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迪那2气藏为一个完整的受背斜控制的异常高压块状底水裂缝性致密砂岩凝析气藏，位于库车前陆盆地秋里塔格构造带东部迪那—东秋构造区带上，为受南北两条倾向相同的逆冲断层所夹持的一个东西向展布的长轴背斜。储集空间类型以原生粒间孔为主，次为粒间及颗粒溶孔，储层以裂缝孔隙性储层为主；裂缝发育，平均裂缝线密度0.46条/m、裂缝开度0.072 mm。储层岩性以粉砂岩、细砂岩为主，其次为含砾砂岩、砂砾岩；碎屑组分以石英、岩浆岩岩屑为主，胶结物以方解石类为主。储层段平均孔隙度3.15%~8.97%、渗透率(0.09~1.11)×10−3 μm2，总体属于低孔、低渗和特低渗储层；试井资料和测井解释综合分析迪那2井区裂缝渗透率在0.23×10−3~85.3×10−3 μm2之间。目的层段苏维依组中深5 046.16 m、库姆格列木群中深5 253.15 m。原始地层压力106.2 MPa、压力梯度0.39 MPa/100 m、压力系数为2.06~2.29，为超高压气田；原始地层温度为136.1 ℃，地温梯度2.259 ℃/100 m，为正常温度系统。地面凝析油密度0.792~0.812 g/cm3(20 ℃)；天然气相对密度0.63~0.64，甲烷平均含量87.7%，酸性气体含量很低，CO2含量0.07%~6.93%，不含H2S；地层水水型为CaCl2。开发方式为衰竭式开发；完井工艺为套管射孔，套管孔眼8~12.8 mm；生产管柱早期为射孔酸化完井一体化非全通径管柱，生产管柱流动通道为直径3 mm的油管打孔孔眼；2013年以后采用全通径生产管柱。2009年投产，平均采气速度2.7%，采出程度25.7%，尚处于稳产期。面临的主要开发问题为出砂、结垢导致的井筒堵塞生产异常问题以及见水问题。25口生产井中23口井生产异常，9口单井曾因生产异常关井。单井普遍、持续出砂，堵塞井筒[1-2]，严重影响气田正常生产。急需开展出砂机理研究，为后期措施优化、措施方向的选择提供依据，为类似区块的出砂防治提供参考[3]。
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迪那2气田在投产初期就有部分单井存在油压波动、异常下降情况，拆检井口油嘴发现少量颗粒物；井口压力高达86.6 MPa，因技术条件限制，未探砂面。随着技术进步，2014年开始尝试有缆测试，为保险起见，测试深度未过封隔器，生产管柱堵塞情况未知；但油压异常井越来越多，检修期间清理出的泥砂等混合物也越来越多。2015年出现第1口因油压异常、油压低关井的单井，出砂形势变得严峻。截至2018年12月，油压异常井升至23口；14口井有缆测试井筒遇阻，证实井筒普遍存在问题；16口井45井次的异物样品化验结果以二氧化硅、碳酸钙和硫酸钙为主，其中9口井二氧化硅含量超40%，4口井碳酸钙和硫酸钙含量超40%，证实地层出砂、结垢为井筒堵塞、生产异常的主要原因。通过井筒酸化解堵、连续油管疏通管柱、大修作业等方式恢复单井生产，已累计措施作业18井22井次。
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从样品外观来看，颗粒大小不一，但接近一半的样品含有粒径大于10 mm的颗粒，8口井见明显砾石。从堵塞位置来看，主要在封隔器以下，砂面较深，堵塞位置到人工井底平均容积8 m3。从砂面抬升速度来看，实测砂面资料显示砂面在射孔段顶界以下抬升快、以上抬升慢，但整体较慢。从措施作业来看，5口连续油管作业井和4口大修作业井作业期间平均除砂、垢100 L，量不大。从措施后的生产情况来看，井筒彻底清理的3口单井仍在出砂，其他大部分措施井仍生产异常。从单井出砂时间来看，有一投产就生产异常的，也有2口井尚正常生产。从超声波出砂井口在线监测仪监测来看，15口井16井次监测结果显示单井出砂量差异较大，井口出砂规律表现为间歇+连续性。整体而言，迪那2气田出砂特征主要表现为普遍性、持续性、量不大、单井差异较大、已有井筒条件下难根治。
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通过出砂指数、声波时差、孔隙度、弹性组合模量和斯伦贝谢比经验出砂判别方法，分析基质出砂可能性[4-5]。利用测井数据计算统计所有单井5项经验出砂指标的最小、最大值，5口单井的基质有轻微出砂可能，出砂指标位于出砂临界值附近。以5口井中的DN2-1井为例，利用石文软件分析统计该井射开层段对应的5项经验出砂指标，只有不到2%(2.4~6.5 m)的射孔层段有轻微出砂可能。因此，单纯的基质自身很难引起迪那当前普遍、持续性的出砂状况。本文将结合迪那地质条件和实际开发情况，从岩石力学角度出发，寻找岩石抗压强度相对薄弱区和有效上覆压力相对高值区，获取出砂影响因素。
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岩石强度指岩石在外力作用下达到破坏时的极限应力，一般包括抗压强度、抗剪强度和抗拉强度。抗压强度和抗剪强度往往是确定岩石稳定性的主要因素，且抗剪强度约为抗压强度的0.1~0.2倍。影响岩石抗压强度的因素很多，细粒的岩石抗压强度往往要较粗粒大，方解石胶结的抗压强度要比黏土胶结的强。抗压强度分为单轴抗压强度和三轴抗压强度，前者测试时无围压，后者有围压。天然岩体处于三向应力状态下，三轴抗压强度更接近实际情况，尤其是高温高压三轴试验。
(1)动静态岩石力学显示岩石基质抗压强度整体很高，但存在强度薄弱区，主要为砾岩和含砾岩层。迪那三轴岩心实验抗压强度116~584 MPa(表1)，利用测井数据计算理论单轴抗压强度40~417 MPa[6]，岩石基质抗压强度跨度大，相差一个数量级别，均值200 MPa以上，整体很高。结合迪那储层岩性和实际出砂情况，理论认为低强度区主要为砾岩和含砾岩层。这样的砾岩和含砾岩层单井平均厚度28.8 m(1~41 m)，为储层段厚度的9.6%。
表 1 迪那2气田三轴岩心实验结果
Table 1. Triaxial core test result of Dina 2 Gasfield
层位 井号 抗压强度/MPa 抗剪强度/MPa 抗拉强度/MPa 最小值 最大值 平均值 最小值 最大值 平均值 最小值 最大值 平均值 N1j DN22 140 432 218 6.8 52.0 14.0 11.7 36.0 18.0 DN201 136 338 248 6.6 33.7 18.6 11.3 28.2 20.7 DN202 123 432 237 7.3 33.0 17.2 10.3 36.0 19.8 E2-3s1-3 DN22 116 455 229 3.8 37.2 15.2 9.7 38.0 19.0 DN201 156 374 260 6.9 38.6 18.9 13.0 31.0 21.7 DN202 151 519 269 8.0 40.0 20.5 12.5 43.2 22.5 E1-2km2 DN22 159 466 256 7.6 41.3 18.5 13.3 38.8 21.3 DN201 189 393 311 10.7 34.3 24.4 15.8 32.7 26.0 DN202 153 584 263 9.0 61.5 19.6 12.8 48.7 22.0 (2)迪那2气藏断层、裂缝发育，形成强度薄弱带。理论上，在断层附近或构造顶部位构造应力大，可局部破坏原有的内部骨架，产生局部天然节理或微裂隙，这些部位的岩石抗压强度最薄弱，也是最易出砂和出砂最严重的区域。没有带裂缝的迪那岩心抗压强度实测数据，参考类似区块克深气藏单轴岩心力学实验结果(表2)，带裂缝和不带裂缝的岩石抗压强度均值分别为94、202 MPa，裂缝使原有的岩石抗压强度大幅度下降。
表 2 类似区块基质、充填、半充填单轴岩心力学实验结果
Table 2. Uniaxial mechanical test results of matrix, filled and semi-filled cores from similar blocks
岩心类型 深度/m 弹性模量/GPa 抗压强度/MPa 基质砂岩岩心 6 741.77 43.28 217.72 6 744.80 34.75 205.52 6 721.73 27.72 199.98 6 695.00 34.72 185.60 全充填砂岩岩心 26.89 98.33 21.87 94.89 19.16 79.76 31.84 108.91 半充填砂岩岩心 23.97 114.76 26.06 66.56 (3)用于岩石抗压强度计算的相关测井数据为裸眼测试数据，未反映射孔、酸化对近井地带岩石抗压强度的破坏。根据含水饱和度与强度关系实验数据[7]，理论上随着含水饱和度的增加，岩石抗压强度受到破坏，岩石抗压强度急剧下降；迪那评价井岩心酸敏实验实测结果显示，15%盐酸酸敏指数为−174.75%，胶结物部分溶解。两者都证明，酸化会使近井带岩石抗压强度受到破坏。迪那2气田22口单井实施过酸化，挤入地层总液量平均为281 m3(177~343 m3)，侵入带砂量大；试油结束时残留液体平均为147 m3(12.7~349.8 m3)，投产前关井时间平均为364 d(33~1 092 d)，残留液体多、关井时间长；两者结合产生酸化破坏强度薄弱带。此外，所有单井采用套管射孔完井，根据实验数据将产生厚0.8~2 cm的压实破坏强度薄弱带。
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岩石骨架承受的有效上覆压力，由下式确定
$${p_{\rm e}} = {p_{\rm gs}} - {p_{\rm f}} = \rho gh /1000 - {p_{\rm f}}$$ (1) 式中，pe为有效上覆压力，MPa；pgs为上覆地层压力，MPa；pf为地层压力，MPa；h为上覆岩层厚度，m；ρ为上覆岩层密度，g/cm3。
迪那2气田上覆地层平均密度ρ为2.36 g/cm3,上覆地层厚度取气藏中部深度4 950 m，计算上覆地层压力116.8 MPa，地层压力为106.2 MPa，计算有效上覆压力为10.6 MPa。
(1)地层压力下降引起的有效上覆压力整体上升。地层压力逐年下降，岩石受到的有效上覆压力逐年整体抬升。气藏初始有效上覆压力10.6 MPa，目前有效上覆压力升至35.0 MPa，临界出砂压差随之下降。开发越久，有效上覆压力越大，同样的生产压差下出砂风险也越大。
(2)越靠近射孔底部岩石受到的有效上覆压力越大。受上覆岩层密度和地层压力梯度差异影响，越靠近射孔底部岩石受到的有效上覆压力越大，越容易出砂。迪那2气田单井射孔跨度大，平均266 m(50~388 m)，射孔段顶底岩石受到的有效上覆压力差平均值5.4 MPa(1~7.76 MPa)。
(3)污染、集流、应力敏感等引起的附加表皮因数加大生产压差，生产压差越大，流压越小，近井带地层压力越低，岩石受到的有效上覆压力越大。单井自身而言，生产时，离井筒越近，地层压力越低，岩石受到的有效上覆压力越大，越容易出砂。井间对比而言，生产压差越大越易出砂。20世纪70年代初Exxon公司发现当生产压差为岩石剪切强度的1.7倍时[8]，岩石开始破坏并出砂。南海某气藏生产压差控制在单轴强度的0.4倍以内时[9]，可有效防止气井出砂。迪那2气田实测23井次流温流压梯度测试，生产压差均值15.60 MPa(0.77~56.62 MPa)，为单轴强度的0.06 倍(0.01~0.22 倍)。根据研究，排除配产影响，导致迪那2气田单井生产压差大的主控因素为钻完井污染、集流、应力敏感等引起的表皮因数增大。压恢实测单井表皮因数平均值为393(40~1 210)，表皮压降占比均值60%(11%~90%)；理论计算分解表皮因数后发现[10-12]，非达西表皮因数很小，可忽略，近井带应力敏感附加表皮因数为8、集流表皮因数为151、污染及其他表皮因数为234。污染、集流、应力敏感表皮因数之所以大，原因是：(1)单井钻完井平均漏失673 m3，漏失量大；水锁实验渗透率损害率21%，根据岩心测试数据计算水锁指数均值−0.60，远小于水锁临界值0.8，水锁效应明显，渗透率损害率不止21%；储层伤害影响大。(2)产气剖面实测主力产出层厚度占比仅19.9%，采气强度大，集流效应明显。(3)迪那应力敏感塑性变形幅度较大[13-14]，根据岩心情况实测渗透率可永久损失8.9%~80.1%(裂缝越发育、渗透率越低、共存水含量越高、岩屑含量越高，应力敏感越强)，应力敏感较强。
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在以上分析及提及的相关数据基础上，对比各影响因素影响程度。估算砾岩和含砾岩层强度薄弱带可导致岩石抗压强度下降31 MPa，估算断层、裂缝强度薄弱带可导致岩石抗压强度下降112 MPa，估算射孔、酸化强度薄弱带可导致岩石抗压强度下降136 MPa，计算地层压力下降引起有效上覆压力上升24 MPa，计算射孔底部受到的有效上覆压力比射孔顶部高达6 MPa，污染、集流、应力敏感等引起的附加表皮因数可导致有效上覆压力提高56 MPa。可见出砂主要影响因素为射孔、酸化强度薄弱带和断层、裂缝强度薄弱带，次要因素为砾岩和含砾岩强度薄弱带以及污染、集流、应力敏感等附加表皮导致的有效上覆压力增加。
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就岩石材料而言，只有拉伸和剪切2种破坏形式。承受拉应力的岩石破坏特征，因试验方法的困难和试验数据的离散，尚缺乏明确结论；压应力下剪切破坏已有大量的理论和试验研究[15-16]。到目前为止，关于不同材料的破坏规律曾经提出了上百个模型或准则，但由于材料性质的复杂性，大多数模型或准则都不具有普适性。常见的强度准则有Mohr-Coulomb强度准则、Hoek-Brown强度准则、Drucker-Prager强度准则和Griffith强度准则等。其中Hoek-Brown强度准则[17-18]是通过对几百组岩石三轴试验资料和大量现场岩体试验成果的统计分析、结合岩石性状方面的理论研究成果和实践检验提出的，在岩石工程中应用最为广泛、影响最大，已充分得到岩石力学与工程研究者的认同、研究和应用。因此，本文选用Hoek-Brown强度准则对迪那岩体进行破坏判断；由于广义Hoek-Brown岩体强度准则需要三位待定参数，获取困难；因而进一步选用Hoek-Brown岩石强度准则进行判断，其表达式为
$${\sigma _{\rm{1}}} = {\sigma _{\rm{3}}} + {\sigma _{\rm{c}}}{\left( {{m_{\rm{i}}}\frac{{{\sigma _{\rm{3}}}}}{{{\sigma _{\rm{c}}}}} + 1} \right)^{{\rm{0}}{\rm{.5}}}}$$ 式中，σ1、σ3分别为最大、最小压应力，MPa；σc为岩石单轴抗压强度，MPa；mi为岩石量纲一的经验参数，反映岩石的软硬程度。
通过计算，迪那2气藏当前应力状态下，岩石临界抗压强度均值为49 MPa。射孔、酸化强度薄弱带和断层、裂缝强度薄弱带两者对强度的综合影响程度未查到计算方式或类似可借鉴的实验数据，结合两者独立影响程度定性判断综合影响后的岩石抗压强度可低于49 MPa，达到破坏条件。至于微观的破坏机理，岩石力学学者有一些研究成果。
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通过优化射孔层段和射孔方位、加大孔密和穿深[19-21]、采用清洁完井工艺等方式可防治部分出砂。
(1)针对砾岩和含砾岩层强度薄弱、射孔底部岩石受到的有效上覆压力更大的问题，射孔时可避开相关层段，并沿最大水平主应力方位定向射孔。
(2)针对裂缝导致岩石抗压强度下降、集流表皮问题，首先承认裂缝是把双刃剑，既是易出砂区，也是高渗流通道，但通过各种手段的综合作用，可尽量避免这种矛盾。打开裂缝密集层段，比如前期迪那2气藏射孔层段主要以测井解释的气层、差气层为目标，未考虑裂缝发育密集程度，后期大修时重新补充射孔裂缝密集层段，并取得效果；增大穿深、孔密并优化射孔方位等射孔参数，射孔时井底压力越大，射孔层段岩石抗压强度越高，对应射孔穿深会越小，迪那2气田最大穿深1 656 mm、最小穿深84.6 mm(见表3)；开展清洁完井等钻完井优化。以上手段的综合作用，可提高单个孔眼连通的裂缝网络系统以及孔眼的有效性，实现主力产出层厚度的增加，达到不降产量低压差生产目的。
表 3 迪那2气田部分单井射孔参数
Table 3. Perforation parameter of some single wells in Dina 2 Gasfield
井号 枪外径/
mm弹型 孔径/
mm穿深/
mm孔密/
(孔 · m−1)DN2-1 127 大1米 12.8 1 080 16 DN2-10 89 超二代 10.1 84.6 16 DN2-11 89 欧文 10.0 1 121 16 DN2-11 127 欧文 10.0 1 593 16 DN2-14 127 1米 12.0 1 000 16 DN2-25 119 PJO4505 10.9 1 656 16 DN2-25 127 欧文弹 10.7 1 593 16 DN2-27 127 一米弹 9.8 1 080 16 DN2-28 127 大1米弹 12.3 1 050 16 DN2-28 127 大1米弹 12.3 1 050 16 DN2-B2 127 欧文 10.7 1 593 16 (3)针对污染、集流、应力敏感等引起的附加表皮因数和酸化岩石强度破坏问题，通过清洁完井工艺减少储层伤害后，根据单井情况可不考虑酸化。此外，还可开展井位优化、陶瓷防砂[22-24]等意向性防治研究。
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(1)迪那2气田基质岩石抗压强度整体很高，单纯的基质强度问题很难引起目前的出砂现状。
(2)选用Hoek-Brown强度准则对迪那岩体进行破坏判断，迪那临界抗压强度均值为49 MPa。抛开配产的影响，在3种岩石抗压强度薄弱区和3种有效上覆压力高值区的综合作用下，部分岩石的抗压强度可低于49 MPa，达到破坏条件，促使迪那出砂。其中主要因素为射孔、酸化强度薄弱带和断层、裂缝强度薄弱带，次要因素为砾岩和含砾岩强度薄弱带以及污染、集流、应力敏感等附加表皮导致的有效上覆压力增加。
(3)通过优化射孔层段和射孔方位、加大孔密和穿深、采用清洁完井工艺等方式可防治部分出砂，提高单个孔眼连通的裂缝网络系统以及孔眼的有效性，实现主力产出层厚度的增加，达到不降产量、低生产压差生产目的。
Influence factors and control of sand production in high-pressure fractured tight sandstone gas reservoirs: A case study on Dina 2 gas reservoir in the Tarim Basin
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摘要: 迪那2气藏为高压裂缝性致密砂岩凝析气藏，采用衰竭式开发。单井普遍、持续出砂，堵塞井筒，严重影响气田正常生产。根据经验出砂指标判断基质出砂可能性小，单纯的基质因素很难造成当前的出砂现状。结合迪那地质条件、实际开发情况，从岩石力学角度出发，寻找岩石抗压强度相对薄弱区和有效上覆压力相对高值区，获取出砂影响因素。结果表明：导致岩石抗压强度降低的主要原因有砾岩和含砾岩层抗压强度薄弱带，断层、裂缝抗压强度薄弱带，射孔、酸化抗压强度薄弱带；导致有效上覆压力增加的主要原因为地层压力下降引起的有效上覆压力整体上升，越靠近射孔底部岩石受到的有效上覆压力越大，污染、集流、应力敏感等引起的附加表皮加大生产压差，生产压差越大，近井带受到的有效上覆压力越大。通过Hoek-Brown强度准则判断部分岩石在以上因素综合影响下可达到破坏条件。通过以上认识，提出防治措施，如优化射孔层段和射孔方位、加大孔密和穿深、采用清洁完井工艺，指出防治方向如井位优化、陶瓷防砂等。Abstract: Dina 2 gas reservoir is a high-pressure fractured tight sandstone condensate gas reservoir, which is developed in the depletion mode. Continuous sand production is common in individual wells, which blocks wellbores and has severe impact on the normal production of the gas field. It is judged from the empirical sand production indicators that the possibility of sand production from matrix is low, and the current situation of sand production can be hardly resulted from the single factor of matrix. In this paper, the zones with lower rock compressive strength or higher effective overburden pressure were searched for from the point of rock mechanics, combined with the geological conditions and actual development situations in Dina. And accordingly, the factors influencing sand production were determined. It is indicated that the reduction of rock compressive strength is mainly caused by the low strength zones of conglomerate and conglomerate bearing layers, the weak zones of fault and fracture strength and the weak zones of perforation and acidification strength. The main reason for the increase of effective overburden pressure is the reduction of formation pressure. The closer it is to the bottom of perforation, the higher the effective overburden pressure of the rock is. The additional skin induced by contamination, afflux and stress sensitivity leads to the increase of production pressure difference. The larger the production pressure difference, the higher the effective overburden pressure near the wellbore is. It is discriminated according to Hoek-Brown strength criterion that some rocks can reach the breaking conditions under the joint effect of above factors. Finally, based on the cognitions, some sand control measures were proposed, such as optimizing perforation interval and orientation, increasing perforation density and penetration depth and adopting clean well completion technology. In addition, the sand control directions were pointed out, e.g. well location optimization and ceramic sand control.
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表 1 迪那2气田三轴岩心实验结果
Table 1. Triaxial core test result of Dina 2 Gasfield
层位 井号 抗压强度/MPa 抗剪强度/MPa 抗拉强度/MPa 最小值 最大值 平均值 最小值 最大值 平均值 最小值 最大值 平均值 N1j DN22 140 432 218 6.8 52.0 14.0 11.7 36.0 18.0 DN201 136 338 248 6.6 33.7 18.6 11.3 28.2 20.7 DN202 123 432 237 7.3 33.0 17.2 10.3 36.0 19.8 E2-3s1-3 DN22 116 455 229 3.8 37.2 15.2 9.7 38.0 19.0 DN201 156 374 260 6.9 38.6 18.9 13.0 31.0 21.7 DN202 151 519 269 8.0 40.0 20.5 12.5 43.2 22.5 E1-2km2 DN22 159 466 256 7.6 41.3 18.5 13.3 38.8 21.3 DN201 189 393 311 10.7 34.3 24.4 15.8 32.7 26.0 DN202 153 584 263 9.0 61.5 19.6 12.8 48.7 22.0 
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表 2 类似区块基质、充填、半充填单轴岩心力学实验结果
Table 2. Uniaxial mechanical test results of matrix, filled and semi-filled cores from similar blocks
岩心类型 深度/m 弹性模量/GPa 抗压强度/MPa 基质砂岩岩心 6 741.77 43.28 217.72 6 744.80 34.75 205.52 6 721.73 27.72 199.98 6 695.00 34.72 185.60 全充填砂岩岩心 26.89 98.33 21.87 94.89 19.16 79.76 31.84 108.91 半充填砂岩岩心 23.97 114.76 26.06 66.56
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表 3 迪那2气田部分单井射孔参数
Table 3. Perforation parameter of some single wells in Dina 2 Gasfield
井号 枪外径/
mm弹型 孔径/
mm穿深/
mm孔密/
(孔 · m−1)DN2-1 127 大1米 12.8 1 080 16 DN2-10 89 超二代 10.1 84.6 16 DN2-11 89 欧文 10.0 1 121 16 DN2-11 127 欧文 10.0 1 593 16 DN2-14 127 1米 12.0 1 000 16 DN2-25 119 PJO4505 10.9 1 656 16 DN2-25 127 欧文弹 10.7 1 593 16 DN2-27 127 一米弹 9.8 1 080 16 DN2-28 127 大1米弹 12.3 1 050 16 DN2-28 127 大1米弹 12.3 1 050 16 DN2-B2 127 欧文 10.7 1 593 16
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