②斯伦贝谢比法
斯伦贝谢比法也是在合理生压差条件下，对油井出砂进行预测。
计算公式为：
D（1-2μ）（1+μ）ρr
R=-----------------×（-------）2
（1-μ）2Δt2
D——常数，1.65×1017；
μ——泊松比；
当R大时，表示岩石强度大，稳定性好，不会出砂；反之，则易出砂，对于一般砂岩R大于37.1×106时，一般不会出砂。
③声波时差法
近年来，常用声波时差Δt来预测储层出砂，当Δt>295μs/m,油层有可能出砂,现场经验对油层出砂时声波时差临界值定为295～395μs/m.鲁克沁雁目西油田储层声波时差340～370μs/m，,储层存出砂的可能性。
根据储层出砂预测，结合试采井生产动态，认为鲁克沁稠油井和雁目西油田生产过程中将会出砂。
特别是大压差生产时，将会造成油井出砂。
三、压裂防砂技术原理及特点
压裂防砂技术是九十年代迅速发展起来的一种复合防砂技术。
对胶结疏松的高渗透油（气）层既进行水力压裂，又进行砾石充填，将二者的优势有机地结合，这是近年防砂工艺的最重要的进展——突破了原来疏松砂岩地层不能进行压裂的禁区。
它改变了传统的防砂技术无法增产的观念。
由于压裂产生了高导流能力的裂缝，既能消除近井地层损害，又能大大改善地层深部渗流条件同时，支撑剂（砾石）的充填又保留了了原有砾石充填防砂有效性的特点，使油（气）井在实施压裂充填防砂后，不仅控制了出砂，而且还获得显著增产。
压裂充填防砂的基本原理是在井底形成短而宽的高导流能力裂缝，降低流动阻力，增加产能；在井底形成双线性流模式，降低流体的流速和携砂能力，以减缓出砂；裂缝内砾石支撑带形成具有多级分选过滤功能的人工井壁，起到挡砂滤砂作用，从而达到防砂目的。
压裂充填的目的是得到短而宽的高导流能力的支撑裂缝，既防砂又增产，达到这一目的的关键技术是端部脱砂（TSO）。
主要技术原理如下：
（1）压后地层流体流动特征发生改变
压裂前，均质地层流体进入井筒的流动为径向流；压裂后地层流体的流动为两种模式，先是地层内部向裂缝面流动的线性流，然后是流体沿裂缝直接进入井筒，形成双线性流模式。
（2）水力裂缝可以避免和缓解岩石的破坏
具有极高导流能力的压裂裂缝将地层流体由原来的径向流转变成双线性流，在一定程度上降低了生产压差和大幅度降低流动压力梯度。
从而缓解或避免岩石骨架的破环，也就缓解了出砂趋势和程度。
（3）裂缝可以降低流动冲刷携带砂粒的能力
流体对颗粒的冲刷与携带能力主要取决于其流速，流速越大，对地层的冲刷作用越厉害，出砂就越严重。
由裂缝而产生的双线性流模式及巨大的裂缝表面积可以发挥良好的分流作用，使压后流速大幅降低，从而降低了对地层微粒的冲刷和携带作用，大大减轻出砂程度。
表2中数据清楚说明了这一点。
表2存在裂缝时地层流体流速对比
V/Vr
Q/Qr=1
Q/Qr=2
Q/Qr=3
Lf=30m
Lf=50m
Lf=30m
Lf=50m
Lf=30m
Lf=50m
r=0.1
0.0052
0.0031
0.0104
0.0062
0.0156
0.0093
r=1.0
0.052
0.031
0.104
0.062
0.156
0.093
r=5.0
0.26
0.155
0.52
0.31
0.78
0.465
（4）裂缝内充填的砾石对地层砂粒有阻挡作用
作用原理与常规的砾石充填类似，裂缝内充填的砾石对地层砂粒有阻挡作用。
有时可以使用树脂复膜砂作为支撑剂或以复膜砂在井底缝口段封口，以提高对地层砂的阻挡能力。
四、国内外技术状况
国外哥伦比亚采用石英砂脱砂压裂，加砂量11t，用液量32m3，压后采油指数由10提高到15，压后正常生产没有出砂。
阿拉斯加海上McArthur油田Hemlock油藏，岩性弱胶结砂岩，渗透率1--400×10-3mm2，孔隙度5--15%，生产过程中出砂。
压裂前置液60.3m3,携砂液59m3,支撑剂20t,加砂浓度31t/m3,最大填砂浓度9.76kg/m2,增产0.9倍，年递减由12.5t/d/a将到3t/d/a。
防砂效果也较好。
大港港西油田在97年至98年，施工70余次，有效率81.4%，措施后油井平均增产1-2倍，生产不出砂，有效期达500天。
胜利油田脱砂压裂在注汽采稠油G17块进行5口井施工，平均加砂11.52m3,总液量39.3m3,平均砂比46.8%，综合砂比33.8%。
涂层支撑剂压裂防砂主要适用于地层极疏松，出砂严重，出现空洞的地层，主要优点是能够增加井的产量，而且防止地层出砂，防砂有效期长。
由于涂层支撑剂较贵，一般采取最后高砂比尾追涂层支撑剂封口技术。
辽河油田稠油蒸汽吞吐井高3-6-0222井，储层岩性为砂砾岩，胶结较疏松，空气渗透率0.5μm2，平均孔隙度12.7%。
压后返排及生产过程中，无支撑剂返排现象，也无地层出砂现象发生，生产一直正常，截止1997.7.2，未进行任何冲砂或检泵作业，树脂涂层砂封口能够起到人工井壁作用，压后增产明显（表3）。
表3辽河油田高3-6-0222井压裂施工情况表
压裂井段,m
1687.41745.0
施工日期
1996.12.5
厚度m/层数
54.6/2
排量m3/min
3.8
压裂液
名称
HPG
支撑剂
兰州砂26m3
用量
137.2
树脂砂3m3
压前产量m3/d
产液1.2
压后产量m3/d
产液12.7
产油0.5
产油6.8
五、压裂防砂工艺技术研究
（一）、压裂防砂技术的选井条件
根据现场施工经验，选择进行压裂防砂作业对象是：
1、井筒明显受污染的油藏，以往采取增产措施效果不佳，水力裂缝能绕过污染带而有效地把井眼与油层连通起来。
2、胶结不良的油气层可能出现微粒运移或出砂问题，水力裂缝可以形成高渗透性渗流区，降低井眼流速，以减轻微粒运移或出砂，从而获得更多产量。
3、多层的砂/泥岩层系中，仅利用炮眼把砂岩透镜体与井筒连通起来是有限的，而水力裂缝可以形成有效地垂向连通。
4、地层在近井地带没有跨塌，有开缝条件的井。
（二）、控制缝高压裂工艺技术研究
在水力压裂过程中，控制支撑裂缝在产层内是非常重要的。
当产层较薄或隔层为弱应力层时，压开的裂缝将会超出产层较多，造成水平方向上延伸达不到设计要求，而且，当邻层为水层时，不但起不到增产作用，还会引起暴性水淹，造成后期封水困难。
因此，必须采用控制缝高技术。
控制缝高技术一般采用控制射孔位置，降低排量和压裂液粘度以及支撑剂加量来防止缝高延伸，但由于地应力的变化，有时仍不能有效控制缝高延伸。
目前，国内利用转向剂控制缝高技术已经比较成熟。
1、基本原理：
该技术是利用沉式转向剂形成人工隔层达到抑制裂缝向下延伸。
转向剂在加砂压裂前通过携带液注入，然后下沉聚集在产生的裂缝低部，形成一个压实的低渗区。
2、工艺过程：
（1）预前置液造缝；
（2）采用携带液（一般为活性水）携带转向剂制造人工隔层；
（3）注入中顶液（一般为活性水）将携带液顶进裂缝；
（4）关井1015min；使转向剂进入新生裂缝垂向尖端，均匀分布和沉降，形成遮挡层。
（5）然后，开始正式加砂压裂。
3、沉式转向剂评价：
沉式转向剂由粉砂、玻璃球等固体粉细颗粒组成。
粒度一般0.1350.45mm，颗粒密度2.5g/cm3以上。
筛选的XCJ沉式转向剂评价结果如表4。
粒径分布达到标准要求，≤0.125mm占93.5%，颗粒密度2.76g/cm3，下沉率98.37%。
通过阻流试验，对比了玻璃球、粉砂及XCJ沉式转向剂的阻流效果，同在1cm堆积厚度下，分别为67.43%、94.10%和96.85%。
因此，最后选择了XCJ沉式转向剂。
表4XCJ沉式转向剂评价结果
检验项目
标准要求值
实际测定值
修约值
单项结论
外观
松散颗粒
松散颗粒
合格
水分，%
≤2
1.847
1.85
合格
粒径
分布
%
≥0.224mm
2.4～4
3.457
3.46
合格
0.224～0.15mm
2.4～4
2.984
2.98
合格
≤0.125mm
92～95
93.558
93.56
合格
密度，g/cm3
2.5～2.8
2.758
2.76
合格
下沉率，%
≥95
98.372
98.37
合格
4、对导流能力影响：
采用低密度陶粒，粒径0.45～0.9mm，体积密度1.55g/cm3，支撑剂铺置浓度5kg/m2，XCJ混合加量为10%。
试验结果如表5，可以看出，该转向剂在闭合压力10～40MPa下对裂缝导流能力影响为43.6～57.3%。
由于施工时主要沉降在近裂缝的裂缝底部，因此，其对裂缝导流能力远小于试验结果。
该试验结果可反映出其分流能力较强，即形成的人工隔层性能很好。
表5XCJ沉式转向剂对导流能力影响试验
闭合压力MPa
导流能力μm2.cm
渗透率μm2
导流能力降低率%
渗透率降低率%
陶粒
陶粒10%XCJ
陶粒
陶粒10%XCJ
10
202
114
631
345
43.6
45.3
20
140
64
449
198
54.3
55.9
30
99
46
322
147
53.5
54.3
40
68
29
229
97
57.3
57.6
50
45
18
155
62
60
60
5、应用效果：
玉1井已射3328.4—3365.6m，上部隔层厚，遮挡能力强，裂缝受到严格控制，但下部隔层距含油水层仅有4m，不易控制裂缝向下延伸。
因此，要防止压窜下部水层。
运用沉式转向剂控制裂缝向下延伸技术取得显著效果，裂缝高度得到了有效控制，并取得良好的压裂效果。
（三）、高砂比压裂工艺技术研究
通过高砂比（近似端部脱砂）压裂，尽可能提高裂缝导流能力。
极大的提高压后产量。
高砂比压裂具有以下优点：
①整条压裂缝填充更多的支撑剂；②压碎的支撑少，对由细粒造成导流能力下降的抵抗力强；③可形成桥塞而抑制裂缝向上、向下延伸，达到控制缝高的目的；④裂缝初期及稳态导流能力更高；⑤初期增产量更大，稳定生产期更长。
主要通过以下措施，实现高砂比压裂，保证压后无因次裂缝导流能力达到10以上。
①针对目前应用的GRJ-B压裂液进行配方调整，采用胶囊破胶剂来保持粘度和减少裂缝伤害。
②在压裂工艺上，设计1--2个低砂比加砂段塞，以减弱近井筒裂缝弯曲及降低孔眼摩阻；砂后期尾追60%--70%支撑剂，以提高砂比；③应用三维压裂优化设计技术，根据储层实际情况，进行裂缝规模优化，在裂缝规模优化的基础上，进行单井压裂优化设计，克服了以前人为定缝高的弊端。
（四）、施工参数优化设计
1、压裂裂缝规模优化
影向压裂效果的主要因素是支撑缝长和裂缝导流能力。
利用压裂优化数值模拟技术对吐玉克和雁目西油藏油井压裂规模进行优化。
模拟计算储层厚度20m，在裂缝导流能力一定（60d.cm），不同渗透率条件下，裂缝长度与压后产量关系可知（图1），在有效渗透率在20-60md条件下，缝长在60m以内，压后日增油量随支撑缝长的增加而增加，但增加趋势逐渐变缓，当支撑缝长超过60m以后，压后日增油量随支撑缝长的增加幅度很小。
确定优化支撑缝长为50-60m。
2、导流能力：
Fcd’=KwWf/（KeXf）³5—10
模拟计算储层厚度20m，在支撑缝长一定（60m），不同渗透率条件下，裂缝导流能力与压后产量关系可知（图2），在有效渗透率在20-60md条件下，当裂缝导流能力在20-60d.cm时，压后日增油量随裂缝导流能力的增加幅度很小，当裂缝导流能力在60d.cm以上时，压后日增油量随裂缝导流能力的增加而增加。
最终确定裂缝导流能力在60d.cm以上，对应的施工平均砂比在40%以上。
3、施工排量：
根据储层距离水层距离和隔层遮挡能力状况，确定所需施工排量，施工排量在2.5-3m3/min之间，低于常规压裂，主要目的是控制缝高和便于脱砂。
4、前置液量：
少于常规压裂，目的是使砂浆前沿能在停泵前到达周边，一般为30—50%。
5、压裂液：
粘度低于常规压裂，一是保证悬砂，二是利于脱砂。
6、施工砂比：
高于常规压裂，以提高有效支撑率。
施工砂比在45%以上。
7、施工压力：
根据吐玉克油田前期压裂实际资料，分析区块地层破裂压力梯度为0.016-0.02MPa/m，计算井底施工压力55-65MPa，井口压力在25-45MPa。
根据雁目西油田前期压裂实际资料，分析区块地层破裂压力梯度为0.015-0.016MPa/m，计算井底施工压力27MPa，井口压力在10-15MPa。
8、压裂井口：
采用KQ70/65型压裂井口。
六、适合压裂防砂的支撑剂优选
吐玉克油田油层平均埋深2300--3500m，预根据玉东2井、玉101井和玉1井实际压裂资料分析，裂缝闭合压力44～56MPa左右，作用在支撑剂上闭合压力为34～46MPa，要求支撑剂在此闭合压力下提供最佳导流能力，同时还须考虑防嵌入、低密度、易泵送、价格低等因素。
从表6中可以看出，中密度高强度宜兴陶粒的破碎率低于低密度中强度宜兴陶粒，从表7中可以看出在闭和压力为34-46MPa范围内，中密度高强度宜兴陶粒导流能力明显高于中强度低密度宜兴陶粒，在34MPa闭合压力下，导流能力达到100μm2·cm。
综合考虑陶粒的破碎率及在闭合压力下的裂缝导流能力，中密度高强度陶粒的性能优于低密度中强度陶粒，选择中密度高强度宜兴陶粒作为吐玉克区块压裂用支撑剂。
雁目西油田油层平均埋深1500-1700m，预根据实际压裂资料分析，裂缝延伸压力梯度0.015-0.017MPa/m，计算裂缝闭合压力25～29MPa左右，作用在支撑剂上闭合压力为20～24MPa，要求支撑剂在此闭合压力下提供最佳导流能力，同时还须考虑防嵌入、低密度、易泵送、价格低等因素。
从表7中可以看出，在闭和压力为20-24MPa范围内，低密度中强度宜兴陶粒导流能力达到100μm2·cm以上。
满足压裂施工需要，同时具有密度低，价格便宜的优点，综合考虑陶粒的破碎率及在闭合压力下的裂缝导流能力，选择低密度中强度宜兴陶粒作为雁目西油田压裂用支撑剂。
表6陶粒主要物理性能对比表
类别
视密度（kg/m3）
真密度（kg/m3）
铺置浓度（kg/m2）
闭合压力（MPa）
破碎率
（%）
中密度高强度东方陶粒
1.72
3.26
21
69
6.48
低密度中强度宜兴陶粒
1.57
2.74
19.1
52
7.82
表7陶粒导流能力对比表
高强度中密度东方陶粒
中强度低密度宜兴陶粒
闭合压力
（Mpa）
导流能力
（μm2·cm）
闭合压力
（MPa）
导流能力
（μm2·cm）
10
157.48
10
158.54
20
138.65
20
107.23
30
106.34
30
72.26
40
98.76
40
46.87
50
60.28
50
35.36
60
36.42
60
24.72
通常用于防砂的工业支撑剂的粒度中值应为防砂井地层粒度中值的5～6倍D50=（5～6）d50，吐玉克油田和雁目西油田地层砂粒度中值d50大致为0.11-0.17mm，与此相对应的防砂用工业支撑剂的粒度中值D50应为0.55～0
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