CN114386881B - 一种中高渗油气藏出砂模式划分及固体控制与管理方法 - Google Patents
一种中高渗油气藏出砂模式划分及固体控制与管理方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114386881B CN114386881B CN202210282921.6A CN202210282921A CN114386881B CN 114386881 B CN114386881 B CN 114386881B CN 202210282921 A CN202210282921 A CN 202210282921A CN 114386881 B CN114386881 B CN 114386881B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sand
- reservoir
- mode
- sand production
- medium
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 566
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 362
- 239000007787 solid Substances 0.000 title claims abstract description 41
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 40
- 238000007726 management method Methods 0.000 title claims description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 62
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 52
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 claims description 51
- 241000361919 Metaphire sieboldi Species 0.000 claims description 36
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 33
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims description 33
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 33
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 23
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 15
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 15
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000011217 control strategy Methods 0.000 claims description 9
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims description 9
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 8
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 6
- 239000007771 core particle Substances 0.000 claims description 5
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000012850 discrimination method Methods 0.000 claims description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 3
- 230000001788 irregular Effects 0.000 claims description 3
- 238000009991 scouring Methods 0.000 claims description 3
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 3
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 3
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 claims description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 claims 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 9
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 3
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 238000004901 spalling Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q10/00—Administration; Management
- G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
- G06Q10/063—Operations research, analysis or management
- G06Q10/0639—Performance analysis of employees; Performance analysis of enterprise or organisation operations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F18/00—Pattern recognition
- G06F18/20—Analysing
- G06F18/24—Classification techniques
- G06F18/243—Classification techniques relating to the number of classes
- G06F18/2431—Multiple classes
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q10/00—Administration; Management
- G06Q10/10—Office automation; Time management
- G06Q10/103—Workflow collaboration or project management
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
- G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Forestry; Mining
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Human Resources & Organizations (AREA)
- Strategic Management (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Entrepreneurship & Innovation (AREA)
- Economics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Business, Economics & Management (AREA)
- Tourism & Hospitality (AREA)
- Marketing (AREA)
- Data Mining & Analysis (AREA)
- Quality & Reliability (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Educational Administration (AREA)
- Development Economics (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Bioinformatics & Cheminformatics (AREA)
- Evolutionary Biology (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Computer Vision & Pattern Recognition (AREA)
- Artificial Intelligence (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Game Theory and Decision Science (AREA)
- Bioinformatics & Computational Biology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Agronomy & Crop Science (AREA)
- Animal Husbandry (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Primary Health Care (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
本发明公开了一种中高渗油气藏出砂模式划分及固体控制与管理方法，包括一种疏松砂岩中高渗储层类型精细化分类与判别方法、一种疏松砂岩中高渗储层出砂形态与模式分类及判别方法、一种中高渗储层固体管理模式与方法。本发明逻辑清晰、科学合理、具有可操作性，能够进行中高渗储层精细分类与划分、出砂类型与模式划分、固体控制模式与方法的确定；从全生命周期油藏管理的层面进行防砂方案的顶层设计，提高防砂科学性和防砂开发效果。
Description
技术领域
本发明涉及石油与天然气开发行业的油气开发与开采工程技术领域，具体涉及一种中高渗油气藏出砂模式划分及固体控制与管理方法。
背景技术
油气井出砂是指油井或者气井在生产过程中，由于地质条件、开采方式以及作业措施等各种综合因素造成井底附近地层的岩石结构变化，导致地层离散砂或脱落砂被地层产出的流体携带进入井筒或地面，从而对油气井正常生产造成一系列不利影响的过程或现象。储层出砂会引起井壁坍塌、管线磨损、设备磨蚀等后果，造成油气井产量降低，设备损坏等一系列影响，使得油气生产成本增加，加大了油气田管理难度。
长久以来，油气井防砂是解决出砂问题的主要手段，主要使用独立机械筛管、筛管砾石充填、化学剂固砂、压裂充填、复合防砂等各种防砂方式通过单井井底作业，实现防砂目的。但其主要问题是单井作业模式已经难以契合“油藏管理”的经营开发理念。目前在防砂领域的主要发展趋势为：防砂模式由“笼统控砂”向“精细控砂”发展、工程模式由“单井作业”上升到“出砂管理”的层面、防砂时机由“被动防砂”向“主动防砂”转变、基本理念由“出砂防控”上升到“固体控制和流固管理”的层次。
要契合上述技术发展趋势，需要根据不同生产周期的动态出砂规律，从宏观管理角度制定出砂控制的技术政策，早期介入，主动控砂。但目前尚存在如下主要问题：
（1）缺乏一套逻辑清晰、内容具体、具有可操作性的中高渗易出砂储层宏观出砂模式划分及固体管理模式与方法。
（2）缺乏一套着眼于后期出砂判别与出砂管理的中高渗储层精细分类与划分方法。目前对于储层的划分大多以低、中、高渗透率表征，难以指导后续出砂模式的划分和判别。
（3）对于中高渗易出砂油气藏出砂的认识局限于单井单层的出砂风险、出砂临界条件等具体指标，缺少一套从油藏/储层层面宏观认识和判断出砂类型、模式的具体方法，使得对于储层的认识不清，难以对于后续的出砂预测、防砂完井决策、宏观出砂管理模式的确立等提供指导。
（4）缺乏一套针对油气藏全生命周期的固体控制与管理模式和方法。现有防砂工艺多事单井设计、单井作业，笼统防砂，难以考虑油藏全生命周期的动态生产条件，无法做到油田整体地质条件的把握和控砂管理的顶层设计，缺乏对于固体管理模式的理解和应用，导致总体防砂效果有待大幅提升。
发明内容
针对目前防砂领域的固体控制与管理的发展趋势，尚缺乏科学合理、可操作性强的模式与方法的问题，本发明提供一种逻辑清晰、科学合理、具有可操作性的中高渗易出砂储层宏观出砂模式划分及固体管理模式与方法，能够进行中高渗储层精细分类与划分、出砂类型与模式划分、固体控制模式与方法的确定。本发明从全生命周期油藏管理的层面进行防砂方案的顶层设计，提高防砂科学性和防砂开发效果。
本发明提出一种储层精细化划分方法，涉及5种类型，能够通过岩石渗透率、孔隙度、内聚强度、杨氏模量、泥质含量等物性资料计算综合疏松指数S将储层进行精细化划分，实现对于储层物性的把握，能够为后续出砂模式的判别提供依据。
本发明提出3种储层出砂形态与模式及其判别方法，能够描述储层实际出砂量变到质变的过程，将储层出砂形态进行模式化处理，支撑后续出砂管理决策。
本发明提出3种固体控制与管理模式，以防砂完井方式选择、控砂时机优选，生产制度优化和防砂制度优化形成***管理方法，实现科学高效的固体控制和管理，提高出砂油气藏的开采效益。
本发明解决技术问题的技术方案为：
一种中高渗油气藏出砂模式划分及固体控制与管理方法包括一种疏松砂岩中高渗储层类型精细化分类与判别方法、一种疏松砂岩中高渗储层出砂形态与模式分类及判别方法、一种中高渗储层固体管理方法。
一种疏松砂岩中高渗储层类型精细化分类与判别方法，包括：
（1）使用五种储层类型对疏松砂岩中高渗储层进行精细化分，分别为强固结储层、中等固结储层、弱固结储层、半流砂储层、流砂储层；
（2）从储层胶结均质性角度将疏松砂岩中高渗储层划分为弱非均质性、中等非均质性、强非均质性三种；
（3）综合疏松指数S定义及其计算方法
综合疏松指数S为以目标储层渗透率、孔隙度、岩石内聚力、杨氏模量以及泥质含量为基础参数计算得到，用于表征储层岩石疏松程度；
综合疏松指数S计算公式为：
式中S为综合疏松指数，无量纲；B为储层渗透率，μm2；B0为标定储层渗透率，取值0.25μm2；
为储层孔隙度，小数/无量纲；C为储层岩石内聚强度，MPa；C0为标定对比岩石内聚强度，取值3.5MPa；E为储层岩石杨氏模量，104Pa；E0为标定对比杨氏模量，取值2×104Pa；Vsh为储层泥质含量，小数/无量纲；
（4）综合非均质性指数K定义及其计算方法
综合非均质系数K以声波测井曲线为载体表征储层的非均质性；
综合非均质性指数K计算公式为：
式中，j=i，n为声波测井数据样本点数量，无量纲；TAV为样本点均值，us/m；Ti为样本点，us/m；Tj与Tm为每十个样本点最大值与最小值，us/m；Kj为每十个样本点综合非均质系数，无量纲；K为综合非均质系数，无量纲；
（5）储层类型实现精细化分和判别方法
以综合疏松指数S计算值为依据，按照大小将储层精细划分为五类：
S＜0.05为Ⅰ类：强固结储层；0.05≤S＜0.2为Ⅱ类：中等固结储层；
0.2≤S＜1.0为Ⅲ类：弱固结储层；1.0≤S≤5.0为Ⅳ类：半流砂储层；5.0≤S为Ⅴ类：流砂储层；
以综合非均质性系数K计算值为依据，将储层非均质性划分为三类：
K＜0.1为弱非均质性；0.1≤K＜0.3为中等非均质性；0.3≤K≤1.0为强非均质性。
一种疏松砂岩中高渗储层出砂形态与模式分类及判别方法，包括：
（1）三种微观出砂形态定义及描述
对疏松砂岩中高渗储层的出砂分类：3种微观出砂形态分别为形态1-细砂剥落局部液化出砂形态、形态2-细微多分支蚯蚓洞延伸出砂形态、形态3-区域连续骨架坍塌出砂形态；
其中，形态1-细砂剥落局部液化出砂形态：在流体冲刷下，岩石孔隙内不与相邻砂粒发生固结的细砂粒或固结强度较弱的砂粒被流体从岩石骨架上冲刷下来，与流体一起协同产出；
形态2-细微多分支蚯蚓洞延伸出砂形态：在岩心颗粒胶结强度较低的位置，地层砂颗粒在流体冲刷下首先脱落，形成微小亏空；亏空孔道壁面上胶结强度较弱的颗粒继续脱落出砂，使得出砂孔道沿非均质的胶结弱面延伸扩展；由于岩心胶结和颗粒尺寸的非均质性，导致出砂亏空孔道不规则，形成类似蚯蚓洞的多分支出砂孔道形态；
形态3-区域连续骨架坍塌出砂形态：由于地层不规则连续沉积，在某一区域内出现胶结强度弱的情况，地层砂在流体作用下出现连续性大面积剥落和运移，一旦剥落开始，应力集中，储层便出现连续快速的堤溃现象直至到达剥落面连续的应力均匀条件；
（2）五种储层出砂模式及其描述
5种储层出砂模式分别为模式A-局部液化出砂模式、模式B-局部液化和蚯蚓洞复合出砂模式、模式C-多分支蚯蚓洞出砂模式、模式D-蚯蚓洞与局部坍塌复合出砂模式、模式E-区域连续坍塌出砂模式；
模式A-局部液化出砂模式指岩石孔隙内砂粒或岩石骨架胶结较弱的砂粒在流体经过时与流体一起混合的出砂模式，其主要特点为出砂量小，出砂速度慢，能够对储层孔隙产生一定的疏导作用，提高岩石渗透率；
模式B-局部液化和蚯蚓洞复合出砂模式以局部液化出砂模式和模式C-多分支蚯蚓洞出砂模式为基础，是介于两者之间的过渡态；
模式C-多分支蚯蚓洞出砂模式指在岩心颗粒胶结强度较低的位置由于出砂导致亏空，导致应力不均匀，形成为类似蚯蚓洞的多分支出砂模式，其特点是出砂量较大，受储层非均质影响较大，对储层孔渗参数影响较大；
模式D-蚯蚓洞与局部坍塌复合出砂模式是模式C-多分支蚯蚓洞出砂模式与模式E-区域连续坍塌出砂模式的过渡态，其出砂量较大，不能形成较为规则的出砂孔洞；
模式E-区域连续坍塌出砂模式是以砂粒大量产出、区域性垮塌为主要特点，对储层伤害大；
（3）储层出砂类型与模式判别的方法
根据储层精细划分类型和生产条件指数（根据出砂临界生产压差与实际生产压差的关系计算得到的指数，Pressure Condition Index，简称PCI指数），进行储层出砂类型与模式判别；
式中，PCI为生产条件指数，无量纲；ΔP为实际生产压差，MPa；ΔPC为出砂临界生产压差，MPa；
出砂形态与出砂模式具体分类如下：
以S为依据的地层类型为强固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质或中等非均质性，PCI指数＞0，则出砂形态为形态1，出砂模式为模式A；
以S为依据的地层类型为强固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，PCI指数＞0，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式A；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，0≤PCI指数＜0.8，则出砂形态为形态1，出砂模式为模式A；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，PCI指数≥0.8，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式B；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，0≤PCI指数＜1.2，则出砂形态为形态1，出砂模式为模式A；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，PCI指数≥1.2，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式B；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，0≤PCI指数＜1.2，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式B；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，PCI指数≥1.2，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式C；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，0≤PCI指数＜0.8，则出砂形态为形态1，出砂模式为模式B；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，PCI指数≥0.8，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式C；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，0≤PCI指数＜1.2，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式C；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，PCI指数≥1.2，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式D；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，0≤PCI指数＜1.2，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式C；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，PCI指数≥1.2，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式D；
以S为依据的地层类型为半流砂储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，0≤PCI指数＜0.8，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式D；
以S为依据的地层类型为半流砂储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，PCI指数≥0.8，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式D；
以S为依据的地层类型为半流砂储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，PCI指数＞0，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式E；
以S为依据的地层类型为流砂储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，PCI指数＞0，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式E；
一种中高渗储层固体管理方法，包括：
（1）四种单井防砂策略及其要点
四种单井防砂策略分别为策略1-不采取防砂措施、策略2-适度防砂、策略3-简易中等强度防砂、策略4-高强度防砂；
策略1-不采取防砂措施：分两种情况，一是经判别储层不出砂，不需要防砂；二是经判别储层出砂，但不防砂生产一段时间是为了疏通近井储层，利于保持产量；
策略2-适度防砂：是指实施防砂措施，但目的不是完全阻挡全部地层砂，而是挡粗放细，达到适度控砂的目的。
策略3-简易中等强度防砂：采用相对简单易行、成本较低的防砂方式，主要是指化学剂固砂和独立筛管防砂两类防砂方式。
策略4-高强度防砂：采用相对复杂、成本高但防砂效果好的防砂方式，主要是指砾石充填、压裂充填类防砂方式。
（2）中高渗油气藏全生命周期不同生产阶段固体控制与管理模式
按照以下确立固体控制与管理模式及防砂策略：
储层出砂模式为模式A：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略1不采取防砂措施，疏通近井孔隙，保持产能，持续时间2-3个月；中等含水期、中等地层压力的开采中期采用策略3简易中等强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期视出砂情况选择：出砂严重，选择策略4-高强度防砂，出砂轻微，选择策略3-简易中等强度防砂；
储层出砂模式为模式B：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略1不采取防砂措施，疏通近井孔隙，保持产能，持续时间1-2个月；中等含水期、中等地层压力的开采中期采用策略3简易中等强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期视出砂情况选择：出砂严重，选择策略4-高强度防砂，出砂轻微，选择策略3-简易中等强度防砂；
储层出砂模式为模式C：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略1不采取防砂措施，疏通近井孔隙，保持产能，持续时间1个月；中等含水期、中等地层压力的开采中期视具体情况选择：如果粒度中值<0.1mm，并且均匀系数>5，选择策略2-适度防砂，如果粒度中值≥0.1mm或均匀系数≤5，选择：策略3-简易中等强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期采用策略4-高强度防砂；
储层出砂模式为模式D：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略3-简易中等强度防砂；中等含水期、中等地层压力的开采中期用策略4-高强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期采用策略4-高强度防砂；
储层出砂模式为模式E：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略4-高强度防砂；中等含水期、中等地层压力的开采中期用策略4-高强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期采用策略4-高强度防砂。
进一步地，所述的适度防砂为采用放大精度的独立筛管防砂方式，将精度设计为正常完全挡砂设计精度的1.5倍。
进一步地，所述的简易中等强度防砂：采用正常设计精度的独立筛管防砂方式。
进一步地，所述的高强度防砂：采用砾石充填类防砂方式。
进一步地，所述的砾石充填类防砂方式包括筛管循环充填或地层管外挤压充填或压裂充填或高速水充填。
发明内容中提供的效果仅仅是实施例的效果，而不是发明所有的全部效果，上述技术方案中的一个技术方案具有如下优点或有益效果：
（1）本发明提供的疏松砂岩中高渗储层类型精细化分类与判别方法，将储层岩石从未来出砂管理的视角进行精细分类，提升现场对油气藏宏观的认识，为后续出砂模式的划分和判别提供依据，有助于契合出砂管理的发展趋势，早期介入，从“被动防砂”转变为“主动控砂”。
（2）本发明提供的疏松砂岩中高渗储层出砂形态与模式分类及判别方法，使用的数据较少并易于获取。能够揭示不同类型中高渗储层的微观出砂机理、形态以及出砂本质，能够简单、快捷实现对储层出砂形态、类型和模式的判别。为后续出砂管理模式的确立和防砂工艺决策提供直接依据。
（3）本发明提供的中高渗储层固体管理模式与方法，能够快速、简易考虑油藏全生命周期的动态生产条件，确立油气藏全生命周期各个阶段的固体控制与管理模式和方法，并指导优化具体的防砂技术方案。
（4）本发明提出全链条式中高渗油气藏出砂模式划分及固体控制与管理方法，逻辑清晰、科学合理、具有可操作性，能够进行中高渗储层精细分类与划分、出砂类型与模式划分、固体控制模式与方法的确定；从全生命周期油藏管理的层面进行防砂方案的顶层设计，提高防砂科学性和防砂开发效果。
附图说明
图1为细砂剥落局部液化出砂形态的结构示意图；
图2为细微多分支蚯蚓洞延伸出砂形态的结构示意图；
图3为区域连续骨架坍塌出砂形态的结构示意图。
具体实施方式
为了能清楚说明本方案的技术特点，下面通过具体实施方式，并结合其附图，对本发明进行详细阐述。下文的公开提供了许多不同的实施例或例子用来实现本发明的不同结构。为了简化本发明的公开，下文中对特定例子的部件和设置进行描述。此外，本发明可以在不同例子中重复参考数字和/或字母。这种重复是为了简化和清楚的目的，其本身不指示所讨论各种实施例和/或设置之间的关系。应当注意，在附图中所图示的部件不一定按比例绘制。本发明省略了对公知组件和处理技术及工艺的描述以避免不必要地限制本发明。
一种中高渗油气藏出砂模式划分及固体控制与管理方法包括一种疏松砂岩中高渗储层类型精细化分类与判别方法、一种疏松砂岩中高渗储层出砂形态与模式分类及判别方法、一种中高渗储层固体管理方法。
一种疏松砂岩中高渗储层类型精细化分类与判别方法，包括：
（1）使用五种储层类型对疏松砂岩中高渗储层进行精细化分，分别为强固结储层、中等固结储层、弱固结储层、半流砂储层、流砂储层；
（2）从储层胶结均质性角度将疏松砂岩中高渗储层划分为弱非均质性、中等非均质性、强非均质性三种；
（3）综合疏松指数S定义及其计算方法
综合疏松指数S为以目标储层渗透率、孔隙度、岩石内聚力、杨氏模量以及泥质含量为基础参数计算得到，用于表征储层岩石疏松程度；
综合疏松指数S计算公式为：
式中S为综合疏松指数，无量纲；B为储层渗透率，μm2；B0为标定储层渗透率，取值0.25μm2；
为储层孔隙度，小数/无量纲；C为储层岩石内聚强度，MPa；C0为标定对比岩石内聚强度，取值3.5MPa；E为储层岩石杨氏模量，104Pa；E0为标定对比杨氏模量，取值2×104Pa；Vsh为储层泥质含量，小数/无量纲；
（4）综合非均质性指数K定义及其计算方法
综合非均质系数K以声波测井曲线为载体表征储层的非均质性，具体方法为，以连续的每十个样本点取极大值与极小值，计算样本小区间的综合非均质系数，最后取平均值；
综合非均质性指数K计算公式为：
式中，j=i，n为声波测井数据样本点数量，无量纲；TAV为样本点均值，us/m；Ti为样本点，us/m；Tj与Tm为每十个样本点最大值与最小值，us/m；Kj为每十个样本点综合非均质系数，无量纲；K为综合非均质系数，无量纲；
（5）以综合疏松指数S计算值为依据，按照大小将储层精细划分为五类：
S＜0.05为Ⅰ类：强固结储层；0.05≤S＜0.2为Ⅱ类：中等固结储层；
0.2≤S＜1.0为Ⅲ类：弱固结储层；1.0≤S≤5.0为Ⅳ类：半流砂储层；5.0≤S为Ⅴ类：流砂储层；
以综合非均质性系数K计算值为依据，将储层非均质性划分为三类：
K＜0.1为弱非均质性；0.1≤K＜0.3为中等非均质性；0.3≤K≤1.0为强非均质性。
一种疏松砂岩中高渗储层出砂形态与模式分类及判别方法，包括：
（1）三种微观出砂形态定义及描述
对疏松砂岩中高渗储层的出砂分类：3种微观出砂形态分别为形态1-细砂剥落局部液化出砂形态、形态2-细微多分支蚯蚓洞延伸出砂形态、形态3-区域连续骨架坍塌出砂形态，如图1-3所示；
其中，形态1-细砂剥落局部液化出砂形态：在流体冲刷下，岩石孔隙内不与相邻砂粒发生固结的细砂粒或固结强度较弱的砂粒被流体从岩石骨架上冲刷下来，与流体一起协同产出；
形态2-细微多分支蚯蚓洞延伸出砂形态：在岩心颗粒胶结强度较低的位置，地层砂颗粒在流体冲刷下首先脱落，形成微小亏空；亏空孔道壁面上胶结强度较弱的颗粒继续脱落出砂，使得出砂孔道沿非均质的胶结弱面延伸扩展；由于岩心胶结和颗粒尺寸的非均质性，导致出砂亏空孔道不规则，形成类似蚯蚓洞的多分支出砂孔道形态；
形态3-区域连续骨架坍塌出砂形态：由于地层不规则连续沉积，在某一区域内出现胶结强度弱的情况，地层砂在流体作用下出现连续性大面积剥落和运移，一旦剥落开始，应力集中，储层便出现连续快速的堤溃现象直至到达剥落面连续的应力均匀条件；
（2）五种储层出砂模式及其描述
5种储层出砂模式分别为模式A-局部液化出砂模式、模式B-局部液化和蚯蚓洞复合出砂模式、模式C-多分支蚯蚓洞出砂模式、模式D-蚯蚓洞与局部坍塌复合出砂模式、模式E-区域连续坍塌出砂模式；
模式A-局部液化出砂模式指岩石孔隙内砂粒或岩石骨架胶结较弱的砂粒在流体经过时与流体一起混合的出砂模式，其主要特点为出砂量小，出砂速度慢，能够对储层孔隙产生一定的疏导作用，提高岩石渗透率；
模式B-局部液化和蚯蚓洞复合出砂模式以局部液化出砂模式和模式C-多分支蚯蚓洞出砂模式为基础，是介于两者之间的过渡态；
模式C-多分支蚯蚓洞出砂模式指在岩心颗粒胶结强度较低的位置由于出砂导致亏空，导致应力不均匀，形成为类似蚯蚓洞的多分支出砂模式，其特点是出砂量较大，受储层非均质影响较大，对储层孔渗参数影响较大；
模式D-蚯蚓洞与局部坍塌复合出砂模式是模式C-多分支蚯蚓洞出砂模式与模式E-区域连续坍塌出砂模式的过渡态，其出砂量较大，不能形成较为规则的出砂孔洞；
模式E-区域连续坍塌出砂模式是以砂粒大量产出、区域性垮塌为主要特点，对储层伤害大；
（3）储层出砂类型与模式判别的方法
根据储层精细划分类型和生产条件指数（根据出砂临界生产压差与实际生产压差的关系计算得到的指数，Pressure Condition Index，简称PCI指数），进行储层出砂类型与模式判别；
式中，PCI为生产条件指数，无量纲；ΔP为实际生产压差，MPa；ΔPC为出砂临界生产压差，MPa；
出砂形态与出砂模式具体分类如下：
以S为依据的地层类型为强固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质或中等非均质性，PCI指数＞0，则出砂形态为形态1，出砂模式为模式A；
以S为依据的地层类型为强固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，PCI指数＞0，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式A；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，0≤PCI指数＜0.8，则出砂形态为形态1，出砂模式为模式A；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，PCI指数≥0.8，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式B；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，0≤PCI指数＜1.2，则出砂形态为形态1，出砂模式为模式A；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，PCI指数≥1.2，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式B；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，0≤PCI指数＜1.2，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式B；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，PCI指数≥1.2，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式C；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，0≤PCI指数＜0.8，则出砂形态为形态1，出砂模式为模式B；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，PCI指数≥0.8，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式C；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，0≤PCI指数＜1.2，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式C；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，PCI指数≥1.2，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式D；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，0≤PCI指数＜1.2，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式C；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，PCI指数≥1.2，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式D；
以S为依据的地层类型为半流砂储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，0≤PCI指数＜0.8，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式D；
以S为依据的地层类型为半流砂储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，PCI指数≥0.8，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式D；
以S为依据的地层类型为半流砂储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，PCI指数＞0，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式E；
以S为依据的地层类型为流砂储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，PCI指数＞0，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式E；
一种中高渗储层固体管理方法，包括：
（1）四种单井防砂策略及其要点
四种单井防砂策略分别为策略1-不采取防砂措施、策略2-适度防砂、策略3-简易中等强度防砂、策略4-高强度防砂；
策略1-不采取防砂措施：分两种情况，一是经判别储层不出砂，不需要防砂；二是经判别储层出砂，但不防砂生产一段时间是为了疏通近井储层，利于保持产量；
策略2-适度防砂：是指实施防砂措施，但目的不是完全阻挡全部地层砂，而是挡粗放细，达到适度控砂的目的；所述的适度防砂为采用放大精度的独立筛管防砂方式，将精度设计为正常完全挡砂设计精度的1.5倍。
策略3-简易中等强度防砂：采用相对简单易行、成本较低的防砂方式，主要是指化学剂固砂和独立筛管防砂两类防砂方式；所述的简易中等强度防砂为采用正常设计精度的独立筛管防砂方式。
策略4-高强度防砂：采用相对复杂、成本高但防砂效果好的防砂方式，主要是指砾石充填、压裂充填类防砂方式；所述的砾石充填类防砂方式包括筛管循环充填或地层管外挤压充填或压裂充填或高速水充填。
（2）中高渗油气藏全生命周期不同生产阶段固体控制与管理模式
按照以下确立固体控制与管理模式及防砂策略：
储层出砂模式为模式A：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略1不采取防砂措施，疏通近井孔隙，保持产能，持续时间2-3个月；中等含水期、中等地层压力的开采中期采用策略3简易中等强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期视出砂情况选择：出砂严重，选择策略4-高强度防砂，出砂轻微，选择策略3-简易中等强度防砂；
储层出砂模式为模式B：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略1不采取防砂措施，疏通近井孔隙，保持产能，持续时间1-2个月；中等含水期、中等地层压力的开采中期采用策略3简易中等强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期视出砂情况选择：出砂严重，选择策略4-高强度防砂，出砂轻微，选择策略3-简易中等强度防砂；
储层出砂模式为模式C：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略1不采取防砂措施，疏通近井孔隙，保持产能，持续时间1个月；中等含水期、中等地层压力的开采中期视具体情况选择：如果粒度中值<0.1mm，并且均匀系数>5，选择策略2-适度防砂，如果粒度中值≥0.1mm或均匀系数≤5，选择：策略3-简易中等强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期采用策略4-高强度防砂；
储层出砂模式为模式D：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略3-简易中等强度防砂；中等含水期、中等地层压力的开采中期用策略4-高强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期采用策略4-高强度防砂；
储层出砂模式为模式E：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略4-高强度防砂；中等含水期、中等地层压力的开采中期用策略4-高强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期采用策略4-高强度防砂。
上述虽然结合附图对发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。
Claims (7)
1.一种疏松砂岩中高渗储层出砂形态与模式分类及判别方法，其特征在于，对疏松砂岩中高渗储层类型进行精细化分类与判别：
（1）使用五种储层类型对疏松砂岩中高渗储层进行精细化分，分别为强固结储层、中等固结储层、弱固结储层、半流砂储层、流砂储层；
（2）从储层胶结均质性角度将疏松砂岩中高渗储层划分为弱非均质性、中等非均质性、强非均质性三种；
（3）综合疏松指数S定义及其计算方法
综合疏松指数S为以目标储层渗透率、孔隙度、岩石内聚力、杨氏模量以及泥质含量为基础参数计算得到，用于表征储层岩石疏松程度；
综合疏松指数S计算公式为：
式中S为综合疏松指数，无量纲；B为储层渗透率，μm2；B0为标定储层渗透率，取值0.25μm2；
为储层孔隙度，小数/无量纲；C为储层岩石内聚强度，MPa；C0为标定对比岩石内聚强度，取值3.5MPa；E为储层岩石杨氏模量，104Pa；E0为标定对比杨氏模量，取值2×104Pa；Vsh为储层泥质含量，小数/无量纲；
（4）综合非均质性指数K定义及其计算方法
综合非均质系数K以声波测井曲线为载体表征储层的非均质性；
综合非均质性指数K计算公式为：
式中，j=i，n为声波测井数据样本点数量，无量纲；TAV为样本点均值，us/m；Ti为样本点，us/m；Tj与Tm为每十个样本点最大值与最小值，us/m；Kj为每十个样本点综合非均质系数，无量纲；K为综合非均质系数，无量纲；
（5）储层类型实现精细化分和判别方法
以综合疏松指数S计算值为依据，按照大小将储层精细划分为五类：
S≤0.05为Ⅰ类：强固结储层；0.05＜S≤0.2为Ⅱ类：中等固结储层；
0.2＜S≤1.0为Ⅲ类：弱固结储层；1.0＜S≤5.0为Ⅳ类：半流砂储层；
S＞5.0为Ⅴ类：流砂储层；
以综合非均质性系数K计算值为依据，将储层非均质性划分为三类：
K≤0.1为弱非均质性；0.1＜K≤0.3为中等非均质性；0.3＜K≤1.0为强非均质性；
对出砂形态与模式进行分类及判别：
（1）三种微观出砂形态定义及描述
对疏松砂岩中高渗储层的出砂分类：3种微观出砂形态分别为形态1：细砂剥落局部液化出砂形态、形态2：细微多分支蚯蚓洞延伸出砂形态、形态3：区域连续骨架坍塌出砂形态；
其中，细砂剥落局部液化出砂形态：在流体冲刷下，岩石孔隙内不与相邻砂粒发生固结的细砂粒或固结强度较弱的砂粒被流体从岩石骨架上冲刷下来，与流体一起协同产出；
细微多分支蚯蚓洞延伸出砂形态：在岩心颗粒胶结强度较低的位置，地层砂颗粒在流体冲刷下首先脱落，形成微小亏空；亏空孔道壁面上胶结强度较弱的颗粒继续脱落出砂，使得出砂孔道沿非均质的胶结弱面延伸扩展；由于岩心胶结和颗粒尺寸的非均质性，导致出砂亏空孔道不规则，形成类似蚯蚓洞的多分支出砂孔道形态；
区域连续骨架坍塌出砂形态：由于地层不规则连续沉积，在某一区域内出现胶结强度弱的情况，地层砂在流体作用下出现连续性大面积剥落和运移，一旦剥落开始，应力集中，储层便出现连续快速的堤溃现象直至到达剥落面连续的应力均匀条件；
（2）五种储层出砂模式及其描述
5种储层出砂模式分别为模式A：局部液化出砂模式、模式B：局部液化和蚯蚓洞复合出砂模式、模式C：多分支蚯蚓洞出砂模式、模式D：蚯蚓洞与局部坍塌复合出砂模式、模式E：区域连续坍塌出砂模式；
局部液化出砂模式指岩石孔隙内砂粒或岩石骨架胶结较弱的砂粒在流体经过时与流体一起混合的出砂模式，其主要特点为出砂量小，出砂速度慢，能够对储层孔隙产生一定的疏导作用，提高岩石渗透率；
局部液化和蚯蚓洞复合出砂模式以局部液化出砂模式和多分支蚯蚓洞出砂模式为基础，是介于两者之间的过渡态；
多分支蚯蚓洞出砂模式指在岩心颗粒胶结强度较低的位置由于出砂导致亏空，导致应力不均匀，形成为类似蚯蚓洞的多分支出砂模式，其特点是出砂量较大，受储层非均质影响较大，对储层孔渗参数影响较大；
蚯蚓洞与局部坍塌复合出砂模式是多分支蚯蚓洞出砂模式与区域连续坍塌出砂模式的过渡态，其出砂量较大，不能形成较为规则的出砂孔洞；
区域连续坍塌出砂模式是以砂粒大量产出、区域性垮塌为主要特点，对储层伤害大；
（3）储层出砂类型与模式判别的方法
根据储层精细划分类型和生产条件指数，进行储层出砂类型与模式判别；
式中，PCI为生产条件指数，无量纲；ΔP为实际生产压差，MPa；ΔPC为出砂临界生产压差，MPa；
出砂形态与出砂模式具体分类如下：
以S为依据的地层类型为强固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质或中等非均质性，PCI指数＞0，则出砂形态为形态1，出砂模式为模式A；
以S为依据的地层类型为强固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，PCI指数＞0，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式A；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，0≤PCI指数＜0.8，则出砂形态为形态1，出砂模式为模式A；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，PCI指数≥0.8，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式B；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，0≤PCI指数＜1.2，则出砂形态为形态1，出砂模式为模式A；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，PCI指数≥1.2，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式B；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，0≤PCI指数＜1.2，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式B；
以S为依据的地层类型为中等固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，PCI指数≥1.2，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式C；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，0≤PCI指数＜0.8，则出砂形态为形态1，出砂模式为模式B；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，PCI指数≥0.8，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式C；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，0≤PCI指数＜1.2，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式C；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，PCI指数≥1.2，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式D；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，0≤PCI指数＜1.2，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式C；
以S为依据的地层类型为弱固结储层，以K为依据的地层类型为强非均质性，PCI指数≥1.2，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式D；
以S为依据的地层类型为半流砂储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，0≤PCI指数＜0.8，则出砂形态为形态2，出砂模式为模式D；
以S为依据的地层类型为半流砂储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，PCI指数≥0.8，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式D；
以S为依据的地层类型为半流砂储层，以K为依据的地层类型为中等非均质性，PCI指数＞0，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式E；
以S为依据的地层类型为流砂储层，以K为依据的地层类型为弱非均质性，PCI指数＞0，则出砂形态为形态3，出砂模式为模式E。
2.一种中高渗储层固体管理方法，其特征在于，
利用如权利要求1所述的疏松砂岩中高渗储层出砂形态与模式分类及判别方法；
还包括：
（1）四种单井防砂策略及其要点
四种单井防砂策略分别为策略1-不采取防砂措施、策略2-适度防砂、策略3-简易中等强度防砂、策略4-高强度防砂；
策略1-不采取防砂措施：分两种情况，一是经判别储层不出砂，不需要防砂；二是经判别储层出砂，但不防砂生产一段时间是为了疏通近井储层，利于保持产量；
策略2-适度防砂：是指实施防砂措施，但目的不是完全阻挡全部地层砂，而是挡粗放细，达到适度控砂的目的；
策略3-简易中等强度防砂：化学剂固砂和独立筛管防砂两类防砂方式；
策略4-高强度防砂：砾石充填、压裂充填类防砂方式；
（2）中高渗油气藏全生命周期不同生产阶段固体控制与管理模式
按照以下确立固体控制与管理模式及防砂策略：
储层出砂模式为模式A：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略1不采取防砂措施，疏通近井孔隙，保持产能，持续时间2-3个月；中等含水期、中等地层压力的开采中期采用策略3简易中等强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期视出砂情况选择：出砂严重，选择策略4-高强度防砂，出砂轻微，选择策略3-简易中等强度防砂；
储层出砂模式为模式B：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略1不采取防砂措施，疏通近井孔隙，保持产能，持续时间1-2个月；中等含水期、中等地层压力的开采中期采用策略3简易中等强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期视出砂情况选择：出砂严重，选择策略4-高强度防砂，出砂轻微，选择策略3-简易中等强度防砂；
储层出砂模式为模式C：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略1不采取防砂措施，疏通近井孔隙，保持产能，持续时间1个月；中等含水期、中等地层压力的开采中期视具体情况选择：如果粒度中值<0.1mm，并且均匀系数>5，选择策略2-适度防砂，如果粒度中值≥0.1mm或均匀系数≤5，选择：策略3-简易中等强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期采用策略4-高强度防砂；
储层出砂模式为模式D：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略3-简易中等强度防砂；中等含水期、中等地层压力的开采中期用策略4-高强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期采用策略4-高强度防砂；
储层出砂模式为模式E：低含水期、高地层压力的开采早期采用策略4-高强度防砂；中等含水期、中等地层压力的开采中期用策略4-高强度防砂；高含水期、低地层压力的开采中后期采用策略4-高强度防砂。
3.如权利要求2所述的一种中高渗储层固体管理方法，其特征在于，所述的适度防砂为采用放大精度的独立筛管防砂方式，将精度设计为正常完全挡砂设计精度的1.5倍。
4.如权利要求2所述的一种中高渗储层固体管理方法，其特征在于，所述的简易中等强度防砂：采用正常设计精度的独立筛管防砂方式。
5.如权利要求2所述的一种中高渗储层固体管理方法，其特征在于，所述的高强度防砂：采用砾石充填类防砂方式。
6.如权利要求5所述的一种中高渗储层固体管理方法，其特征在于，所述的砾石充填类防砂方式包括筛管循环充填或地层管外挤压充填或压裂充填或高速水充填。
7.一种中高渗油气藏出砂模式划分及固体控制与管理方法，包括：
如权利要求1所述的一种疏松砂岩中高渗储层出砂形态与模式分类及判别方法；
如权利要求2-6任一项所述的中高渗储层固体管理方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210282921.6A CN114386881B (zh) | 2022-03-22 | 2022-03-22 | 一种中高渗油气藏出砂模式划分及固体控制与管理方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210282921.6A CN114386881B (zh) | 2022-03-22 | 2022-03-22 | 一种中高渗油气藏出砂模式划分及固体控制与管理方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114386881A CN114386881A (zh) | 2022-04-22 |
| CN114386881B true CN114386881B (zh) | 2022-06-10 |
Family
ID=81205875
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210282921.6A Active CN114386881B (zh) | 2022-03-22 | 2022-03-22 | 一种中高渗油气藏出砂模式划分及固体控制与管理方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114386881B (zh) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109031436A (zh) * | 2018-07-10 | 2018-12-18 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种基于储层分类下的低阻低渗疏松砂岩储层含水饱和度评价方法 |
| CN110242291A (zh) * | 2019-07-02 | 2019-09-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种超强非均质油气储层非均质性表征方法 |
| CN112664164A (zh) * | 2019-10-15 | 2021-04-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法 |
| CN113075105A (zh) * | 2021-03-25 | 2021-07-06 | 河南理工大学 | 一种利用综合分形维Dp定量评价砂岩储层的方法 |
-
2022
- 2022-03-22 CN CN202210282921.6A patent/CN114386881B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109031436A (zh) * | 2018-07-10 | 2018-12-18 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种基于储层分类下的低阻低渗疏松砂岩储层含水饱和度评价方法 |
| CN110242291A (zh) * | 2019-07-02 | 2019-09-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种超强非均质油气储层非均质性表征方法 |
| CN112664164A (zh) * | 2019-10-15 | 2021-04-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法 |
| CN113075105A (zh) * | 2021-03-25 | 2021-07-06 | 河南理工大学 | 一种利用综合分形维Dp定量评价砂岩储层的方法 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 利用多井声波测井数据谱分析进行储层非均质性描述;吴何珍等;《测井技术》;20100630;297-301页 * |
| 弱胶结储层微观出砂形态与出砂机理可视化实验模拟研究;董长银等;《石油钻采工艺》;20200331;227-235页 * |
| 春光油田沙湾组疏松砂岩油藏出砂规律;李春云等;《石油地质与工程》;20200930;118-122页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114386881A (zh) | 2022-04-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Yanlong et al. | Gravel sizing method for sand control packing in hydrate production test wells | |
| Matanovic et al. | Sand control in well construction and operation | |
| CN108561106B (zh) | 一种人工缝控储量提高采收率的油气开采方法 | |
| US2905245A (en) | Liner packing method | |
| CN108331574B (zh) | 一种水平井水平段相对出砂亏空剖面预测及防砂分段分级方法 | |
| CA2600125C (en) | Method and apparatus for slurry and operation design in cuttings re-injection | |
| Zhou et al. | Sand production management for unconsolidated sandstone reservoirs | |
| CN109707349B (zh) | 泥质粉砂水合物多分支孔开采钻完井一体化方法 | |
| CN108678735A (zh) | 一种识别地下古代河流类型的方法 | |
| CN115144567B (zh) | 一种上游式尾矿堆积坝勘测与稳定性评价方法及*** | |
| CN114386881B (zh) | 一种中高渗油气藏出砂模式划分及固体控制与管理方法 | |
| CN101963052B (zh) | 煤层气开采中清理直井口袋中的沉积物的方法 | |
| Brown et al. | Geological constraints on the eruption of the Jwaneng Centre kimberlite pipe, Botswana | |
| CN110374574A (zh) | 直井定向井大规模压裂控制裂缝复杂程度的方法 | |
| CN114776264B (zh) | 一种天然气水合物开采过程中的固相控制方法 | |
| JP5257608B2 (ja) | 良液作製管理システム及び方法 | |
| Chen et al. | Optimisation of sand control technique for offshore heavy oil and unconsolidated Sandstone reservoir: case study from Bohai Bay | |
| CN113958296B (zh) | 一种具有分流作用的改性复合容腔控砂完井筛管 | |
| Matanovic et al. | Sand control methods | |
| Araki et al. | Quantitative analysis of the effect of perforation interaction on perforation stability using the finite element method | |
| Barber et al. | Attrition of material during cutter suction dredging and pipeline transport: a summary | |
| CN111594101B (zh) | 一种垂直井管外出砂亏空剖面预测及高饱和砾石充填施工方法 | |
| Skjærstein et al. | Gravel packing: A method of wellbore re-enforcement or sand filtering? | |
| CN112597567B (zh) | 一种工程泥浆和渣土可资源化产生量的定量预测方法 | |
| PETROVA | ON THE CONSTRUCTION OF THE WATER INTAKE PART OF WELLS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20230721 Address after: 257000 No. 125 Ji'nan Road, Dongying District, Dongying, Shandong. Patentee after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp. Address before: 257000 No. two, 271 North Road, Shandong, Dongying Patentee before: CHINA University OF PETROLEUM (EAST CHINA) |
|
| TR01 | Transfer of patent right |