油气藏型储气库出砂机理及防砂技术现状与发展趋势展望

董长银 陈琛 周博 隋义勇 王兴 王金忠

1. 非常规油气开发教育部重点实验室；2. 中国石油大学(华东)石油工程学院；3. 中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院

地下储气库集天然气战略储备、应急供气和季节调峰等功能于一体，对于天然气能源安全保障具有重要意义［1］。储气库类型主要有含水层、枯竭油气藏、盐穴和废弃矿坑等4种。其中，枯竭油气藏型储气库在世界及我国储气库中占主要形式，工作气量占比超过80%［2］。“十四五”期间在“双碳”目标背景下，我国将迎来储气库建设的蓬勃发展期。截至2020年，我国已建成地下储气库有29座，以枯竭砂岩油气藏为主，普遍具有构造破碎、埋藏深、储集层非均质性强、开发中后期地层水侵等特点［3-4］。由于生产需求和井数限制，储气库气井的注采气速度和强度均远高于传统气藏气井，可达到后者的数倍甚至数十倍［5］；在长周期交变注采工况下，储气库砂岩储层的出砂风险大大加剧，造成一系列危害和问题，并对出砂防控带来新的挑战。因此，对于以砂岩为主的枯竭油气藏型储气库，高效长期的出砂防控对保障储气库长期安全运行具有重要意义。由于油气藏型储气库长周期高强度注采生产特征引发的系列交变条件，其出砂机理与出砂预测相对更加复杂，也对高效长期出砂防控带来严峻挑战。笔者系统分析油气藏型储气库生产工况特征及其对储层岩石物性的演变影响机制，分析诱发出砂加剧机理及主控因素，并总结目前出砂模拟与预测方法进展。分析总结国内外储气库防砂技术现状以及亟待解决的工程难题和科学问题，简要展望未来发展趋势，为未来储气库大规模建设中的防砂完井方案提供参考借鉴。

1 油气藏型储气库出砂机理及出砂预测现状

1.1 储气库生产特点及工况分析

油气藏型储气库通过常规油气藏开采使用的单井实现长周期的同井注气和采气循环交替，注气量和产气量较高［1,5］。储气库气井与常规气井的生产条件差异对比见表1。

表1 储气库气井与常规气井对比Table 1 Comparison between gas storage wells andconventional gas wells

根据表1可知，储气库气井生产基本特点主要有：(1) 1年内完成工作气量的1次注入与采出，长周期交替注采循环；(2) 注采气量是常规油气藏日采气量数倍、数十倍甚至更高，注采气量大、强度高；(3)储气库注气过程增压，采气过程降压，在1个注采周期内压力波动区间高达10～20 MPa，甚至更高［6］。上述长周期高流速交替注采的生产特点，决定了储气库建设与开发的特殊性和复杂性，并引发储气库储层在注采周期内地应力、流体流动和气水界面运移的复杂交替变化，以及固体颗粒的复杂剥落和运移，如图1所示。

由图1可知，储气库长周期高流速注采交替生产引发的储层复杂交替行为可概括为“3个交变”：(1) 储层压力和应力大幅度交替变化。储气库注气过程中，储层孔隙压力逐步增加；在上覆岩层应力不变的情况下，储层岩石骨架应力逐渐降低(图1a)；而在采气过程中，则孔隙压力逐渐降低，储层岩石骨架应力重新加载到峰值(图1b)。多轮次的交替变化对储层岩石强度和出砂行为造成影响。(2) 流体流动方向交替变化。注气时天然气向储层深部流动，产气时为向井流动。流动方向改变会直接加剧砂粒的剥落和运移，特别对防砂介质稳定性带来不利影响，注气时趋向于将砾石(砾石充填防砂)和地层砂粒推向地层方向(图1a)，采气时又将砂粒携带到井底(图1b)，为稳定控砂带来困难。(3) 气水界面位置交替升降及由此引发的岩石饱水−失水交替变化。对于含水型储气库和有边底水的油气藏型储气库，注气过程中上部气体压缩气水界面下降(底水)或外移(边水)，采气过程中气水界面恢复。这个过程会引发储层岩石被地层水的交替浸泡，从而引起砂岩岩石物性和强度的复杂演化［7-9］，进而影响出砂。

图1 砾石充填防砂储气库气井注采期间的复杂交替行为Fig. 1 Complex alternation during injection-production period for gas wells in gravel-packed sand control gas storage

1.2 储气库气井出砂过程和机理分析

1.2.1 常规油气藏的出砂机理

生产过程中的砂粒产出是不同类型的易出砂油气藏储层的共性问题，涉及中高渗砂岩［7-10］、碳酸盐岩［11-12］、天然气水合物［13-15］、煤层气［16-17］等储层。其中，对于中高渗疏松砂岩储层，大量研究者将砂体视为弹性介质或弹-塑性介质，提出拉伸破坏、压缩破坏和剪切破坏等机理［18-21］，认为砂岩介质内产生的上述3种屈服破坏是出砂的主要原因，并考虑流体拖曳力对颗粒剥落的促进作用以及孔隙流体的黏度等物理性质，对出砂现象进行解释［19-20］。上述出砂机理基于固体岩石宏观力学破坏，主要支撑以此为基础的出砂临界条件的预测，提升了人们对出砂的认识；其局限性在于比较难以解释储层孔隙介质内的微观出砂现象。近年来，有研究者通过微观出砂实验模拟，基于储层砂粒粒径、胶结强度、微流场和微应力场分布的非均质性和随机性，提出了非均质弱胶结砂岩储层的孔隙液化、类蚯蚓洞、连续坍塌3种微观出砂形态和机理［14,22-23］，试图从微观视角考察砂粒的剥落顺序和运移规律，解释出砂的本质，丰富和发展出砂机理及认识。

1.2.2 储气库储层的出砂过程及机理

对于油气藏型储气库储层，其出砂过程除了受上述常规砂岩油气藏的出砂机理控制外，由于其本身生产工况的特殊性，出砂过程和机理与常规油气藏有较大差异［24-27］，储气库储层在注气和生产两个阶段的砂粒剥落、运移及出砂过程如图2所示。

在图2a中，油气藏型储气库的初始状态为长期开发枯竭后的油气藏，地层保持完好状态或有出砂造成的孔隙亏空。在注气阶段，当储层内部注气流动条件达到颗粒剥落条件后，部分砂粒从基体剥落成离散砂，在气体携带作用下向地层深部运移并产生堵塞(图2b)。注气过程中，虽然工程现场观察不到“出砂”现象，但实际上在储层内部，可能已经发生了出砂行为，即颗粒的剥落和局部运移堵塞。在储气库产气阶段，气体流动方向转换为向井流动。如图2c所示，注气阶段剥落和堵塞的地层砂被流体携带反向运移至井筒，形成出砂。如果产气条件达到砂粒的剥落条件，会有新的砂粒从基体剥落，并被气体携带运移至近井储层或井筒形成出砂。储气库气井产气过程中产出到井筒的地层砂，一部分可能是注气过程中剥落的砂粒，另一部分可能是采气过程中剥落的砂粒。与常规油气藏类似，上述注气和产气过程中的砂粒剥落和运移，主要受储层胶结强度、地应力条件、流体流速等因素的影响。

图2 储气库储层不同注采阶段砂粒剥落运移及出砂过程示意图Fig. 2 Schematic diagram of sand exfoliation, migration and sand production process of gas storage reservoirs in different injection-production stages

1.2.3 储气库交变生产特征诱发加剧出砂的机理分析

储气库气井生产的特征是长周期高流速交替注采，引发储层压力和应力、流体流动方向、气水界面升降3种交替变化，进而诱发和加剧出砂现象，相应的3种机理如下。

(1) 交变循环应力改变储层物性诱发出砂机理。储气库循环注采孔隙压力变化引起储层骨架应力变化，注气时孔隙压力增大，骨架应力减小；产气过程则相反。骨架有效应力的循环变化会在储层中产生新的裂缝，同时会破坏盖层的完整性［28-31］。有研究者［25,32-36］通过实验和有限元法数值模拟揭示了储气库循环注采过程中的岩心疲劳损伤、剪切破坏、拉伸破坏以及断层剪切滑移失稳等现象。隋义勇等［37-38］利用颗粒离散元法和实验参数标定相结合，研究了多周期等幅值轴向循环应力加载对储气库岩石微观结构及力学性质的影响，得到多周期的循环应力加载对无黏结接触数量(非裂缝性地层)和微裂缝数量(裂缝性地层)均有明显的影响，这表明储气库储层尤其是近井储层应力场循环变化，长期作用下会使储层岩石发生疲劳损伤，产生脆性或塑性变形，影响井壁与骨架岩石的稳定性，增大出砂风险［31-35］。

(2) 流体流动方向交替诱发出砂加剧机理。如图3所示，储气库的周期性交替注采使得近井储层存在气体流动方向的交替变化，可能诱发砂粒剥落和加剧出砂。

对于常规气藏，流体始终从储层向井筒流动，只有达到剥落条件的地层砂粒才会产出，并且不存在流动方向交替变化对颗粒胶结强度的疲劳破坏作用。对于储气库近井储层，如图3a所示的典型情况，注气过程中孔喉边界地层砂粒a受流体冲击剥落作用，同时受胶结物胶结和颗粒支撑作用，剥落力矩小于支撑力矩，砂粒未达到临界条件而不会从基体剥落。而在产气过程中流体流动方向反转后，砂粒a被其他砂粒支撑的作用弱化或消失，剥落力矩高于支撑力矩后，砂粒剥落(图3b)。并且，多轮次的流动方向交替也会使砂粒胶结产生类似疲劳破坏的作用而降低胶结强度，进一步加剧砂粒剥落产出的可能性。

图3 交替注采流动方向交替诱发加剧出砂机理Fig. 3 Mechanism of sand production aggravated and induced by alternating flow directions caused by injectionproduction alternation

(3) 气水界面交替升降和岩石交替饱水诱发加剧出砂机理。我国油气藏型储气库非均质性较强，地层流体分布复杂，边底水“纵窜横侵”现象严重［4,24,27-28］。对于存在边底水的油气藏型储气库，周期注采会引起气水界面周期性运移，从而导致部分储层砂岩岩石交替饱水。研究表明，砂岩储层的岩石强度与含水饱和度及饱水时间有明显关系，随着含水饱和度增加以及饱水时间增加，砂岩岩石强度会明显降低，并逐步降低到一个近似平衡不再变化的状态［7-9,39-40］。此状态下的岩石强度称为极限饱水强度，与饱水前初始状态岩心强度的比值称为饱水极限强度比。笔者总结分析了部分文献资料报导［7-9,39-40］，结合团队测试的部分砂岩岩心进行了统计分析，结果见表2所示。

根据表2可知，砂岩储层岩石完全饱水后的极限抗压强度比约50%～90%左右，平均值约70%。在储气库生产过程中，气水过渡区随着储气库的运行，气水两相流体不断相互驱替，含水饱和度变化的同时伴随着流体的冲刷，会对岩石强度造成一定程度的影响，加剧颗粒剥落和出砂风险。以双6储气库为例，实际生产中近井区域含水饱和度明显上升导致出砂临界压差大幅降低［41-42］。

表2 部分砂岩岩心饱水后极限抗压强度比Table 2 Ultimate compressive strength ratio of some sandstone cores after water saturating

1.3 储气库气井出砂预测技术现状

准确的出砂预测是不同类型中高渗储层出砂防控的关键基础。在常规易出砂油气藏领域，出砂预测主要分为定性经验出砂风险预测、出砂临界生产压差预测、出砂量和出砂速度预测等层面［10,43-47］。出砂过程的模拟目前使用连续介质和离散元模型，依赖第三方商业软件ABAQUS、FLAC3D、ROCKY、ANASYS、COMSOL等，近年来发展了基于颗粒级尺度建模并考虑储层物性的非均质和随机特性的微观出砂模拟方法［14,22-23］。对于油气藏型储气库的出砂预测，目前处于起步阶段，主要通过考虑储气库周期性交变生产特点的参数修正，借用常规出砂预测方法完成预测。

1.3.1 考虑交变载荷影响的修正出砂指数经验预测

出砂指数法是一种常规油气藏常用的定性经验出砂预测方法［10,43］。区别于常规油气藏，储气库生产的周期注采使储层岩石骨架承受交变载荷作用而影响出砂规律。隋义勇等［37］通过实验模拟岩心强注强采交变载荷作用过程，引入损伤量等反映交变载荷影响的参数，提出修正出砂指数表达式为

式中，B为出砂指数，104MPa；D为岩石损伤量；Ω为交变次数；E0为原始弹性模量，104MPa；µ 为泊松比；ρr为岩石密度，kg/m3；∆ts为声波时差，μs/m。

若B＞4×104MPa，注采井正常生产时储层不出砂；若2.8×104MPa≤B≤4×104MPa，注采井正常生产时出砂轻微，但出砂量逐渐增大；若B＜2.8×104MPa，注采井正常生产储层出砂严重。

1.3.2 基于岩石交变疲劳破坏的出砂临界修正预测

交变载荷作用下，岩石不可逆变形的累计量及增长趋势是岩石疲劳力学性能的本质反映，与损伤过程直接相关［25］。根据岩石交变载荷下的损伤实验，加载频率越高、加载次数越多，岩石的损伤量越大、力学性质改变越明显［25,32-38］。有研究者［34］归纳了不可逆变形与循环次数间的关系，见图4。

图4 不可逆变形随加载次数变化关系曲线Fig. 4 Relationship between irreversible deformation and loading times

由图4可知，在高应力条件下脆性岩石将会迅速破坏，如果周期载荷上限相较于岩石破坏应力较低则可能不产生疲劳破坏，塑性变形经过初始阶段之后趋于稳定［34］。基于岩石力学性质变化与加载次数关系进行损伤量校正后，有文献［48］预测某储层在15个注采周期后将由轻微出砂转为严重出砂，出砂风险高于初始状态。储气库循环载荷和应力导致岩石强度降低，累积塑性变形导致疲劳破坏从而增加出砂风险。基于此原理，笔者将岩石疲劳破坏力学与出砂预测进行结合，定义出砂校正系数为

式中，D为循环载荷下出砂修正系数，0＜D＜1，无量纲；Xa为岩石疲劳寿命，无量纲；N为累计的注采周期，无量纲常数；Xb、Xc分别为周期荷载的上限应力和幅值相关参数，无量纲；Y为加载频率相关参数，根据现场注采频率折算，无量纲。出砂校正系数需要通过岩石疲劳破坏实验来拟合，结合出砂预测公式［10,43］进行临界出砂压差校正为

式中， ∆pc为出砂临界压差，MPa；pr为地层静压，MPa；C0为内聚力，MPa；α 为失效角，rad；σ 为外边界垂向应力，MPa；β 为比奥特数，无量纲；D为循环载荷出砂修正系数，无量纲。

利用该方法针对某储气库950～1050 m生产段进行出砂临界压差分析。该储气库压力运行范围为10～22 MPa，岩石疲劳寿命为186次，式(2)中Xa、Xb、Xc分别取值为186、5.3、−39，实际现场中以1年为1个注采周期，Y取值为1。该储气库生产段临界出砂压差校正结果如图5所示。由于地层非均质性存在，初始临界出砂压差随生产段出现较大波动，以生产段胶结程度最弱处临界出砂压差作为临界注采压差。第10、50注采周期出砂修正系数为0.94、0.90，生产段最低临界出砂压差由初始状态的4.13 MPa降低至第50注采周期后的3.71 MPa。

图5 某储气库生产井多注采周期出砂临界压差变化Fig. 5 Changes in critical pressure difference for sand production in a production well of a gas storage with multiple injection-production cycles

1.3.3 基于微观结构的可视化出砂模拟与定量预测

笔者团队近年来发展了考虑储层非均质性和颗粒沉积随机特性的颗粒级尺度微观结构建模(图6)及可视化出砂模拟方法［14,23］，通过储层地层砂筛析曲线考虑地层砂粒度分布规律及其随机展布特性。根据测井曲线刻画储层砂粒胶结强度的纵向非均质性，采用随机函数描述粒间胶结强度的径向分布。对于疏松砂岩油气藏生产井和注水井的不同生产条件，构建微观颗粒剥落模型，判断给定位置颗粒是否剥落及剥落程度。考虑油气井的生产条件、注水井的注入条件、储气库气井的注采条件，实现不同类型储层的微观可视化出砂模拟和规律预测。

图6 颗粒级尺度微观结构建模Fig. 6 Modeling of particle-scale microstructure

图7为笔者团队模拟得到的某气井两层注气过程中出砂区域模拟结果。其中，原始内聚强度是储层初始状态下的强度，变化范围为0.28～14.27 MPa的内聚强度，是考虑储层生产后利用测井资料通过软件计算出来的井筒内聚强度。在两个层位不同储层物性和注入条件下，出砂区域范围差异明显。由于储层纵向非均质性，出砂剖面在纵向上也体现出明显非均质性(下层尤为明显)。同时，由于注气时地层深处流体流速降低以及地应力变化，出砂区域的颗粒剥落程度和出砂严重程度也逐步减弱，直到不再出砂。利用上述储层微观结构建模和出砂模拟方法，考虑储气库多周期交变生产条件对储层砂粒胶结强度的影响机制及规律，即可实现不同周期注采过程中的可视化出砂模拟，不但可以预测出砂粒径、出砂前沿、出砂速度变化规律，更重要的是可以实现出砂后近井储层亏空形态的直观刻画，为后续防砂设计提供依据。

图7 某气井两层注气过程中出砂区域模拟Fig. 7 Simulation of sand production area during two-layer gas injection in a gas well

有学者利用岩心真三轴数值模拟修正出砂指数，研究其随地层压力、温度、含水等未来生产条件的动态变化，并建立注采周期与出砂指数之间的关系及孔隙压力-应力耦合模型等［49-51］，此处不再赘述。

2 储气库气井出砂防控技术现状

2.1 国外储气库防砂技术概况

国外储气库建设和运行起步较早，对储气库防砂技术的研究和应用也有较多探索，但由于对储气库出砂问题的认识不同，防砂完井方案也各自迥异。机械类防砂方式的代表中，法国Geostock公司、Schlumberger公司多采用裸眼完井或大尺寸割缝筛管防砂以获得更佳的注采效果，法国TIGF公司与挪威天然气公司Norg多采用独立防砂筛管完井［52］，匈牙利Hajdúszoboszló储气库采用独立筛管和筛管砾石充填防砂。复合机械防砂完井方式典型代表是意大利Minerbio疏松砂岩储气库［53-54］。该储气库在砂岩储层中间夹杂页岩和泥页岩夹层，采用膨胀筛管与封隔器结合方式完井，在粉细颗粒地层采用膨胀筛管内砾石充填阻挡粉细砂，降低了砂/页岩交替作业的风险，缓解了井壁失稳和砾石充填层堵塞问题［53-54］。

澳大利亚Matzen储气库储层为弱胶结疏松砂岩［55］，孔隙度为25%～30%。老井均为套管内砾石充填防砂完井，套管射孔段使用Ø73.03 mm绕丝筛管配合16/20 目或20/40 目石英砂进行砾石充填。由于生产套管与筛管尺寸较小，试井测试得到防砂完井表皮因数高达50，严重影响产能。为解决该问题，采取二次完井措施。首先磨铣套管后扩张井眼，重新选择Ø177.8 mm套管射孔完井，然后采用16/20目或20/40 目陶粒配合Ø88.9 mm筛管进行砾石充填，使用纤维素产品控制滤失保护气藏。该储气库的新钻井井眼扩大到Ø215.9 mm，分别采用膨胀筛管和水平井裸眼砾石充填完井，得到5×104m3/h的高产能。

国外储气库化学类防砂应用较少，但不乏成功案例。法国Germigny-sous-Coulomb和Cerville-Velaine储气库均为含水砂岩气藏［48］，渗透率约为10×10−3μm2。高速注采以及近井区域含水上升导致岩石胶结程度下降，许多原本不出砂井在经过多次干气和湿气交替注采中出现严重出砂，产出砂粒径中值由50 μm逐渐增大到150 μm。采用微凝胶聚合物进行化学固砂作业，在岩石表面产生不可逆吸附形成保护膜以减少弱固结砂粒剥落。成功应用6口井并保持无砂生产4年以上，表明了化学固砂在储气库中具有一定的可行性［48］。国外部分典型储气库防砂完井技术、存在的问题及后续防砂完井技术方案案例见表3［48,50-55］。

表3 国外部分典型储气库的出砂防控案例Table 3 Sand production prevention and control cases of typical gas storages abroad

根据表3可知，国外油气藏型储气库的防砂技术应用特点：(1) 大部分中高渗疏松砂岩油气藏型储气库均采用独立筛管和筛管砾石充填为主的机械类防砂完井方式，化学防砂应用较少；(2) 对于尺寸较小的套管射孔完井下的独立筛管或砾石充填，存在高速注采时表皮因数高，影响产能的问题；较大的井眼、套管、筛管尺寸下相对效果更好；(3) 对于储层纵深交互条件复杂的情况，不同机械防砂方式的分段复合完井是有效的对策；(4) 严重堵塞和冲蚀损坏是储气库防砂完井管柱的主要故障形式。

2.2 国内储气库防砂技术现状

我国投入运行的25座油气藏型储气库中有18座为砂岩储层储气库［56］，储层孔隙度为15%～26%。由于储气库高速注采交变会增加出砂风险，部分储气库如永22、双6、苏桥、板南储气库以及中西部陕224储气库新钻水平井均采用筛管防砂完井方式，并且为保证完井系统的高流通能力，均使用最大可用筛管内径进行设计，并采用较大精度避免挡砂介质过度堵塞［41-42,56-59］。

双6储气库为边底水砂岩储气库［41-42］，原始地层压力24.27 MPa，孔隙度平均17.3%，渗透率约224×10−3μm2，地层砂粒度中值0.44 mm，属于中孔中渗储层。储层岩心出砂实验研究表明，在运行压力10～24 MPa范围内，临界出砂压差约3.5～7 MPa；在50%含水条件下，临界出砂压差下降1～2 MPa。鉴于较高出砂风险，新钻水平井采用Ø177.8 mm生产套管和Ø168.3 mm筛管防砂完井，于2014年投产后防砂效果良好。

苏桥储气库群于2012年投产，属于超深强底水碳酸盐岩储气库，储集类型为微裂缝-孔隙型，孔喉结构复杂且非均质性强［57-58］。储气库气水过渡带存在两相交互驱替，造成局部区域含水率上升，增大出砂风险。该储气库定向井采用Ø114.3 mm筛管完井，水平井采用Ø177.8 mm生产套管和Ø168.3 mm筛管完井。相类似，相国寺储气库也属于碳酸盐岩储气库，储集层孔、洞、缝发育良好，岩心微裂缝壁面存在大量脆弱结构，驱替压力波动易引起颗粒剥落出砂［21］。该储气库新钻定向井采用Ø127 mm防砂筛管完井［59］。

辽河储气库群主要包括双台子、雷61、黄金带、马19等储气库，主要为枯竭油气藏。雷61储气库中有6口定向井采用精度0.15 mm自洁筛管防砂完井，3口水平井采用精度0.15 mm金属网布筛管防砂完井，1口定向井中采用涂覆砂人工井壁防砂。该储气库顺利完成首轮试注试采，注气平均压力5.1～5.8 MPa，单井日注气量(7.1～9.9)×104m3，最高日采气量25.6×104m3，地面取样未发现地层出砂和涂覆砂返出现象。

国内部分典型储气库概况及防砂完井方式见表4［41-42,56-59］。根据表4总结国内储气库防砂技术特点：中高渗砂岩储气库多采取预防性防砂完井方式，以独立机械筛管为主，砾石充填应用较少；涂覆砂化学人工井壁有较少试验性应用，其效果取决于人工井壁固结强度能否承受储气库高流速注采强度。

表4 国内部分典型储气库防砂完井技术案例Table 4 Sand control (completion) technical cases of typical gas storages in China

总体而言，国内外储气库气井的防砂(完井)方式沿用了传统油气藏领域中简单成熟的防砂技术，以独立筛管(含膨胀筛管)和筛管砾石充填为主，化学类防砂方式为辅。部分常规油气藏应用的新型防砂技术，如高饱和深度分级挤压充填、压裂充填、各种复合新型筛管等，在储气库中尚无应用报道。初步应用的防砂技术工艺原理、筛管装备和充填材料均缺乏针对储气库特点的发展创新；针对储气库长周期交变工况特点的专有防砂工艺的基础理论、筛管装备和设计方法等技术体系也尚未形成。

3 储气库出砂防控的关键问题及发展趋势

3.1 关键工程与科学问题

根据储气库的高流速交变注采生产特征，结合国内外出砂预测及其防控技术现状分析，油气藏型储气库气井出砂防控面临的关键工程难题和科学问题主要包括3个方面。

(1) 缺乏考虑开发枯竭储层强非均质性和长周期高流速注采交变工况的出砂模拟和定量出砂预测技术，尚难以为后续控砂技术政策制定和优化设计提供直接依据。其蕴含的科学问题一是油气藏长周期枯竭开发转为储气库后，高流速交替驱替、地层压力和应力交替作用、气水界面和含水交替变化对储层岩石胶结物性影响和强度损伤的机理、模拟方法及其规律；科学问题二是储气库气井高流速交变注采工况下的地层砂粒剥落机理和条件、储层多孔介质中砂粒交变运移机理与规律，以及注采全过程微观出砂模拟及预测方法。

(2) 目前储气库气井防砂完井技术在工艺原理、筛管结构和充填材料等方面尚缺乏针对储气库生产特征的特殊考虑，缺乏针对储气库气井大流量注采交变工况的高稳定性、高流通性、高抗堵塞性、高挡砂性能、长寿命期限的防砂方法和筛管工具装备。其科学问题是不同类型筛管挡砂介质和固相充填材料在高流速交替驱替条件下的地层砂动态堵塞机理、失稳机理，以及长期、高效、高稳定性防砂设计理论与方法。

(3) 目前在常规中高渗油气藏控砂领域，防砂模式正由“笼统控砂”向“精细控砂”发展，基本理念也正由“单井作业”上升到“出砂管理”的层面。而针对油气藏型储气库的出砂防控，尚缺乏针对储气库生产特点的防砂优化设计技术、出砂管理模式和自主国产化综合决策软件系统平台。

3.2 发展趋势展望

对于包括储气库在内的中高渗油气储层的出砂模拟与预测领域，考虑储层物性的非均质性和随机特性的微观出砂模拟技术可实现近井储层的微观出砂形态可视化模拟及规律预测，是出砂模拟技术的未来研究要点。对于油气藏型储气库，特别需要重点考虑油气藏枯竭开发后，长周期注采交变工况导致的地层压力/应力交替、流动方向交替、气水运移交替对储层岩石微观结构和物性以及出砂的影响机制。出砂预测不仅需要预测“产出了什么”(出砂速度、出砂粒径、含砂浓度等)，还要关注“留下了什么”，即出砂造成的近井储层亏空形态及其定量表征与评价方法，以支撑后续以提高介质稳定性为目的的防砂技术优化。

相对于传统油气藏，储气库出砂防控尚属“ 新”领域。要实现储气库气井的高效长效控砂生产，需要避免传统疏松砂岩油气藏的早期“被动防砂”模式，提前研究，早期介入，主动控砂。并且，将防砂措施的“单井作业”观念提升到“出砂管理”或“流固控制”的理念，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，并提供具体智能化防砂工艺优化，给予工程实现。要达到上述目标，需要解决传统防砂技术在储气库气井生产环境中的防砂介质稳定性、近井储层砂粒交替吞吐、高流速冲蚀环境下的管柱完整性等问题。鉴于此，能够适应储气库气井高流速注采交变工况的高稳定性、高流通性和高挡砂性能的防砂完井方法、筛管核心装备、优化设计技术是防砂技术发展趋势。在油气能源行业智能化发展和数字化转型的大背景下，自主国产化的储气库气井出砂模拟和控砂完井设计软件平台也是重大技术需求。

4 结论与建议

(1) 油气藏型储气库气井具有高流速长周期注采交变生产特点，以及地层应力、流体流动和气水运移这3个循环交变特征；其出砂机理包括注气过程中砂粒剥落离散和向地层深部运移机理，以及产气过程中离散砂粒返吐产出机理和颗粒剥落离散产出机理，并受交变应力降低岩石强度、交变水侵岩石水化、交变方向驱替拉锯作用这3个诱发加剧出砂机制的控制。

(2) 储气库气井出砂预测方法主要是在常规油气藏的定性经验出砂风险和出砂临界压差预测方法基础上，考虑交变特点对岩石强度进行简单修正。近年来发展的颗粒级尺度微观出砂模拟和预测方法尚未考虑储气库生产特点。出砂速率和近井出砂形态的模拟及预测是未来储气库出砂预测的发展趋势。

(3) 储气库气井的防砂完井方式目前以独立筛管和砾石充填为主，其工艺原理、筛管装备和充填材料均缺乏针对储气库特点的发展创新；针对储气库长周期交变工况特点的专有防砂工艺的基础理论、筛管装备和设计方法等技术体系尚未形成。能够适应储气库交变工况的高挡砂性能、高稳定性和高流通性的新型防砂方式、筛管装备及设计技术是未来关键需求。