端部脱砂工艺优化设计

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端部脱砂

端部脱砂机理

（1）携砂液在裂缝内能够保持良好的冻胶状态，保证缝内砂浆以悬砂状态运移，使地面泵注的各级压裂液在缝内能够呈现出一定的次序规律; （2）前置液和携砂液在压裂过程中所处的温度条件和机械剪切条件有较大的区别，使得前置液的破胶速度比携砂液快; （3）根据前置液和携砂液在胶体状态、初滤失和有效滤失时间等方面的差别，可以得出在脱砂压裂过程中前置液的滤失速度明显大于携砂液的滤失速度; （4）裂缝面具有一定的硬度，可以保证脱砂砂桥的稳定性，从而控制了裂缝的扩展。
工艺发展

第一例端部脱砂压裂是对一非常软的白垩地层实施的，该地层严重的出砂现象使得不得不造出异常宽的裂缝。后来有意识地使用端部脱砂压裂技术处理高渗透油气藏，却是为了获得最大的裂缝导流能力，而不仅仅是为了减小支撑剂嵌入的影响。进入九十年代,美国和英国在墨西哥湾、北阿拉斯加和北海等油田,以及其它一些国家在不同油气田对高渗透层进行端部脱砂压裂,都取得了使油气井长期增产的良好效果。从那时起，端部脱砂压裂技术就越来越多地被应用于中高渗透地层的生产改造中。
谢谢！
压裂填充和端部脱砂区别

一般说来，实施压裂充填的地层渗透率比端部脱砂的高，裂缝效率比端部脱砂的低。常规的端部脱砂只有裂缝的周边被填充，而压裂充填从缝口到缝端都得到充填，并且铺砂浓度都等于砂堤浓度，从而很大的提高了裂缝的导流能力。常规的端部脱砂压裂一般用于中渗硬地层，而压裂充填多用于未胶结的高渗软地层。成功的压裂充填的优点在于它在砂堤浓度下将所有的动态缝宽填充起来。而常规端部脱砂压裂中支撑裂缝的宽度仅为沉降的砂堤浓度除以泵入结束时裂缝中压裂液的浓度。
端部脱砂技术使用条件

讲课：压裂防砂

压裂防砂工艺技术一、压裂防砂技术形成的背景压裂作为一项增产工艺早已在低渗油气藏得到广泛应用，技术十分成熟。

而将压裂工艺大规模应用于高渗透胶结疏松的软地层作为防砂完井措施却是九十年代的事，并且发展迅猛，很快为石油工业界广泛接受，有的石油公司已经作为首选的防砂完井技术。

目前，在全世界范围内，压裂充填（frac-pack）防砂施工井数与日俱增，（每年递增数百口井），而且，施工井数已占其它各类防砂井总数的50%，可见在防砂领域中地位举足轻重，显示出广阔的发展前景。

为什么压裂防砂如此受到市场青睐，发展如此迅猛呢？下面就其发展历程及形成背景做一简单回顾。

1、传统的防砂方法的缺陷二十世纪以来，伴随石油工业的高速发展，各类防砂方法/技术应运而生，日趋成熟，在疏松砂岩油气藏的开发过程中发挥了巨大的作用。

不管是机械防砂或是化学防砂方法，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。

有些方法，产量下降幅度甚至高达70%～80%。

这是因为，所有防砂方法其控砂机理或是胶固地层（化学法）或是桥堵过滤（机械法），总是增加了近井地带的流动阻力，即提高了井筒表皮阻力系数，从而使产量下降（若保持相同的生产压差），对原来已存在近井伤害（堵塞）的井产量下降幅度更大，严重时根本不出油。

这是多年来防砂现场实践不争的事实。

然而，原来的认识是：这是为了维护油气井正常生产（控砂生产）而不得不付出的代价，这对高速发展油气田十分不利。

在目前以追求最大经济效益的目标相距甚远。

最成功最有效的防砂效果应该是既控制出砂又获高产，以获取最大经济效益。

而目前传统的防砂方法是无能为力的，只能实现控制出砂，而无法实现高产，即最大限度地发挥储层潜力。

这是传统的防砂方法的固有缺陷。

能否实现油（气）井既高产又控制出砂呢？压裂充填防砂技术的诞生发展及实践给出了肯定的回答。

2、传统的压裂工艺由低渗地层向中高渗地层的延伸/转变众所周知，压裂技术是针对低渗油（气）藏的一项有效的增产技术。

水力压裂端部防砂技术

宽bf，即实现“宽短裂缝”才能达到既增产又控砂的
双重效果。
五、压裂防砂技术关键
2、端部脱砂压裂工艺
中高渗透油层压裂成功的关键是形成具有高导流能力的“短宽裂缝”。因此，必须采用不同于常规压裂的新工艺——端部脱砂压裂。
二、压裂防砂技术形成的背景
1、传统的防砂方法的缺陷
二十世纪以来，伴随石油工业的高速发展，各类防砂方法/技术应运而生，日趋成熟，在疏松砂岩油气藏的开发过程中发挥了巨大的作用。不管是机械防砂或是化学防砂方法，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。
二、压裂防砂技术形成的背景
4、当K =（10～100）×10-3μm2，且E =3500MPa～35000MPa,
或当K =（100～500）×10-3μm2，且E >3500MPa，或K = （100～300）×10-3μm2，且E =700MPa～3500MPa时，可采用防砂压裂方法而不用固结剂（Opti Frac）。 5、当K <10×10-3μm2或K =(10～100) ×10-3μm2，井底严重伤害且E >35000MPa时，采用常规压裂解堵增产措施 (Fracture).
四、压裂防砂工艺的选井原则
选择原则： 1、若地层未被伤害，渗透率很高（大于1000×103μm2）,地层十分松软（E
<700MPa），出砂很少或投
产时间短，可采用常砾石充填方法（Gravel Pack）。
2、若近井地带存在伤害，地层渗透率较高（ K = （500～1000）×10-3μm2），而出砂历史较短，应采用压裂充填方法（frac pac）。对于特高渗透地层（K >1000×10-3μm2），但地层尚有一定硬度(E >700 MPa)

Meyer_操作说明_CH

Meyer三维压裂模拟设计（专家）系统软件介绍及基本操作说明GNT国际公司（北京办事处）2011年10月目录第一章Meyer各个模块介绍 (3)第二章MFrac模块操作说明 (14)第三章Mshale 缝网压裂设计 (40)第四章MFast 快速压裂设计模块 (49)第五章MFac-lite模块操作说明 (52)第六章MView操作说明 (57)第七章MinFrac操作说明 (58)第八章MProd 基本操作说明 (62)第九章MNpv 操作说明 (79)第十章MWell操作说明 (86)第一章Meyer各个模块介绍一、Meyer 软件基本情况介绍及软件模块清单说明Meyer软件是Meyer & Associates, Inc.公司开发的水力措施模拟软件，可进行压裂、酸化、酸压、泡沫压裂/酸化、压裂充填、端部脱砂、注水井注水、体积压裂等模拟和分析。

该软件从1983年开始研制，1985年投入使用。

目前该软件在世界范围内拥有上百个客户，包括油公司、服务公司、研究所和大学院校等。

Meyer软件是一套在水力措施设计方面应用非常广泛的模拟工具。

其中，MFrac是三维模拟系统的核心；MView具有回放数据和实时数据处理和分析的功能；MinFrac进行小型压裂分析；MProd和MNpv分别提供产能预测和经济优化；Mwell井筒水力计算。

软件可提供英语和俄语两种语言版本。

主要模块包括：软件目前更新版本是Meyer2010- Ver. 5.60，更新日期是2010年7月。

二、Meyer功能模块介绍1. MFrac_常规水力措施模拟与分析模块MFrac是一个综合模拟设计与评价模块，含有三维裂缝几何形状模拟和综合酸化压裂解决方案等众多功能。

该软件拥有灵活的用户界面和面向对象的开发环境，结合压裂支撑剂传输与热传递的过程分析，它可以进行压裂，酸化，酸压，压裂充填、端部脱砂，泡沫压裂等模拟。

MFrac还可以针对实时和回放数据进行模拟，当进行实时数据模拟时，MFrac与MView数据显示与处理连接在一起来进行分析。

深水气田几项完井技术研究

深水气田几项完井技术研究田峥;叶吉华;刘正礼;罗俊丰;张春杰;金颢【摘要】随着海洋石油进军深水步伐的推进,在南中国海深水作业实践中遇到一系列作业难点和挑战。

恶劣的作业自然环境对深水完井提出了更高的技术标准和要求,在完井工具和设备、施工工艺与完井技术策略上与浅水及陆地完井差异明显。

我国在深水钻完井方面处于起步阶段,相比国外存在不小差距。

针对深水作业特点,分析了作业中的一些难点与关键技术以及深水完井的策略,研究了M深水气田完井关键技术,对射孔技术、精细化完井防砂控制技术、压裂充填技术进行了分析和研究。

结合我国南中国海深水完井作业实践,对深水完井作业中的可能风险点和现场应对技术措施进行了总结和梳理。

研究结果可为后续设计和作业提供参考。

【期刊名称】《海洋工程装备与技术》【年(卷),期】2015(000)001【总页数】6页(P12-17)【关键词】深水完井;策略;防砂;射孔;压裂【作者】田峥;叶吉华;刘正礼;罗俊丰;张春杰;金颢【作者单位】中海石油(中国)有限公司深圳分公司【正文语种】中文【中图分类】TE52全球的重大勘探发现一半以上来自海洋，同时，未来世界油气总储量的44%来自深水。

作为四大海洋油气资源带之一的南中国海(另外3个是波斯湾、欧洲北海和墨西哥湾)，地质储量为200×108～300×108 t。

深水油气勘探开发潜力巨大，是中国油气资源的重要战略接替区。

M气田是我国开发的第一个深水气田，作业水深1 350～1 500 m，位于南中国海珠江口盆地29/26 区块，香港东南310 km处，距离PY30-1油田64 km，距离LH11-1 油田102 km。

2006年开始成功钻探，钻遇55.5 m共4个含气沙岩层，珠江组Sand1和珠海组Sand2、3、4。

M气田属于正常压力和温度体系、中孔中高渗气田。

该气田于2011年6月进入完井现场施工阶段，已完成全部9口井的完井作业，于2014年3月底成功投产。

水力压裂综述

文献综述前言水力压裂是油田增产一项重要技术措施。

由地面以超过地层吸收能力的排量高压泵组将液体注入井中，此时，在井底附近便会蹩起压力，当蹩气的压力超过井壁附近地层的最小地应力和岩石抗张强度时，在地层中便会形成裂缝。

随之带有支撑剂的液体泵入缝中，裂缝不断向前延伸，这样，在地层中形成了具有一定长度、宽度及高度的填砂裂缝。

由于压裂形成的裂缝提高了产油层导流能力，使油气能够畅流入井内，从而起到了增产增注的作用。

为了完成水力压裂设计，在地层中造成增产效果的裂缝，需要了解与造缝有关的地应力、井筒压力、破裂压力等分布与大小。

这些因素控制着裂缝的几何尺寸，同时对与地面与井下设备的选择有关。

同时，用于水力压裂的压裂液的性能、数量，支撑剂的排布情况关系到裂缝的几何尺寸，压裂技术-端部脱砂技术，对提高压裂效果起到很大作用，这些因素关系到能否达到油田增产的目的，需要进行详细研究。

在建立适当的裂缝扩展模型的基础上，实现现场实际生产情况的模拟研究，对进一步优化水力压裂参数，提高压裂经济实用性起到很大作用。

这项油田增产措施自发展以来，得到国内外广泛采用，并且经不断的开发试验，已取得很大成效。

水力压裂技术的发展过程水力压裂技术自 1947 年美国堪萨斯州进行的的第一次试验成功以来，至今近已有60余年历史。

它作为油井的主要增产措施，正日益受到世界各国石油单位的重视及采用 ,其发展过程大致可分以下几个阶段:60 年代中期以前 ,各国石油公司的工作者们的研究工作已适应浅层的水平裂缝为主，此时的我国主要致力于油井解堵工作并开展了小型压裂试验。

60 年代中期以后 ,随着产层加深 ,从事此项事业的工作者以研究垂直裂缝为主。

已达成解堵和增产的目的。

这一时期 ,我国发展了滑套式分层压裂配套技术。

70 年代 ,工作进入到改造致密气层的大型水力压裂阶段。

我国在分层压裂技术的基础上 ,发展了蜡球选择性压裂工艺 ,以及化学堵水与压裂配套的综合技术。

80 年代 ,逐步进入了低渗油藏改造时期，并开始了优化水力压裂设计。

水力压裂技术

3、压裂液形成的滤饼（Gel Filter Cake）
4、相对渗透率（多相流）(Multiphase flow) 5、压裂液对充填裂缝的伤害（ Gel Damage in Prop Pack ）
这些因素都会导致裂缝导流能力的下降或失效！
一. 水力压裂造缝及增产机理
垂直缝油藏，压后生产过程中，四种不同渗流阶段：
1947年—美国首次水力压裂增产作业第一代压裂(1940’-1970’)：小型压裂（Mini-fracturing）加砂量较小，主要是解除近井地带污染。第二代压裂(1970’-1980’)：中型压裂（Medium Fracturing）加砂量增加，压裂规模增大，提高低渗透油层导流能力。第三代压裂(1980’-1990’)：端部脱砂压裂（Tip Screen Out-TSO）应用到中、高渗储层，主要是大幅度提高储层导流能力。第四代压裂(1990’-)：大型压裂（Massive Hydraulic Fracturing-MHF）、开发压裂作为一种开发方式，从油藏系统出发，应用压裂技术。
要素2）施工管柱
施工管柱由油管和下井工具(封隔器、喷砂器)等组成，其作用：一是为传送施工压力提供通道；二是实现分层。目前应用的施工管柱有普通滑套式分层压裂管柱、高砂比管柱等。要素3）下井原材料包括压裂液和支撑剂两部分。压裂液的主要作用一是造缝，二是携砂。支撑剂的作用是支撑裂缝,增加裂缝的导流能力。
一. 水力压裂造缝及增产机理
1.2 水力压裂造缝机理及裂缝形态
作用在地层岩石上的应力分两部分：一部分被地层流体承担，另一部分才是真正作用在岩石的骨架上。作用在岩石骨架上的应力为有效应力。
' po
其中 '为有效应力(Effective Stress)；为孔隙压力(Pore Pressure)。

脱砂压裂工艺技术研究及应用

90内蒙古石油化工2014年第7期脱砂压裂工艺技术研究及应用赵亮(大庆油田有限责任公司海拉尔石油勘探开发指挥部，内蒙古海拉尔021000)摘要：脱砂压裂是近几年来发展起来的一项水力压裂新技术，由于其增产效果明显，已越来越多地被用于中、高渗透油气藏的增产改造中，在国内外得到大量应用。

本文阐述了脱砂压裂技术的机理、过程和技术特点及现场应用取得的效果。

关键词：脱砂压裂；分析模型中图分类号：TE357．1+3文献标识码：A文章编号：1006—7981(2014)07—0090一02脱砂压裂适用于中、高渗透油田和不稳定疏松地层的油田解堵及增产作业。

作为一种新的完井方法，与其它方法配合，可以成功的进行各类油井完井。

在一些未胶结或者胶结较差的地层，应用端部脱砂压裂与砾石充填、筛管等配合完井，可以有效地防砂。

脱砂压裂要求砂浆前缘在泵注携砂液过程中某一预定时间到达裂缝前缘形成砂桥，阻止裂缝在缝高、缝长方向的进一步扩展，迫使缝宽以较快的速度增长，从而达到造“短宽裂缝”的目的。

由于中、高渗透地层多为疏松地层，当地层流量增大，地层流体流动时对地层的冲击力很大，这样就很容易冲垮疏松地层和携带地层的砂砾。

从而使地层坍塌，阻止地层流体流动，在地层造成砂堵，生产无法进行。

端部脱砂压裂技术是上个世纪80年代发展起来的水力压裂新技术，并逐步发展成为改造高渗透地层的一种重要的工艺技术。

端部脱砂压裂可以使地层与井筒之间的压降降低，减小了流体对地层的冲击，从而起到防砂的目的。

脱砂压裂成功的关键在于控制滤失，产生砂堵，控制裂缝进一步扩展，进而实现憋压造超宽缝。

而常规二维裂缝延伸模型不能合理的解决砂堵和缝高扩展之间的关系，同时简单的线性滤失模型更不能反映压裂液在中高渗层中的真实流动情况，不能准确的模拟端部脱砂压裂的实际过程。

因此必须针对中高渗透层建立新的裂缝延伸模型。

1脱砂压裂技术机理脱砂压裂技术是在一定缝长的前端形成砂堵，阻止裂缝延伸，同时以一定排量继续泵人不同支撑剂浓度的压裂液，迫使裂缝膨胀，获得较宽的裂缝和较高的砂浓度，提高裂缝导流能力。

常用的压裂工艺及新型压裂工艺

浅谈常用的压裂工艺及新型压裂工艺摘要：压裂施工前需具有有关井数据资料，压前的破裂压力试验数据和压裂设计指导书。

有关井的数据资料应包括管柱和井口设备的尺寸大小和额定压力值，套管和地层的隔离情况，地层及其上下遮挡层情况。

了解裂缝高度的遮挡层以及附近水层和漏层的位置，射开的孔眼数和孔眼的大小等。

关键词：压裂；新工艺；限流法一、目前常用的压裂技术1.普通压裂技术原理：利用不压井、不放喷井口装置，将压裂管柱及其配套工具下入井内预定位置，实现不压井、不放喷作业。

当压完第一层（最下一层）后，通过投球器和井口球阀分别投入不同直径的钢球，逐次将滑套憋到喷砂器内堵死水眼，然后依次再进行压裂。

当最后一层替挤完后，立即活动管柱，并投入堵塞器，从而实现不压井、不放喷起出油管。

适用地质条件：油层滑套喷砂器丝堵，地质剖面具有一定厚度的泥岩隔层，封隔器可以卡得开，高压下不发生层间窜通。

井下技术状况良好，套管无变形、破裂和穿孔，固井质量好。

工艺优点：①可实现不压井、不放喷作业，防止油层污染所造成的堵塞有利于提高压裂增产效果；②可不动管柱一次连续压多层，从而大幅度减少作业量，提高施工效率，降低压裂施工成本；③可与其它压裂工艺配套，能适应不同含水期改造挖潜需要；④工艺简单，成功率高，经济效益显著。

2.限流法压裂技术原理：通过严格限制炮眼的数量和直径，并以尽可能大的注入排量进行施工，利用压裂液流经孔眼时产生的炮眼摩阻，大幅度提高井底压力，并迫使压裂液分流，使破裂压力接近的地层相继被压开，达到一次加砂能够同时处理几个层的目的。

布孔方案编制的原则：在限流法完井压裂设计中，制定合理的射孔方案是决定工艺效果的核心，根据限流法工艺特点，结合油层和井网的实际情况确定射孔方案。

①保证足够的炮眼摩阻值，在此条件下充分利用设备能力提高排量，以套管能承受的最高压力为限，尽可能压开破裂压力高的目的层。

②对已见水或平面上容易水窜的层，处理强度应严格控制。

厚层与薄层划为一个层段处理时，强度应有所区别。

压裂新工艺新技术

1、端部脱砂压裂技术（TSO）随着油气田开采技术的发展和多种工艺技术的交叉综合运用，压裂技术应用范围已不再局限于低渗透地层，中高渗透地层也开始用该技术提高开发效果。

当压裂技术应用于中高渗透性地层时，希望形成短而宽的裂缝，并尽可能地将裂缝控制在油气层范围内。

为了适应这一特殊的要求，国外于20世纪80年代中期研制开发了端部脱砂压裂技术，并很快应用于现场，目前国内也开展了这方面的研究，并取得了很大的进展。

（1）端部脱砂压裂的基本原理端部脱砂压裂就是在水力压裂的过程中，有意识地使支撑剂在裂缝的端部脱砂，形成砂堵，阻止裂缝进一步向前延伸；继续注入高浓度的砂浆后使裂缝内的净压力增加，迫使裂缝膨胀变宽，裂缝内填砂浓度变大，从而造出一条具有较宽和较高导流能力的裂缝。

端部脱砂压裂成功的关键是裂缝的周边脱砂，裂缝的前端及上下边的任何部分不脱砂都不能完全达到预期的目的。

端部脱砂压裂分两个不同的阶段。

第一阶段是造缝到端部脱砂，这实际上是一个常规的水力压裂过程，目前的二维或三维模型都可以应用。

第二阶段是裂缝膨胀变宽和支撑剂充填阶段，这一阶段的设计是以物质平衡为基础，把第一阶段最后时刻的有关参数作为输入参数来完成的。

（2）端部脱砂压裂的技术特点在端部脱砂压裂技术中，压裂液的粘度要满足两方面的要求：一是保证液体能悬砂，二是有利于脱砂。

若压裂液的粘度过低，液体内不能保证悬砂，裂缝的上部就会出现无砂区，达不到周边脱砂的目的，在施工过程中也容易导致井筒内沉砂。

若压裂液的粘度过高，滤失就会较慢，难以适时脱砂。

所以端部脱砂压裂技术对压裂液的粘度要求比常规压裂液的要严格一些。

和常规压裂相比，端部脱砂压裂技术的泵注排量要小，这是为了减缓裂缝的延伸速度，控制缝高和便于脱砂。

前置液的用量也比常规压裂少，目的是使砂浆前缘能在停泵之前到达裂缝周边。

而端部脱砂压裂的加砂比通常高于常规压裂，以提高裂缝的支撑效率。

（3）端部脱砂压裂的适用范围端部脱砂压裂技术的突出特点是靠裂缝周边脱砂憋压造成短宽缝，因此只能在一定的条件下使用。

高强度人工井壁防砂工艺技术在跃进二号油田的试验

高强度人工井壁防砂工艺技术在跃进二号油田的试验
党杨斌;杨会洁;程亮;李亚夫
【期刊名称】《青海石油》
【年(卷),期】2014(000)001
【摘要】高强度人工井壁防砂工艺技术是在防砂施工时,将两种化学剂按比例混合,以油田脱污水作携砂液将其带入防砂目的层,在地层温度及水环境下固结成具有一
定强度和渗透性的人工井壁,达到阻止油层出砂的目的。

本文介绍了高强度人工井
壁防砂工艺技术在青海油田跃进二号油田的试验情况,并对其防砂效果进行了评价。

【总页数】3页(P56-58)
【作者】党杨斌;杨会洁;程亮;李亚夫
【作者单位】青海油田钻采工艺研究院;青海油田边远油田开发公司;青海油田采油
二厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE358.1
【相关文献】
1.跃进二号油田调驱现场试验与应用 [J], 李照军;何佳;
2.跃进二号油田防砂新工艺试验与应用 [J], 石振军;刘金海;江五海;党勇杰
3.跃进二号东高点油田端部脱砂压裂—树脂涂层复合防砂工艺技术 [J], 李杰
4.化学堵水技术在跃进二号油田的应用 [J],
5.渤海油田人工井壁防砂工艺的研究及应用 [J], 石张泽; 陈钦伟; 刘鸣; 秦立民; 陈
礴
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油气田开发的增产方法

1941 概述油气是深埋于地下、通过技术手段进行钻井开发才能有效加以利用的重要的能源资源，也是重要的工业生产用燃料和原材料，也是城乡广大居民日常生活中不可缺少的重要能源，在社会经济发展和居民生活中具有重要作用。

在油气开发生产过程中，由于受储层环境、渗透率等因素的影响，产能低的问题比较突出。

如何采取科学的技术措施和手段，有效提高油气产量，是目前石油生产企业的当务之急[1]。

目前油气田的一次开发生产，仅仅能够采出油气资源地质储量的40%左右，对于剩余的油气储量则需要进行二次三次开采，因此，在油气田开发生产过程中，应用先进的增产技术提高油气产量，促进油田开发企业的发展。

2 促进油气田开发增产的总体思路目前油气田开发增产就是通过技术手段，提高单井产液量，进而提高整个油田的产量，实现增产的目的。

目前技术条件下，促进油气田增产的技术措施主要包括：（1）热力采油增产技术。

该项技术是利用高热蒸汽做介质，通过将其注入地层产生热量，降低原油的粘度、改变原油的流动状态并实现增产的一种技术方法，主要有蒸汽驱油技术、蒸汽吞吐技术、气-汽驱油技术等。

（2）压裂酸化增产技术。

通过对储层实施压裂酸化施工，利用压裂液的作业使储层产生新的裂缝，使用裂缝支撑剂对裂缝进行支撑，提高油藏的渗透性能并增产。

（3）注水增产技术。

该技术是通过注水井向储层注水，改变地层压力而达到增产效果。

3 油气田开发过程中的增产的具体措施研究3.1 热力采油增产技术热力采油增产技术是通过向油藏储层注入高热蒸汽降低原油粘度增加原油流动性并实现增产的一种技术措施。

主要包括蒸汽驱油技术、蒸汽吞吐技术以及气-汽驱油技术等。

热力采油增产技术主要是通过对原油加热促进油水分离，大幅度降低原油的含水量，提升原油的纯度，进而达到油气产量增加的目的。

具体步骤如下：（1）通过相应的技术手段，向储层注入高热蒸汽，在蒸汽进入高周期并产生接近大气的压力时，利用这种压力可实现油水的有效分离，使驱油效果得到明显增强。

端部脱砂工艺优化设计(1)

到增产的目的¨．４Ｊ。
不断增长的，而且裂缝一般都很狭窄；而在端部脱砂压裂施工时，前置液几乎完全滤失于地层，形成难以流动的砂堆，随即发生砂堵，继续泵人不同支撑剂浓度的携砂液，由于缝端被堵没有出路，迫使裂缝加宽、膨胀，而缝长不再增长，形成高导流能力
的支撑带。
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中图法分类号ＴＥ３５７．１３；
文献标志码Ｂ
油层出砂是砂岩开采过程中的常见问题之一，对于疏松砂岩油藏，出砂是提高采油速度的主要障碍。出砂的危害极大¨Ｊ。主要表现为：砂埋油层或井筒砂堵造成油井停产；地面和井下设备磨损、砂卡；冲砂检泵、地面清罐等维修工作量剧增；出砂严重时还会引起井壁坍塌而损坏套管。这些危害既增加了原油生产成本，又增加了油田的开采难度。压裂充填防砂技术是在疏松砂岩油气层中通过水力压裂产生短而宽的裂缝，形成高导流能力的人工裂缝。技术关键是采用端部脱砂技术使携砂液在裂缝端部脱砂，加强裂缝在宽度方向上的增长，达
ａｃｃｕｒａｔｅ
ｗａｓｔｏ
ｍａｄｅ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌ
Ｓｕｃｃｅｓｓ
ｍｏｄｅｌｉｓｒｅｌｉａｂｌｅｗｉｔｈ
ｒｅｓｕｌｔｓ，ｈａｖｉｎｇｓｏｍｅｒｅｆｅｒｅｎｃｅｖａｌｕｅＴＳＯｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ
ｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅ
ｒａｔｅ
ｆｌｕｉｄｖｉｓｃｏｓｉｔｖｔｏｔｈｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｐｒｏｃｅｓｓｗａｓａｎａｌｙｚｅｄ．
Ａｃｃｏｒｄｉｎｇ
ｔｏ
ｔｈｅｆｉｅｌｄｅｘａｍｐｌｅｓ，ｔｈｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｐｌａｎ
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ｄｅｓｉｇｎｅｄｂａｓｅｄ

【CN209400297U】一种端部脱砂砂柱制备仪【专利】

仪，包括基体、盖体、砂柱挤压筒、过滤盘、定位螺栓及高压管；所述基体包括上下分离且对称分布的上基体及下基体，上基体的下部设有上基体半圆容纳筒，下基体的上部设有下基体半圆容纳筒；所述砂柱挤压筒包括上下分离且对称分布的上挤压筒及下挤压筒；所述过滤盘为设有滤网的圆筒；所述盖体包括前盖体及后盖体；所述前盖体的内面中部设有前盖体圆柱形凸盘；所述后盖体的内面中部设有后盖体圆柱形凸盘。本实用新型能够依据树脂凃敷砂在高压充填到油层的真实情况进行模拟，获得可靠的砂柱抗压强度及耐冲刷能力等技术参数，充分发挥树脂涂敷砂胶结强度实验对油井防砂工作的指导作用。
挤压筒、定位螺栓及高压管的材质采用不锈钢，过滤盘的材质采用紫铜。
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CN 209400297 U
说明书
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一种端部脱砂砂柱制备仪
技术领域 [0001] 本实用新型涉及油田防砂实验设备领域，具体涉及一种端部脱砂砂柱制备仪。
背景技术 [0002] 随着油田的持续开发，地层能量不断下降，油井出砂问题日益突出。随着越来越多的高含砂井的出现，导致油田稳产的难度日益增大。地层出砂进入井筒，发生油砂卡等现象，造成泵的损坏，严重的会导致油井停车。出砂还会影响油井的后续生产，已成为油田开发过程中的主要难题之一。因此，做好防砂技术工作，有助于减少因出砂而停产的油井数量，并充分挖掘高含砂井的潜能。目前效果最好的防砂方法是“油水井复合防砂方法”，又简称 PCS防砂，其中“P”代表“高压填充”，“C”代表“化学剂”，“S”代表“人工砂”。在PCS防砂方法的实施过程中，做好树脂涂敷砂胶结强度实验是非常重要的一环。但是，现有的实验仪器在做树脂涂敷砂胶结强度实验时不能施加压差，不能充分模拟树脂涂敷砂在地层的胶结情况，测定的技术参数与生产实际不符，不能有效地发挥树脂涂敷砂胶结强度实验对油井防砂工作的指导作用。

水平井完井控水控砂优化设计方法

摘要随着水平井钻完井技术的日益发展与成熟，水平井被广泛应用于各类油藏并取得了良好的开发效果。

由于水平井在储层中穿行距离较长，水平段储层物性非均质、避水高度差异和水平井筒流动的跟趾效应等导致井筒各处的生产压差和见水时间（岩石见水会加剧破坏而出砂）存在不同，水平段出砂与底水脊进存在较强的非均质性，引起油井过早见水和局部大量出砂，严重影响水平井的产能发挥和开发综合效益。

水平井分段ICD 完井能够实现对出砂和出水井段的有效控制，达到延缓底水脊进和控制储层出砂的效果。

但是目前尚未有综合考虑控水与控砂的水平井分段ICD完井设计方法。

因此，有必要开展综合考虑控水和控砂需要的水平井完井分段方法及ICD完井参数优化研究。

本文在调研国内外文献的基础上，根据势的叠加和镜像反映原理，考虑油藏地质、水平井开发和完井工艺特征，建立了油藏渗流与水平井筒管流耦合模型，并对造成水平井非均衡生产的因素进行敏感性分析。

然后综合考虑储层物性非均质性、避水高度差异和水平井筒流动跟趾效应的影响，基于水平井出砂临界生产压差预测模型和底水油藏水平井见水时间预测模型，沿水平井段定量确定各微元段出砂临界生产压差和见水时间，以出砂临界生产压差和见水时间为分段指标构建向量矩阵，引入多维有序聚类方法，形成了兼顾控水控砂的水平井完井分段设计方法。

最后选取水平井ICD完井方法作为研究对象，以见水时间、产量作为优化目标，控制出砂为约束条件，以各分段下入ICD管柱的数量和喷嘴尺寸作为设计变量，建立了水平井ICD完井参数多目标优化模型，利用快速非支配排序遗传算法（NSGA-Ⅱ）进行求解，得到了综合考虑控水控砂效果的最优ICD完井方案。

本文形成了一套集水平井完井分段设计和ICD完井参数优化的水平井完井控水控砂优化设计方法，并利用该方法对某实例井进行了分析。

结果表明，该方法能够有效发挥控水控砂的作用。

关键词：控水控砂，分段方法，多维有序聚类，ICD完井优化，NSGA-ⅡOptimization design method of water control and sand control well completion in horizontal wellJia Zongyi (Oil & Gas W ell Engineering)Directed by Associate Prof. Zhang RuiAbstractWith the development of horizontal well drilling and completion technology, horizontal wells are widely used in various types of reservoirs and have achieved good development results. However, the increased wellbore length also leads to some problems that mainly display imbalanced water breakthrough time (sanding onset will be aggravated during water cut stage) and production pressure drop along the wellbore which is caused by the heel-toe effect, heterogeneity of reservoir and the difference distance between wellbore and water-oil contact. Thus, the bottom water coning and sanding along the horizontal section have a strong heterogeneity, resulting in earlier water breakthrough and large amount of sand production, which seriously affects the productivity and comprehensive benefits of horizontal wells. The ICD completion have proved to be of the ability to mitigate the imbalanced inflow, to achieve effect of delay bottom water coning and controlling the reservoir sand production. Since no design method of ICD completion is available for sand control together with water control in horizontal wells.Thus, it’s necessary to make segmentation method and ICD parameter optimization research on sand control and water control.Firstly, on base of potential superposition theory and method of mirror, the coupled model of wellb ore and reservoir ﬂow has been built, which take into consideration reservoir properties and completion technology. Then, sensitivity analysis of factors causing uneven production in horizontal wells have been finished.Secondly, this paper takes into consideration the influences of reservoir properties heterogeneity, the heel-toe effect and the different distance between wellbore and water-oil contact on sand production along the horizontal well. Then, the critical drawdown pressure of sanding onset and water breakthrough time in each micro section are calculated based on the calculation model of sanding and prediction model of water breakthrough time. After that, thecritical drawdown pressure of sanding onset and water breakthrough time of each micro section are selected as segmentation indexes, and multi-dimension sequential clustering method is introduced. The segmentation method for sand control completion together with water control in horizontal wells is establishedFinally, the ICD completion is chosen as the object of study, and controlling sand production is chosen as constraint condition, the number of ICD and the size of the nozzle are used as the design variables. Then, a multi-objective optimization model is proposed, aiming to maximize the oil production and water breakthrough time. The Non-dominated Sorting Genetic Algorithm-Ⅱ(NSGA-Ⅱ) is employed to obtain the optimal ICD completion parameters considering the effect of water control and sand control.In this paper, an optimization design method of water control and sand control completion in horizontal wells is developed, which includes a segmentation method for horizontal wells and ICD completion parameter optimization design. Then, a case well is analyzed by this method. The results show that the method can effectively play the role of water control and sand control in horizontal wells.Key Words: W ater control and sand control, Segmentation method, Multi-dimension sequential clustering, Completion optimization of ICD, NSGA-II目录第一章绪论 (1)1.1 研究目的及意义 (1)1.2 国内外研究现状 (2)1.2.1 油藏渗流与井筒管流耦合模型研究现状 (2)1.2.2 水平井控水控砂完井技术发展现状 (4)1.2.3 水平井分段完井优化设计方法研究 (5)1.2.4 目前存在的主要问题 (6)1.3 主要研究内容及技术路线 (6)1.3.1 主要研究内容 (6)1.3.2 技术路线 (7)第二章油藏渗流与水平井筒管流耦合模型研究 (8)2.1 底水油藏水平井渗流模型 (8)2.1.1 底水油藏水平井物理模型 (8)2.1.2 底水油藏水平井势的分布 (9)2.1.3 不同完井方式表皮系数 (12)2.2 水平井筒管流压降模型 (15)2.2.1 水平井筒摩擦压降模型 (16)2.2.2 水平井筒加速度压降模型 (17)2.2.3 水平井筒重力压降模型 (17)2.3 耦合模型建立与求解 (17)2.4 水平段产液剖面影响因素分析 (19)2.4.1 油层厚度对产液剖面的影响 (20)2.4.2 水平渗透率对产液剖面的影响 (21)2.4.3 渗透率各向异性对产液剖面的影响 (22)2.4.4 原油粘度对产液剖面的影响 (23)2.4.5 井筒直径对产液剖面的影响 (24)2.4.6 水平段长度对产液剖面的影响 (26)2.4.7 生产压差对产液剖面的影响 (27)2.5 本章小结 (28)第三章水平井控水控砂完井分段方法研究 (29)3.1 水平井控水控砂完井分段原则 (29)3.2 水平井控水控砂完井分段指标选取 (29)3.2.1 底水油藏水平井见水时间预测模型 (30)3.2.2 水平井出砂临界生产压差预测模型 (34)3.3 基于多维有序聚类的水平井完井分段方法 (39)3.3.1 多维有序聚类的原理及步骤 (39)3.3.2 水平井控水控砂完井分段设计流程 (41)3.4 本章小结 (42)第四章水平井控水控砂完井参数优化设计 (43)4.1 水平井ICD完井控水控砂机理 (43)4.1.1 ICD结构与类型 (43)4.1.2 ICD管柱工作原理 (45)4.1.3 ICD管柱控水控砂原理 (45)4.2 水平井ICD完井流动耦合模型 (46)4.2.1 油藏渗流模型 (47)4.2.2 井筒压降模型 (47)4.2.3 ICD压降模型 (48)4.2.4 流动耦合模型求解 (48)4.3 水平井ICD完井参数多目标优化方法 (49)4.3.1 多目标优化问题描述 (49)4.3.2 NSGA-Ⅱ方法简介 (50)4.3.3 ICD完井参数多目标优化模型 (51)4.4 本章小结 (54)第五章实例应用与分析 (55)5.1 基础数据 (55)5.2 水平井完井分段设计 (57)5.3 各分段ICD完井参数设计 (59)5.4 不同完井方案应用效果分析 (60)5.5 本章小结 (62)结论 (63)参考文献 (64)致谢 (69)中国石油大学（华东）硕士学位论文第一章绪论1.1 研究目的及意义随着水平井钻完井技术的日益发展与成熟，水平井被广泛应用于各类油藏并取得了良好的开发效果。

I压裂充填防砂技术与应用现状

一、压裂知识简介
地应力方向的测定：
目前国内研究地应力方向的主要方法如下：（1）地层倾角测井法
用该方法来测量井筒的变形，从井筒椭圆度的长轴与短轴方向来确定主地应力的方向，长轴方向为最小主地应力的方向。（2）地面电位监测法
该方法是在压裂作业时通过压裂井周围地面电位的变化，判断裂缝延伸的方向，从而确定最小主地应力方向。（3）微地震波法
二、压裂充填防砂介绍
1、技术原理最理想的防砂效果应该是油井既获得高产，又能有效地控制出砂，使油井长期稳定地生产。传统的防砂方法（包括砾石充填）虽然能在一段时间内减缓出砂，但通常是以牺牲部分油井的产能为代价的。尽管已经发展了一些技术补偿措施可以部分地减少油井因防砂而带来的产能损失，但仍不尽如人意。为了进一步改善防砂后的开采效果，获取最大的经济效益，人们从防砂施工的地层预充填工艺中得到启示，近井地带充填了高渗透的石英砂就能改善井底渗流条件，降低流动阻力，使之提高产量。
为使地层破裂，必须使井底压力高于井壁上的总应力及岩石的抗张强度。
一压裂知识简介
(1)形成垂直裂缝
条件：如果地层的破裂属于纯张力破坏，那么随井内注入压
力Piwf的不断增加，当Piwf达到或超过井壁附近地层的最小周向应
力及岩石水平方向的抗张强度σth时，在垂直于水平周向应力的
污染地
方向上产生垂直裂缝。
应用情况：
自2000年该技术推广应用以来，目前已现场实施105口井，防砂成功率95%。
二、压裂充填防砂介绍
4、黑帝庙油田压裂防砂：通过向近井地带裂缝充填高温阻砂剂，高温阻砂剂与携砂液内药剂在注入蒸汽的高温条件下与地层砂固结，加固近井地带地层砂的同时，形成有效的防砂屏障，防止油层深部地层砂的运移，从而达到防砂的目的。 2005年施工2口井（葡浅7-更4和葡浅6-30），未见效果，2口井措施后仍频繁砂卡。因此，目前工艺技术条件下，该方法不适合黑帝庙油田。

工艺的优化设计

工艺的优化设计
工艺的优化设计是指在制造产品的过程中，通过改善工艺流程、提高生产效率、降低成本、减少资源消耗等手段，使产品制造过程更加高效和可靠的一种方法。

优化设计的目标是在满足产品质量和性能的前提下，最大限度地提高生产效率和资源利用率。

工艺的优化设计可以从以下几个方面进行：
1. 工艺流程优化：通过对工艺流程进行分析和优化，找出生产过程中的瓶颈和问题，并提出相应的改进措施。

例如，可以通过优化产品的加工序列、合理布局生产设备、减少物料的运输和等待时间等方式来提高工艺流程的效率。

2. 设备选择和配置优化：根据产品的特性和生产需求，选择适合的生产设备，并合理配置和组织设备，提高设备的利用率和生产效率。

可以采用自动化设备、智能化控制系统等先进技术来提高生产效率和产品质量。

3. 材料选择和利用优化：根据产品的性能要求和成本考虑，选择适合的材料，并合理利用材料，减少浪费和资源消耗。

可以通过改进材料的配方、提高材料利用率、减少废料的产生等措施来优化材料的使用。

4. 数据管理和监控优化：建立完善的生产数据管理系统，实时监控生产过程中的关键参数，并进行数据分析和优化。

可以利用数据分析技术和模型预测方法来
优化生产过程，提高生产效率和质量。

工艺的优化设计需要综合考虑产品的性能要求、生产成本、资源利用等因素，采用系统工程的方法进行分析和优化。

通过不断改进和创新，提高工艺的效率和可靠性，可以为企业带来更好的经济效益和竞争优势。