室。E-mail:lys6891@https://www.wendangku.net/doc/0a16438029.html, 万方数据

天然气流量计算公式

(1)差压式流量计 差压式流量计是以伯努利方程和流体连续性方程为依据,根据节流原理,当流体流经节流件时(如标准孔板、标准喷嘴、长径喷嘴、经典文丘利嘴、文丘利喷嘴等),在其前后产生压差,此差压值与该流量的平方成正比。在差压式流量计中,因标准孔板节流装置差压流量计结构简单、制造成本低、研究最充分、已标准化而得到最广泛的应用。孔板流量计理论流量计算公式为: 式中, qf 为工况下的体积流量, m3/s ; c 为流出系数, 无量钢; β =d/D , 无量钢; d 为工况下孔板内径, mm ; D 为工况下上游管道内径, mm ; ε 为可膨胀系数,无 量钢;

p 为孔板前后的差压值, Pa ; ρ 1 为工况下流体的密度, kg/m3 。 对于天然气而言,在标准状态下天然气积流量的实用计算公式为: 式中, qn 为标准状态下天然气体积流量, m3/s ; As 为秒计量系数,视采用计量 单位而定, 此式 As=3.1794×10 -6 ; c 为流出系数; E 为渐近速度系数; d 为工况 下孔板内径,

; FG 为相对密度系数, ε 为可膨胀系数; FZ 为超压缩因子; FT 为流动湿度系数; p1 为孔板上游侧取压孔气流绝对静压, MPa ; Δ p 为气流流经 孔板时产生的差压, Pa 。 差压式流量计一般由节流装置(节流件、测量管、直管段、流动调整器、取压管 路) 和差压计组成, 对工况变化、 准确度要求高的场合则需配置压力计 (传感器 或变送器)、温度计(传感器或变送器)流量计算机,组分不稳定时还需要配置 在线密度计(或色谱仪)等。 ( 2

各种流量计计算公式

V锥流量计计算公式为: 其中: K为仪表系数; Y为测量介质压缩系数;对于瓦斯气Y=0.998; ΔP为差压,单位pa; ρ为介质工况密度,单位kg/m3。取0.96335 涡街流量计计算公式:

一、孔板流量计 1.1 工作原理 流体流经管道内的孔板,流速将在孔板处形成局部收缩因而流速增加,静压力降低,于是在孔板上、下游两侧产生静压力差。流体流量愈大,产生的压差愈大,通过压差来衡量流量的大小。它是以流动连续性方程(质量守恒定律)和伯努利方程(能量守恒定律)为基础,在已知有关参数的条件下,根据流动连续性原理和伯努利方程可以推导出差压与流量之间的关系而求得流量。其流量计算公式如下: 上式中:ε——被测介质可膨胀性系数,对于液体ε=1;对气体等可压缩流体ε<1(0.99192)Q工——流体的体积流量(单位:m3/min) d ——孔径(单位:m ) △P——差压(单位:Pa) ρ1——工作状况下,节流件(前)上游处流体的密度,[㎏/m3]; C ——流出系数 β——直径比 1.2 安装 孔板流量计的安装要求:对直管段的要求一般是前10D后5D,因此在安装孔板流量计时一定要满足这个直管段距离要求,否则测量的流量误差大。

1.3 测量误差分析 1.3.1 基本误差 孔板在使用过程中,会由于煤气的侵蚀而产生变形,从而引起流量系数增大而产生测量误差;而且流量计工作时间越长,流体对节流件的冲刷越严重,也会引起流量系数增大而产生测量误差。 1.3.2 附件误差 孔板节流装置安装于现场严酷的工作场所,在长期运行后,无论管道或节流装置都会发生一些变化,如堵塞、结垢、磨损、腐蚀等等。检测件是依靠结构形状及尺寸保持信号的准确度,因此任何几何形状及尺寸的变化都会带来附加误差。

东濮凹陷三叠系裂缝性砂岩储层微观孔隙结构特征

第18卷第2期 2007年东濮凹陷北部文明寨、卫城等地区的三叠 系发现了裂缝性砂岩油气藏,油气主要富集在砂岩裂缝中,基质不含油,裂缝既是储集空间又是渗流通道。砂岩裂缝型储集空间与灰岩相似,但溶洞发育程度较灰岩弱,此类油气藏在国内尚属首次发现。探讨该类油气藏储层微观孔隙结构特征对于深入认识此类油气藏,深化我国陆相储层孔隙结构理论具有重要意义,同时也丰富了储层微观物理研究的内容[1-7]。 1储层概况 东濮凹陷位于渤海湾盆地西南部的豫东北—鲁西 南地区,夹持在内黄隆起与鲁西隆起之间、北窄南宽,呈琵琶状北东向展布。东濮凹陷中生界不太发育,缺乏 上三叠统—白垩系地层。钻井资料显示,三叠系地层为内陆河湖相红色砂泥岩互层,岩性致密,视电阻率高,俗称“高阻红”。岩心物性资料分析显示,三叠系砂岩基质孔隙度一般为1.00%~6.00%,基质基本不具备储集能力。砂岩裂缝发育,局部沿裂缝发育溶蚀孔洞,油气主要富集在裂缝中。依据储集空间类型,研究区三叠系油气藏为裂缝性砂岩储层油气藏。 岩心薄片资料显示,储层砂岩碎屑颗粒粒度为 60~500μm ,岩性为含灰质细粒、中粒岩屑粗粉砂岩。 石英体积分数为58%~66%,长石9%~13%,火成岩、变质岩等岩屑占15%~22%,磨圆度为次棱—次圆状,分选性中—好,胶结物以灰质为主(体积分数20%~ 25%),其次为泥质(体积分数6%~10%)。 摘要通过扫描电镜、岩石薄片、铸体薄片、荧光薄片、常规压汞等技术方法,对东濮凹陷北部三叠系裂缝性砂岩储层的 微观孔隙结构特征进行研究。结果表明,东濮凹陷三叠系砂岩储层裂缝、微裂缝发育,裂缝性砂岩储层孔隙由岩石基质孔隙与缝洞孔隙两部分组成,缝洞孔隙是油气储集的有效孔隙,孔隙类型主要为原生粒间孔隙、粒内孔隙,碎屑颗粒之间以点-线式接触为主。砂岩基质结构致密,孔隙性差。储层基质喉道以微喉为主,压汞实验的排驱压力较高,储层基质渗透率较低,储层基质的储、渗性能差。关键词 三叠系;裂缝性砂岩储层;微观孔隙结构特征;荧光薄片;微裂缝;东濮凹陷 中图分类号:TE122.2+3 文献标志码:A 东濮凹陷三叠系裂缝性砂岩储层微观孔隙结构特征 国殿斌 (中原油田分公司勘探开发科学研究院,河南濮阳457001) 文章编号:1005-8907(2011)02-191-04 Characteristics of micropore structure of Triassic sandstone reservoir in Dongpu Depression Guo Dianbin (Research Institute of Exploration and Development,Zhongyuan Oilfield Company,SINOPEC,Puyang 457001,China) Abstract:By the methods of scanning electron microscopy,rock thin section,cast thin section,microscopic fluorescence and conventional murcury injection and so on,the characteristics of microscopic pore structure of Triassic sandstone reservoir in Dongpu Depression were studied.The research shows that the fracture and microfracture were developed well in Triassic sandstone reservoir of Dongpu Depression,the pore system is composed of the rock matrix pores and the fracture-cave pores,which are the effective pore of hydrocarbon storage.The pore type is mainly the primary intergranular pores and intragranular dissolution pores.The contacted relation is mainly the dop-line type among clastic particles,and the porosity is low.The matrix pore of reservoir is mainly the microthoat.The discharge pressure is high in mercury injection experiment.The permeability of matrix rock is low,with the storage and permeability being poor in matrix rock. Key words:Triassic;fractured sandstone reservoir;characteristics of micropore structure;microscopic fluorescence;microfracture;Dongpu Depression 引用格式:国殿斌.东濮凹陷三叠系裂缝性砂岩储层微观孔隙结构特征[J ].断块油气田,2011,18(2):191-194. Guo Dianbin.Characteristics of micropore structure of Triassic sandstone reservoir in Dongpu Depression [J ].Fault-Block Oil &Gas Field ,2011,18(2):191-194. 断块油气田FAULT-BLOCK OIL &GAS FIELD 2011年3月191

浅论疏松砂岩长效防砂优化技术

浅论疏松砂岩长效防砂优化技术 发表时间:2019-09-04T16:13:41.760Z 来源:《工程管理前沿》2019年第13期作者:封旭 [导读] 合理确定挡砂精度或选择防砂方式,对疏松砂岩油藏快速、高效的开发有广泛借鉴作用。 胜利油田鲁明油气勘探开发有限公司 摘要:近年来加强油藏适应性及热采工艺技术配套,形成筛管砾石充填为主导工艺的防砂模式。但近1/4井防砂后产量下降快,防砂周期短,现场解剖发现防砂管堵塞及出砂现象均存在,导致这种情况的原因是砾石设计不合理。合理的砾石设计,应保证有好的防砂效果,必须使砾石层本身有高的渗流能力,以保证油井有高的产量。影响砾石层渗流能力的因素包括砾石尺寸、砾石粒度均匀、圆度、球度以及地层中进入砾石层中的砂粒和粘土。通过研究砾石直径、砾石层厚度、粘土含量对砾石层渗流能力的影响,筛选出具有好的防砂效果和高的渗流能力的防砂砾石显得尤为必要。合理确定挡砂精度或选择防砂方式,对疏松砂岩油藏快速、高效的开发有广泛借鉴作用。 关键词:油田开发;疏松砂岩;挡砂精度;防砂方式;参数匹配 油田位于构造是一比较完整背斜,稠油区位于背斜构造侧翼。由于油层胶结疏松,开采过程中油井出砂严重,防砂是热采井生产需解决的最突出的矛盾之一。疏松砂岩油层出砂程度加剧、治砂难度大,通过开展油水井后期长效防砂技术优化研究及应用。主体工艺优选、油层保护、技术参数匹配和施工过程的实时监测等措施,实现了防砂有效期的延长和出砂井产能的稳定。疏松砂岩油藏分布较广,在开采中占有重要地位,采用筛管完井防砂,往往由于泥质含量高而导致产能下降严重,一般认为,粘土含量小于5%时防砂筛管都不容易堵塞,高于10%时,致密过滤结构的筛管不适合使用。 1 目前所用的充填材料 有复合陶粒砂、固结剂、包覆石英砂等,各类充填材料的渗透率及各出砂油田的地层渗透率见表1: 曲线可以看出,当 Kg/Kf <100时PR随着 Kg/Kf 的增大而明显上升,当图1砾石与地层渗透率比值对产能比的影响>100后 PR 上升趋势变得缓慢,因此一般取Kg/Kf >100便可满足防砂后产能保持的需要。 1.2 工艺优选 严重出砂油田的地层渗透率在1μm2左右,由以上图、表中数据对比可以看出,石英砂与地层的渗透率比值大于100最有利于防后产量的保持,因此充填材料优选石英砂砾石,同时为了炮眼充填的稳定和防止充填砂的回流,最终优选机械筛管(割缝管)+砾石充填工艺为油田防砂的主体技术。 2砾石注入充填方式的优化和技术参数匹配 2.1 砾石阶梯式注入充填方式 研究表明:在径向流状态原油呈放射状自远处渗流到井底的过程中,越靠近井壁,压力梯度越大,原油流动阻力大部分消耗在近井地带,从而使近井地带压降变化较大,井壁周围的压力变化曲线呈一个陡峭的漏斗状。

气体流量计算公式

1、管道气体流量的计算是指气体的标准状态流量或是指指定工况下的气体流量。 未经温度压力工况修正的气体流量的公式为:流速*截面面积 经过温度压力工况修正的气体流量的公式为: 流速*截面面积*(压力*10+1)*(T+20)/(T+t) 压力:气体在载流截面处的压力,MPa; T:绝对温度,273.15 t:气体在载流截面处的实际温度 2、Q=Dn*Dn*V*(P1+1bar)/353 Q为标况流量; Dn为管径,如Dn65、Dn80等直接输数字,没必要转成内径; V为流速; P1为工况压力,单位取公斤bar吧; 标况Q流量有了,工况q就好算了,q≈Pb/Pm*Q,Pb为标准大气压, Pm=Pb+P1;我是做天然气调压设备这块的,也经常涉及到管径选型,这个公式是我们公司选型软件里面的,我是用的,具体怎么推算出来的,也不太清楚。你可以试试...3、空气高压罐的设计压力为40Pa(表压),进气的最大流量为1500m3(标)/h,进气管流速12m/s,求管道内径 管内流量Q=PoQo/P=100000*1500/100040=1499.4 m^3/h =0.4165m^3/s 管道内径d=[4Q/(3.1416V)]=[4*0.4165/(3.1416*12)]= 0.210m = 210mm4、在一个管道中,流动介质为蒸汽,已知管道的截面积F,以及两端的压力P1和 P2,如何求得该管道中的蒸汽流量 F=πr2求r

设该管类别此管阻力系数为ζ该蒸汽密度为ρ黏性阻力μ 根据(P1-P1)/ρ μ=τy/u F=mdu/dθ(du/dθ为加速度a) u=(-φΔP/2μl)(rr/2) 5、温度绝对可以达到200度。如果要保持200度的出口温度不变,就需要配一个电控柜。 要设计电加热器,就必须知道功率、进出口管道直径、电压、外部 s1xQk&L$Un 5%x 环境需不需要防爆 求功率,我们可以采用公式Q=CM(T1-T2)W=Q/t Q表示能量C表示介质比热M表示质量即每小时流过的气体质量T1表示最终温度即200度T2表示初始温度t表示时间即一小时,3600秒

孔板流量计理论流量计算公式

孔板流量计理论流量计 算公式 Company Document number:WTUT-WT88Y-W8BBGB-BWYTT-19998

如果你没有计算书,你只需要向制造厂提供下列数据:管道(法兰)尺寸,管道(法兰)材质,介质,流体的最大和常用流量,温度,压力和你现有的孔板外圆尺寸,生产厂会根据你的数据重新计算,然后你根据计算书重新调整你的差压变送器和流量积算仪引用孔板流量计理论流量计算公式 2009-05-10 17:11:29|分类: |标签: |字号大中小订阅 引用 的 (1)差压式流量计 差压式流量计是以伯努利方程和流体连续性方程为依据,根据节流原理,当流体流经节流件时(如标准孔板、标准喷嘴、长径喷嘴、经典文丘利嘴、文丘利喷嘴等),在其前后产生压差,此差压值与该流量的平方成正比。在差压式流量计中,因标准孔板节流装置差压流量计结构简单、制造成本低、研究最充分、已标准化而得到最广泛的应用。孔板流量计理论流量计算公式为: 式中,qf为工况下的体积流量,m3/s;c为流出系数,无量钢;β=d/D,无量钢;d为工况下孔板内径,mm;D为工况下上游管道内径,mm;ε为可膨胀系数,无量钢;Δp为孔板前后的差压值,Pa;ρ1为工况下流体的密度,kg/m3。 对于天然气而言,在标准状态下天然气积流量的实用计算公式为: 式中,qn为标准状态下天然气体积流量,m3/s;As为秒计量系数,视采用计量单位而定,此式As=×10-6;c为流出系数;E为渐近速度系数;d为工况下孔板内径,mm;FG为相对密度系数,ε为可膨胀系数;FZ为超压缩因子;FT为流动湿度系数;p1为孔板上游侧取压孔气流绝对静压,MPa;Δp为气流流经孔板时产生的差压,Pa。 差压式流量计一般由节流装置(节流件、测量管、直管段、流动调整器、取压管路)和差压计组成,对工况变化、准确度要求高的场合则需配置压力计(传感器或变送器)、温度计(传感器或变送器)流量计算机,组分不稳定时还需要配置在线密度计(或色谱仪)等。 孔板流量计,可广泛应用于石油、化工、天然气、冶金、电力、制药等行业中,各种液体、气体、天燃气以及蒸汽的体积流量或质量流量的连续测量。但是许多人不知道孔板流量计是怎么计算出来,今天我就和大家探讨一下孔板流量计的计算公式 简单来说差压值要开方输出才能对应流量 实际应用中计算比较复杂一般很少自己计算的这个都是用软件来计算的下面给你一个实际的例子看看吧 一.流量补偿概述 差压式流量计的测量原理是基于流体的机械能相互转换的原理。在水平管道中流动的流体,具有动压能和静压能(位能相等),在一定条件下,这两种形式的能量可以相互转换,但能量总和不变。以体积流量公式为例: Q v = CεΑ/sqr(2ΔP/(1-β^4)/ρ1)

压裂充填防砂工艺技术

成 果 推 介 石油科技论坛 2008年第3 期 疏松砂岩油藏在大港、胜利、辽河等油田十分发育。在已开发的油田中,疏松砂岩油藏约占三分之二以上。20世纪60年代以来,这些油田均着力进行各类防砂方法的研究,无论是机械防砂,或是化学防砂,在一定时期内都能控制地层出砂,但总是以牺牲油(气)井部分产能为代价。有些工艺实施后,产量下降幅度甚至高达70%~80%,这对高速开发油气田十分不利。 大港油田集团有限责任公司为了提高这类油田的开发效果,组织钻采工艺研究院研究开发了疏松砂岩油藏压裂防砂软件、现场施工实时监测系统以及充填工具、压裂工作液、砾石与筛管等工艺技术,形成了综合配套的压裂充填防砂工艺技术系列。 本工艺针对中、高渗透率疏松砂岩油藏,利用非常规压裂技术,结合机械防砂工艺,达到提高油井产量及稳定地层砂的特殊改造工艺。在本工艺实施过程中,通过压裂能建立高导流裂缝,提高地层渗流能力, 从而解除地层污染,达到增产目的。同时,压裂也具有一定的减缓地层出砂的作用。在实施压裂技术的同时,结合机械防砂技术,从而进一步提高防砂效果。 该工艺的技术特点是,通过采用高黏低温防砂工作液,由高到低变排量施工,实现支撑带净化和裂缝增宽,达到防止疏松砂岩油藏出砂增产的目的。 压裂充填防砂工艺技术被认为是一种适合中、高渗透率疏松砂岩油藏的优选防砂完井和增产新技术。 一、 主要技术成果 (1)该项目研究一套适合于疏松砂岩油藏的以支撑 压裂充填防砂工艺技术 带净化和裂缝增宽技术为主体的压裂充填防砂综合配套工艺技术,并在现场实验中证明了该技术是经济可行的,各项指标达到或超过了设计指标,可以有效提高防砂有效率和防砂有效期,确保防砂效果。 (2)该项目研究的压裂充填管柱及工具,具有一趟管柱实现单层或多层充填的优点,同时配套工具具有悬挂、封隔、充填、充填口反复开关、反洗、丢手等基本功能,既能充填,又能循环,可以在充填完成后验证充填质量和进行二次充填,功能完善。 (3)该项目研究完成的三种压裂充填防砂工作液,具有清洁无污、保护油层的特点。(4)该项目通过砾石优选及与地层砂、筛管筛缝三者的系列化配伍研究,可以减少防砂井在生产过程中,地层砂反充填至砾石充填带降低渗透率的现象发生。 ⑸ 该项目完成的施工设计软件和现场施工监测与解释系统,在设计中可以实现参数优 化,在现场施工中可以实现破裂压力挤注测试和充填验证测试(盲高、充填系数计算),实现裂缝延伸过程的动态显示;为施工参数的优选、是否二次填砂以及防后效果分析提供了科学的依据。 二、 应用效果与前景 该项目分别在大港油田数个采油厂、胜利、吉林、青海油田和印度ASSAM油田进行了大量的现场推广应用,并且在推广应用过程中不断完善压裂充填防砂工艺技术,拓展了其应用的领域,提高了该工艺技术的防砂施工成功率和有效率。截至2007年底,现场共实施应用493 井 68压裂防砂工艺 加压裂液 加支撑剂

孔板流量计理论流量计算公式

如果你没有计算书,你只需要向制造厂提供下列数据:管道(法兰)尺寸,管道(法兰)材质,介质,流体的最大和常用流量,温度,压力和你现有的孔板外圆尺寸,生产厂会根据你 的数据重新计算,然后你根据计算书重新调整你的差压变送器和流量积算仪引用孔板流量计理论流量计算公式 2009-05-10 17:11:29| 分类:技术资料| 标签:|字号大中小订阅 引用 蝈蝈的孔板流量计理论流量计算公式 (1)差压式流量计 差压式流量计是以伯努利方程和流体连续性方程为依据,根据节流原理,当流体流经节流件时(如标准孔板、标准喷嘴、长径喷嘴、经典文丘利嘴、文丘利喷嘴等),在其前后产生压差,此差压值与该流量的平方成正比。在差压式流量计中,因标准孔板节流装置差压流量计结构简单、制造成本低、研究最充分、已标准化而得到最广泛的应用。孔板流量计理论流量计算公式为: 式中,qf为工况下的体积流量,m3/s;c为流出系数,无量钢;β=d/D,无量钢;d为工况下孔板内径,mm;D为工况下上游管道内径,mm;ε为可膨胀系数,无量钢;Δp为孔板前后的差压值,Pa;ρ1为工况下流体的密度,kg/m3。 对于天然气而言,在标准状态下天然气积流量的实用计算公式为: 式中,qn为标准状态下天然气体积流量,m3/s;As为秒计量系数,视采用计量单位而定,此式As=3.1794×10-6;c为流出系数;E为渐近速度系数;d为工况下孔板内径,mm;FG为相对密度系数,ε为可膨胀系数;FZ为超压缩因子;FT为流动湿度系数;p1为孔板上游侧取压孔气流绝对静压,MPa;Δp为气流流经孔板时产生的差压,Pa。 差压式流量计一般由节流装置(节流件、测量管、直管段、流动调整器、取压管路)和差压计组成,对工况变化、准确度要求高的场合则需配置压力计(传感器或变送器)、温度计(传感器或变送器)流量计算机,组分不稳定时还需要配置在线密度计(或色谱仪)等。 孔板流量计,可广泛应用于石油、化工、天然气、冶金、电力、制药等行业中,各种液体、气体、天燃气以及蒸汽的体积流量或质量流量的连续测量。但是

孔板流量计计算公式

孔板流量计计算公式-CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1

0引言 孔板是典型的差压式流量计,它结构简单,制造方便,在柳钢炼铁厂使用广泛,主要用于测量氧气、氮气、空气、蒸汽及煤气等流体流量。由于孔板的流入截面是突然变小的,而流出截面是突然扩张的,流体的流动速度( 情况) 在孔板前后发生了很大的变化,从而且在孔板前后形成了差压,通过测量差压可以反映流体流量大小[1]。但是流量的计算是一个复杂的过程。炼铁厂以往仅仅是通过开方器对孔板前后差压进行开方,然后乘以设计最大流量从而获得实际流量值,如公式(1)所示。 (1) 其中Q ——体积流量,Nm3/h; Q max——设计最大流量,Nm3/h; ΔP ——实际差压,Pa; ΔP设——设计最大差压,Pa。 其实这种方法并不能真实反映准确流量,特别是在压力、温度波动( 变化) 较大的时候,测量出来的流量和真实流量相差较大。所以,流量的计算还需要增加温度、压力补偿。在孔板通用公式中,增加压力、温度补偿的流量计算公式关键是对介质在工况下的密度进行处理,此外还需要孔板设计说明书上的流量系数、孔板开孔直径、膨胀系数、工况密度等参数,公式比较复杂;笔者经过大量的数据统计获得的简易公式则简单得多,只要有孔板的设计最大流量、设计差压和设计压力,即可准确获得实际流量值。

1孔板流量计计算公式 1.1通用计算公式(2) (2) 其中Q——体积流量,Nm3/h; K——系数; d——工况下节流件开孔直径,mm; ε——膨胀系数; α——流量系数; ΔP——实际差压,Pa; ρ——介质工况密度,kg/m3。 公式(2)中的介质工况密度ρ和温度、压力有关,根据克拉珀龙方程,有 (3) P ——压力,单位Pa; V ——体积,单位m3; T ——绝对温度,K; n ——物质的量; R ——气体常数。 相同( 一定) 质量的气体在温度和压力发生变化时,有:

压力与流量计算公式

For personal use only in study and research; not for commercial use For personal use only in study and research; not for commercial use 压力与流量计算公式: 调节阀的流量系数Kv,是调节阀的重要参数,它反映调节阀通过流体的能力,也就是调节阀的容量。根据调节阀流量系数Kv的计算,就可以确定选择调节阀的口径。为了正确选择调节阀的口径,必须正确计算出调节阀的额定流量系数Kv值。调节阀额定流量系数Kv的定义是:在规定条件下,即阀的两端压差为10Pa,流体的密度为lg/cm,额定行程时流经调节阀以m/h或t/h的流量数。 1.一般液体的Kv值计算 a.非阻塞流 判别式:△P<FL(P1-FFPV) 计算公式:Kv=10QL 式中:FL-压力恢复系数,见附表 FF-流体临界压力比系数,FF=0.96-0.28 PV-阀入口温度下,介质的饱和蒸汽压(绝对压力),kPa PC-流体热力学临界压力(绝对压力),kPa QL-液体流量m/h ρ-液体密度g/cm P1-阀前压力(绝对压力)kPa P2-阀后压力(绝对压力)kPa b.阻塞流 判别式:△P≥FL(P1-FFPV) 计算公式:Kv=10QL 式中:各字符含义及单位同前 2.气体的Kv值计算 a.一般气体 当P2>0.5P1时 当P2≤0.5P1时 式中:Qg-标准状态下气体流量Nm/h Pm-(P1+P2)/2(P1、P2为绝对压力)kPa △P=P1-P2 G -气体比重(空气G=1) t -气体温度℃ b.高压气体(PN>10MPa) 当P2>0.5P1时

(完整版)第三章储层岩石的物理性质

第三章储层岩石的物理性质 3-0 简介 石油储集岩可能由粒散的疏松砂岩构成,也可能由非常致密坚硬的砂岩、石灰岩或白云岩构成。岩石颗粒可能与大量的各种物质结合在一起,最常见的是硅石、方解石或粘土。认识岩石的物理性质以及与烃类流体的相互关系,对于正确和评价油藏的动态是十分必要的。 岩石实验分析是确定油藏岩石性质的主要方法。岩心是从油藏条件下采集的,这会引起相应的岩心体积、孔隙度和流体饱和度的变化。有时候还会引起地层的润湿性的变化。这些变化对岩石物性的影响可能很大,也可能很小。主要取决于油层的特性和所研究物性参数,在实验方案中应考虑到这些变化。 有两大类岩心分析方法可以确定储集层岩石的物理性质。 一、常规岩心实验 1、孔隙度 2、渗透率 3、饱和度 二、特殊实验 1、上覆岩石压力, 2、毛管压力, 3、相对渗透率, 4、润湿性, 5、表面与界面张力。 上述岩石的物性参数对油藏工程计算必不可少,因为他们直接影响这烃类物质的数量和分布。而且,当与流体性质结合起来后,还可以研究某一油藏流体的流动状态。

3-1 岩石的孔隙度 岩石的孔隙度是衡量岩石孔隙储集流体(油气水)能力的重要参数。 一、孔隙度定义 岩石的孔隙体积与岩石的总体积之比。绝对孔隙度和有效孔隙度。 特征体元和孔隙度:对多孔介质进行数学描述的基础定义是孔隙度。定义多孔介质中某一点的孔隙度首先必须选取体元,这个体元不能太小,应当包括足够的有效孔隙数,又不能太大,以便能够代表介质的局部性质。 i i p U U U U M i ??=?→?)(lim )(0 φ,)(lim )(M M M M '=' →φφ 称体积△U 0为多孔介质在数学点M 处的特征体元—多孔介质的质点。这样的定义结果,使得多孔介质成为在每个点上均有孔隙度的连续函数。若这样定义的孔隙度与空间位置无关,则称这种介质对孔隙度而言是均匀介质。对于均匀介质,孔隙度的简单定义为: 绝对孔隙度:V V V V V G P a -==φ 有效孔隙度:V V V V V V n G eP --= = φ 孔隙度是标量,有线孔隙度、面孔隙度、绝对孔隙度、有效孔隙度之分。区分 U 0多孔介质孔隙度的定义 φ

疏松砂岩挤压充填变形机理及模拟技术研究

疏松砂岩挤压充填变形机理及模拟技术研究 文章利用标准岩心开展常规三轴实验研究了疏松砂岩挤压变形响应,研究表明其应力-应变曲线呈现弹塑性特征;另一方面,利用大尺寸岩心真三轴实验研究了疏松砂岩破裂延展响应,表明疏松砂岩受到挤压不一定产生裂缝。最后,基于大变形理论建立了疏松砂岩挤压变形充填带数学模型,利用现场井例开展了挤压充填形态模拟及充填强度预测,为挤压充填参数优化设计提供了理论支撑。 标签:疏松砂岩;挤压充填;变形;模拟 绕丝挤压充填防砂已成为疏松砂岩油藏主导的防砂工艺,其施工参数优化主要立足于如何将砾石携带至炮眼端部,设计地层填砂量即为炮眼容积,设计施工排量较小。而对于压裂防砂技术,则主要采用端部脱砂水力压裂数学模型,采用MEYER等相关压裂防砂软件进行施工参数优化,并无专用的疏松砂岩挤压充填模拟数学模型及模拟软件。本文采用室内实验方法对挤压充填作用下疏松砂岩变形机理开展了探索,引入大变形理论定量描述疏松砂岩挤压变形充填带形态,建立了数学模型,编制了计算程序,开展了现场应用,验证了模型的可靠性。 1 疏松砂岩挤压充填变形模拟实验 1.1 实验设计及岩心制备 挤压充填过程中,随高粘携砂液泵入,一方面,井筒周围的岩石首先会发生挤压变形,此时利用直径1in的标准岩心为研究对象,采用常规三轴实验研究疏松砂岩受力变形过程;另一方面,随井底压力升高,井周岩石可能发生破裂延展,此时利用尺寸为100×100×100mm的方形岩样采用真三轴(施加三向模拟应力环境)破裂模拟实验研究疏松砂岩破裂延展过程。 对于疏松砂岩而言,一方面,现场获取天然岩心难度较大,另一方面,钻取及后续加工岩样难度较大,给疏松砂岩相关室内实验的开展带来了很大困难。因此,从可接近性和相似性考虑,研究过程中采用了人造岩心代替天然岩样开展实验,疏松砂岩岩心制备及实验参考了前人部分研究成果。 首先,采用压制法制备了直径1in的疏松砂岩岩心,为系统研究不同类型疏松砂岩受力变形特性,制备了5类岩心,其物性见表1,渗透率介于141×10-3-2043×10-3um2,孔隙度介于22%-36%,纵波时差介于263-377us/m,与胜利疏松砂岩油藏具有较好一致性,可满足实验要求。 在此基础上,制备了100×100×100mm的方形岩样,将制作过程分为两步:(1)采用压制法制备5类直径80mm的疏松砂岩岩心(物性参数同1in标准岩心);(2)采用浇铸法将其制备成100×100×100mm的方形岩心,并利用水浴法进行养护。

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