旅大5_2油田合理生产压差确定
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旅大 5-2 油田东营组原油具有“三高两低”（密度 高、粘度高、胶质沥青含量高，含蜡量低、凝固点低）的 特点，属于常规稠油—重质稠油。
旅大 5-2 油田采用两套开发层系、350 m 井距、 反九点法面积井网注水开发，油井以定向井为主，完 井方式主要为“套管+优质筛管”简易防砂，采取电潜 泵机械采油。
康 凯，等：旅大 5-2 油田合理生产压差确定
·171·
根据 Mohr-Coulomb 准则，得到油井不出砂最小
井底压力[4]，即临界井底流压 pwcr 为
pwcr=［［（2σ1z-o μ2d
+（1-2 μd）βpe］sinθ（/ 1- μd）+2C cosθ μd）（/ 1- μd）］β-2+［sinθ（/ 1- μd）］β
参考文献：
［1］ 梁 丹，曾祥林，房茂军. 适度出砂技术在海上稠油油田 的应用研究［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2009， 31（3）：99-102.
［2］ 王勤田，越彦超，杨 晶，等. 油井出砂临界井底流压计算 模型及应用［J］. 江汉石油学院学报，2002，24（2）：75-76.
［3］ 李天太，张 益，张宁生，等. 地层力学特性参数求解及其 在苏里格地区的应用［J］. 西安石油大学学报（自然科学 版），2005，20（5）：22-24.
>3.8
3.5
AX26 东二下段 <3.7
>3.7
3.5
东二上段出砂井较多，生产压差小于 2.3 MPa 时 油井生产稳定，大于此值时出砂状况明显增多。东二 下段储层胶结程度好于东二上段，当油井生产压差小 于 3.5 MPa 时生产稳定，大于此值时出砂现象显现。
4 合理生产压差确定
油井合理压差确定原则为：地层压力大于饱和压 力，近井区域脱气不明显；地层平均压力水平较高，储 集层不发生不可逆塑性形变；合理生产压差低于临界 生产压差；该压差范围内，油井产量稳定，可实现一定 的采油速度。旅大 5-2 油田岩石力学、地饱压差、油井 实际生产压差计算结果见表 3.
摘 要：旅大 5-2 油田生产层为疏松砂岩，胶结性差、流体携砂能力强，易出砂。科学确定生产压差，实施油井精细化
管理，对于确保油井稳产，实现油田产能最大化意义重大。使用岩石力学方法确定旅大 5-2 油田出砂临界生产压差，
结合油藏地饱压差及油井实际生产状况研究结果，提出了旅大 5-2 油田油井合理生产压差界限。
本文通过岩石力学理论计算、油藏地饱压差研 究，结合油井实际生产状况，提出了旅大 5-2 油田油 井合理生产压差界限。
1 油田概况
旅大 5-2 油田位于渤海海域，主要目的层为东营 组东二段，为湖相三角洲前缘沉积，油藏埋深浅，储集 层胶结疏松。
东二段储集层物性较好，具有高孔，中、高渗的特 征。以粗-中粒长石岩屑砂岩为主，泥质含量较低，一般 小于 2%，颗粒分选好，粒间孔十分发育，孔隙度28%～ 36%，渗透率 100×10-3～5 000×10-3 μm2 .
最小出砂
稳定生产 产量快速下降、出砂 生产压差
AX4 东二上段 <2.5
>2.5
2.3
AX8 东二上段 <3.0
>3.0
2.3
AX10 东二上段 <2.4
>2.4
2.3
AX12 东二上段 <2.3
>2.3
2.3
AX20 东二下段 <3.5
>3.5
3.5
AX22 东二下段 <3.6
>3.6
3.5
AX24 东二下段 <3.8
有利的，生产过程中需要提防的是岩石骨架出砂[1]。一
旦岩石骨架出砂，就可能导致地层坍塌、油井报废。预
测出砂临界生产压差，是制定油井工作制度、实施精
细化管理的关键。
Mohr-Coulomb 准则认为：当岩石破裂面上的剪
切应力 τ 等于岩石材料本身的抗剪强度与作用于该
破裂面上的正应力 σ 引起的内摩擦阻力 σtgθ 之和
12.82 12.98 13.56 13.10 13.12 13.64 13.51 13.68 14.02 14.07
10.42 10.61 11.30 10.76 10.78 11.40 11.25 11.44 11.85 11.91
2.40 定向井 2.37 定向井 2.26 定向井 2.34 定向井 2.34 定向井 2.24 定向井 2.26 定向井 2.23 定向井 2.17 定向井 2.16 定向井
第 32 卷 第 2 期 2011 年 4 月
新新 疆疆 石石 油油 地地 质质 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGY
Vol． 3220，1N1o．年2 Apr． 2011
旅大 5-2 油田合理生产压差确定
康 凯，冯 敏，李彦来，李其正，苏彦春，张彩旗
（中海石油 天津分公司，天津 300452）
东二上段地饱压差大于东二下段。东二上段高部 位地饱压差 3.3 MPa，边部 9.2 MPa. 东二下段高部位 地饱压差 0.6 MPa 左右，油藏中部在 1.1～1.7 MPa；油 藏边部为 3.5 MPa 左右（表 2）。
表 2 旅大 5-2 油田部分油井出砂生产压差统计 MPa
井号
层位
生产压差
22.25°，β 取 0.95，vp 为 2 258 m/s，计算结果见表 1.
表 1 旅大 5-2 油田部分油井临界生产压差 MPa
井号
层位
油藏地 层压力
临界井 底流压
临界生 产压差
井类型
AX1 AX3 AX4 AX5 AX7 AX9 AX10 AX13 AX14 AX16
东二上段 东二上段 东二上段 东二上段 东二上段 东二上段 东二上段 东二上段 东二上段 东二上段
2 临界生产压差计算
一般来说，油气储集层岩石在地应力及流体流动 力的作用下产生剪切破坏或拉伸破坏时就会造成出 砂。
从力学角度，分析油层出砂有两个机理，即剪切 破坏机理和拉伸破坏机理。前者是井眼周围应力作用
的结果，与过低的地层压力和过大的生产压差有关；
后者则是开采过程中流体作用于地层颗粒上的拖曳
力所致，与过高的采油速度或过大的流体速度有关。
应力 σ
图 1 Mohr-Coulomb 岩石破坏准则示意
收稿日期：2010－08-09
修订日期：2010－11-18
作者简介：康 凯（1978-），男，黑龙江桦川人，硕士，油气田开发，（Tel）022-25801157（E-mail）kangkai@.
第 32 卷 第 2 期
3.17 定向井 3.04 定向井 3.10 定向井 3.20 定向井 3.02 定向井 3.10 定向井 3.03 水平井
旅大 5-2 油田临界生产压差在 2.16～3.20 MPa， 其中东二上段为 2.16～2.40 MPa，东二下段为 3.02～ 3.20 MPa.东二上段临界生产压差相对较小，这与其油 藏埋深浅、胶结程度差、岩石疏松有关。
各层位临界生产压差计算结果与油井实际出砂 生产压差基本一致，说明岩石力学方法计算结果准确
·172·
新疆石油地质
2011 年
表 3 旅大 5-2 油田合理生产压差分析
MPa
区域 部位
层位
地饱压差
临界出砂 压差
区块最小出砂 生产压差
合理生产 压差
高部位 东二上段 3.3
2.2~2.4
2.3
<2.2
边部 东二上段 9.2
2.2~2.4
2.3
<2.2
高部位 东二下段 0.6
3.0~3.2
3.5
<3.0
油藏中部 东二下段 1.1~1.7 3.0~3.2
3.5
<3.0
边部 东二下段 3.5
3.0~3.2
3.5
<3.0
性较高。根据合理压差选择原则，推荐旅大 5-2 油田 油井合理压差：东二上段油井合理生产压差为 2.2 MPa； 东二下段合理生产压差在 3.0 MPa 以内。东二下段高 部位气顶区域地饱压差小，为防止气窜出砂，油井生 产初期需要严格控制生产压差，后期逐步放大，最终 建议不超过 3.0 MPa. 该项研究成果已应用于旅大 5-2 油田调整方案中，取得较好效果，调整井生产压差严 格控制，无出砂现象。
疏松砂岩油藏出砂一般分为两种情况：一是充填
砂（游离砂）出砂；二是骨架出砂，岩石所受剪切应力
超过其固有抗剪切强度时，发生剪切破坏，产生破裂
面，当流体作用于破裂面上使岩石颗粒的拖曳力超过
岩石内聚力时，砂粒被携带采出，导致岩石骨架出砂。
实践证明，地层充填砂（游离砂）适度出砂可疏通
地层孔隙喉道、提高原油流动能力，对于油井生产是
临界压差计算结果表明，东二上段生产压差大于 2.16 MPa 时，地层存在出砂的可能，生产压差大于 2.40 MPa 之后，则可能出现大范围的地层出砂。东二 下段情况与之类似，只是压差界限不同而已。
对油田实际生产压差接近或超过临界生产压差 的油井，需加强生产监测，及时调整，预防地层出砂。
进行不同地层压力、泥质含量、砂岩密度等参数 敏感性分析后认为，旅大 5-2 油田油井临界生产压差 随地层压力的下降而减少（图 2），这是由于地层压力 的下降，导致岩石骨架颗粒承受更大的上覆岩层压缩 应力，使油藏更易出砂之故。
（3）选择合理生产压差是确保油井正常生产的关
键，这对于疏松砂岩稠油油藏来说尤为重要。
符号注释
C— ——地层内聚力，MPa； pcr — ——临界生产压差，MPa； pe — ——油藏外边界处压力，MPa； pwcr — ——临界井底流压，MPa； Vc— ——泥质含量，%； vp— ——纵波速度，m/s； τ — ——剪切应力，MPa； μd— ——动态泊松比，一般取小于 0.25 的值； ρb — ——砂岩密度，g/cm3； σzo — ——上覆岩层压力，MPa； θ— ——地层内摩擦角，（°）； β— ——孔隙弹性介质 Biot 常数。
旅大 5-2 油田采用两套开发层系、350 m 井距、 反九点法面积井网注水开发，油井以定向井为主，完 井方式主要为“套管+优质筛管”简易防砂，采取电潜 泵机械采油。
康 凯，等：旅大 5-2 油田合理生产压差确定
·171·
根据 Mohr-Coulomb 准则，得到油井不出砂最小
井底压力[4]，即临界井底流压 pwcr 为
pwcr=［［（2σ1z-o μ2d
+（1-2 μd）βpe］sinθ（/ 1- μd）+2C cosθ μd）（/ 1- μd）］β-2+［sinθ（/ 1- μd）］β
参考文献：
［1］ 梁 丹，曾祥林，房茂军. 适度出砂技术在海上稠油油田 的应用研究［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2009， 31（3）：99-102.
［2］ 王勤田，越彦超，杨 晶，等. 油井出砂临界井底流压计算 模型及应用［J］. 江汉石油学院学报，2002，24（2）：75-76.
［3］ 李天太，张 益，张宁生，等. 地层力学特性参数求解及其 在苏里格地区的应用［J］. 西安石油大学学报（自然科学 版），2005，20（5）：22-24.
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AX26 东二下段 <3.7
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东二上段出砂井较多，生产压差小于 2.3 MPa 时 油井生产稳定，大于此值时出砂状况明显增多。东二 下段储层胶结程度好于东二上段，当油井生产压差小 于 3.5 MPa 时生产稳定，大于此值时出砂现象显现。
4 合理生产压差确定
油井合理压差确定原则为：地层压力大于饱和压 力，近井区域脱气不明显；地层平均压力水平较高，储 集层不发生不可逆塑性形变；合理生产压差低于临界 生产压差；该压差范围内，油井产量稳定，可实现一定 的采油速度。旅大 5-2 油田岩石力学、地饱压差、油井 实际生产压差计算结果见表 3.
摘 要：旅大 5-2 油田生产层为疏松砂岩，胶结性差、流体携砂能力强，易出砂。科学确定生产压差，实施油井精细化
管理，对于确保油井稳产，实现油田产能最大化意义重大。使用岩石力学方法确定旅大 5-2 油田出砂临界生产压差，
结合油藏地饱压差及油井实际生产状况研究结果，提出了旅大 5-2 油田油井合理生产压差界限。
本文通过岩石力学理论计算、油藏地饱压差研 究，结合油井实际生产状况，提出了旅大 5-2 油田油 井合理生产压差界限。
1 油田概况
旅大 5-2 油田位于渤海海域，主要目的层为东营 组东二段，为湖相三角洲前缘沉积，油藏埋深浅，储集 层胶结疏松。
东二段储集层物性较好，具有高孔，中、高渗的特 征。以粗-中粒长石岩屑砂岩为主，泥质含量较低，一般 小于 2%，颗粒分选好，粒间孔十分发育，孔隙度28%～ 36%，渗透率 100×10-3～5 000×10-3 μm2 .
最小出砂
稳定生产 产量快速下降、出砂 生产压差
AX4 东二上段 <2.5
>2.5
2.3
AX8 东二上段 <3.0
>3.0
2.3
AX10 东二上段 <2.4
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AX12 东二上段 <2.3
>2.3
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AX20 东二下段 <3.5
>3.5
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AX22 东二下段 <3.6
>3.6
3.5
AX24 东二下段 <3.8
有利的，生产过程中需要提防的是岩石骨架出砂[1]。一
旦岩石骨架出砂，就可能导致地层坍塌、油井报废。预
测出砂临界生产压差，是制定油井工作制度、实施精
细化管理的关键。
Mohr-Coulomb 准则认为：当岩石破裂面上的剪
切应力 τ 等于岩石材料本身的抗剪强度与作用于该
破裂面上的正应力 σ 引起的内摩擦阻力 σtgθ 之和
12.82 12.98 13.56 13.10 13.12 13.64 13.51 13.68 14.02 14.07
10.42 10.61 11.30 10.76 10.78 11.40 11.25 11.44 11.85 11.91
2.40 定向井 2.37 定向井 2.26 定向井 2.34 定向井 2.34 定向井 2.24 定向井 2.26 定向井 2.23 定向井 2.17 定向井 2.16 定向井
第 32 卷 第 2 期 2011 年 4 月
新新 疆疆 石石 油油 地地 质质 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGY
Vol． 3220，1N1o．年2 Apr． 2011
旅大 5-2 油田合理生产压差确定
康 凯，冯 敏，李彦来，李其正，苏彦春，张彩旗
（中海石油 天津分公司，天津 300452）
东二上段地饱压差大于东二下段。东二上段高部 位地饱压差 3.3 MPa，边部 9.2 MPa. 东二下段高部位 地饱压差 0.6 MPa 左右，油藏中部在 1.1～1.7 MPa；油 藏边部为 3.5 MPa 左右（表 2）。
表 2 旅大 5-2 油田部分油井出砂生产压差统计 MPa
井号
层位
生产压差
22.25°，β 取 0.95，vp 为 2 258 m/s，计算结果见表 1.
表 1 旅大 5-2 油田部分油井临界生产压差 MPa
井号
层位
油藏地 层压力
临界井 底流压
临界生 产压差
井类型
AX1 AX3 AX4 AX5 AX7 AX9 AX10 AX13 AX14 AX16
东二上段 东二上段 东二上段 东二上段 东二上段 东二上段 东二上段 东二上段 东二上段 东二上段
2 临界生产压差计算
一般来说，油气储集层岩石在地应力及流体流动 力的作用下产生剪切破坏或拉伸破坏时就会造成出 砂。
从力学角度，分析油层出砂有两个机理，即剪切 破坏机理和拉伸破坏机理。前者是井眼周围应力作用
的结果，与过低的地层压力和过大的生产压差有关；
后者则是开采过程中流体作用于地层颗粒上的拖曳
力所致，与过高的采油速度或过大的流体速度有关。
应力 σ
图 1 Mohr-Coulomb 岩石破坏准则示意
收稿日期：2010－08-09
修订日期：2010－11-18
作者简介：康 凯（1978-），男，黑龙江桦川人，硕士，油气田开发，（Tel）022-25801157（E-mail）kangkai@.
第 32 卷 第 2 期
3.17 定向井 3.04 定向井 3.10 定向井 3.20 定向井 3.02 定向井 3.10 定向井 3.03 水平井
旅大 5-2 油田临界生产压差在 2.16～3.20 MPa， 其中东二上段为 2.16～2.40 MPa，东二下段为 3.02～ 3.20 MPa.东二上段临界生产压差相对较小，这与其油 藏埋深浅、胶结程度差、岩石疏松有关。
各层位临界生产压差计算结果与油井实际出砂 生产压差基本一致，说明岩石力学方法计算结果准确
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新疆石油地质
2011 年
表 3 旅大 5-2 油田合理生产压差分析
MPa
区域 部位
层位
地饱压差
临界出砂 压差
区块最小出砂 生产压差
合理生产 压差
高部位 东二上段 3.3
2.2~2.4
2.3
<2.2
边部 东二上段 9.2
2.2~2.4
2.3
<2.2
高部位 东二下段 0.6
3.0~3.2
3.5
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油藏中部 东二下段 1.1~1.7 3.0~3.2
3.5
<3.0
边部 东二下段 3.5
3.0~3.2
3.5
<3.0
性较高。根据合理压差选择原则，推荐旅大 5-2 油田 油井合理压差：东二上段油井合理生产压差为 2.2 MPa； 东二下段合理生产压差在 3.0 MPa 以内。东二下段高 部位气顶区域地饱压差小，为防止气窜出砂，油井生 产初期需要严格控制生产压差，后期逐步放大，最终 建议不超过 3.0 MPa. 该项研究成果已应用于旅大 5-2 油田调整方案中，取得较好效果，调整井生产压差严 格控制，无出砂现象。
疏松砂岩油藏出砂一般分为两种情况：一是充填
砂（游离砂）出砂；二是骨架出砂，岩石所受剪切应力
超过其固有抗剪切强度时，发生剪切破坏，产生破裂
面，当流体作用于破裂面上使岩石颗粒的拖曳力超过
岩石内聚力时，砂粒被携带采出，导致岩石骨架出砂。
实践证明，地层充填砂（游离砂）适度出砂可疏通
地层孔隙喉道、提高原油流动能力，对于油井生产是
临界压差计算结果表明，东二上段生产压差大于 2.16 MPa 时，地层存在出砂的可能，生产压差大于 2.40 MPa 之后，则可能出现大范围的地层出砂。东二 下段情况与之类似，只是压差界限不同而已。
对油田实际生产压差接近或超过临界生产压差 的油井，需加强生产监测，及时调整，预防地层出砂。
进行不同地层压力、泥质含量、砂岩密度等参数 敏感性分析后认为，旅大 5-2 油田油井临界生产压差 随地层压力的下降而减少（图 2），这是由于地层压力 的下降，导致岩石骨架颗粒承受更大的上覆岩层压缩 应力，使油藏更易出砂之故。
（3）选择合理生产压差是确保油井正常生产的关
键，这对于疏松砂岩稠油油藏来说尤为重要。
符号注释
C— ——地层内聚力，MPa； pcr — ——临界生产压差，MPa； pe — ——油藏外边界处压力，MPa； pwcr — ——临界井底流压，MPa； Vc— ——泥质含量，%； vp— ——纵波速度，m/s； τ — ——剪切应力，MPa； μd— ——动态泊松比，一般取小于 0.25 的值； ρb — ——砂岩密度，g/cm3； σzo — ——上覆岩层压力，MPa； θ— ——地层内摩擦角，（°）； β— ——孔隙弹性介质 Biot 常数。
