崔國(guó)亮，賽福拉·地力木拉提，劉全剛，董長(zhǎng)銀，高 尚，劉洪剛，王宏申

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司，天津 345000;2.中國(guó)石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東 青島 266580;3.中海石油(中國(guó))有限公司 天津分公司，天津 300452)

渤海油田是中國(guó)海上油氣增產(chǎn)上產(chǎn)的主戰(zhàn)場(chǎng)之一，也是中國(guó)海上化學(xué)驅(qū)提高采收率基地[1]。渤海油區(qū)儲(chǔ)層絕大部分為疏松砂巖，面臨防砂和增產(chǎn)問題及需求[2-4]。近年來，部分低產(chǎn)低效老井推廣實(shí)施過篩管壓裂增產(chǎn)技術(shù)[5-6]，即對(duì)老井中的防砂篩管重新射孔后進(jìn)行壓裂充填防砂增產(chǎn)作業(yè)，取得非常好的增產(chǎn)效果。但部分過篩管壓裂井投產(chǎn)后固體顆粒，包括壓裂支撐劑和地層砂，陸續(xù)產(chǎn)出，導(dǎo)致油井減產(chǎn)甚至停產(chǎn)。由于渤海油區(qū)不同儲(chǔ)層條件差異較大，老井井下及近井儲(chǔ)層條件復(fù)雜，渤海油田過篩管壓裂井固體顆粒產(chǎn)出的機(jī)制、原因不明確，也難以采取有效的固體顆粒返吐控制對(duì)策，嚴(yán)重困擾過篩管壓裂增產(chǎn)這一有效增產(chǎn)技術(shù)的推廣應(yīng)用效果。針對(duì)上述問題，筆者從渤海油田儲(chǔ)層條件、壓裂施工特征出發(fā)，分析地層在壓裂液高壓擠注條件下的破壞模式，揭示不同破壞模式下的固體顆粒產(chǎn)出機(jī)制及原因，提出固體顆粒產(chǎn)出治理與控制對(duì)策，旨在為過篩管壓裂技術(shù)參數(shù)優(yōu)化、顆粒產(chǎn)出控制提供理論支撐，同時(shí)為中國(guó)類似的中高滲儲(chǔ)層防砂井的二次壓裂增產(chǎn)的固體顆粒返吐控制提供借鑒。

1 渤海油田過篩管壓裂井固體顆粒產(chǎn)出現(xiàn)狀

渤海油田84%以上的探明儲(chǔ)量位于疏松砂巖儲(chǔ)層中，大部分主力儲(chǔ)層彈性模量小于1 000 MPa，孔隙度為20%～35%，孔喉大且連通性好，滲透率為(100～10 000)×10-3μm2，是典型的低強(qiáng)度、中高滲儲(chǔ)層，有較大的出砂風(fēng)險(xiǎn)?；瘜W(xué)驅(qū)是渤海油田主導(dǎo)提高采收率開發(fā)方式之一，但由于近井聚合物堵塞等問題存在大量低產(chǎn)低效井[7]。幾年來，在低產(chǎn)低效井中采用過砂管壓裂增產(chǎn)技術(shù)，取得了很好的增產(chǎn)效果，但是壓裂后固體顆粒(壓裂支撐劑和地層砂)問題成為新的困擾。

過篩管壓裂增產(chǎn)技術(shù)是指在原有防砂井中建立篩管通道實(shí)施壓裂的增產(chǎn)技術(shù)。首先進(jìn)行沖砂作業(yè)(圖1(a));然后利用TCP射孔或水力噴砂射孔技術(shù)打通井底原有防砂篩管，建立井筒與儲(chǔ)層之間的壓裂輸砂通道(圖1(b))；進(jìn)而進(jìn)行水力壓裂,形成短而寬的人工裂縫，裂縫內(nèi)前期充填普通陶粒,后期充填高強(qiáng)度樹脂陶粒封堵裂縫(圖1(c)和圖1(d))；井下涂覆砂固結(jié)后，鉆塞清除井底殘留涂覆砂(圖1(e))，最終形成高滲透、高強(qiáng)度擋砂屏障，優(yōu)化儲(chǔ)層導(dǎo)流能力，實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)目的。

圖1 渤海油田過篩管壓裂井施工流程

渤海油田過篩管壓裂應(yīng)用取得很好的增產(chǎn)效果，但出現(xiàn)普遍的固體顆粒產(chǎn)出問題，嚴(yán)重制約過篩管壓裂增產(chǎn)技術(shù)的推廣應(yīng)用效果。所謂固體顆粒產(chǎn)出，就是過篩管壓裂井投產(chǎn)后，地層砂和支撐劑從儲(chǔ)層隨流體流入到井筒內(nèi)，造成井筒堵塞、舉升設(shè)備嚴(yán)重磨損、砂卡，縮短檢泵周期。目前，過篩管壓裂增產(chǎn)井固體顆粒問題較為普遍，產(chǎn)出的固體顆粒大部分是壓裂支撐劑，粒徑為0.425～0.85 mm；少部分為地層砂細(xì)砂。固體顆粒產(chǎn)出問題大多在過篩管壓裂投產(chǎn)后2～8個(gè)月出現(xiàn)，造成油井減產(chǎn)或停產(chǎn)，嚴(yán)重影響正常安全生產(chǎn)。

2 渤海油田儲(chǔ)層高壓擠注破壞模式

水力壓裂是高壓擠注的過程。從常規(guī)壓裂改造常識(shí)的角度來講，儲(chǔ)層巖石脆性越好,人工裂縫越容易開裂，裂縫產(chǎn)狀越規(guī)則[8]。而渤海油田作為典型的中高滲、疏松砂巖儲(chǔ)層，相比低滲、高強(qiáng)度的壓裂改造油氣藏，其巖石脆性明顯差于后者。地層在高壓擠注下的破壞模式?jīng)Q定了破壞區(qū)域被支撐劑充填的形態(tài)和固體顆粒產(chǎn)出模式，所以渤海油田高壓擠注作業(yè)能否形成有效裂縫是關(guān)鍵問題。

中高滲、疏松砂巖儲(chǔ)層在壓裂液高壓擠注條件下存在兩種破壞模式，即裂縫開裂破壞和塑性擠壓破壞[9-10]。當(dāng)疏松砂巖地層巖石膠接強(qiáng)度較高時(shí)，巖石表現(xiàn)出一定的脆性。在高壓擠注條件下，當(dāng)壓裂液排量遠(yuǎn)高于地層濾失量時(shí),井底逐步憋壓，當(dāng)井底壓力達(dá)到地層巖石破裂壓力時(shí)，地層巖石在最小主應(yīng)力面上起裂并形成裂縫(圖2(a))。而對(duì)于膠結(jié)差的砂巖巖石，在高壓擠注條件下，當(dāng)井底壓力達(dá)到某一臨界值后，巖石不是發(fā)生開裂而是整體發(fā)生塑性壓縮變形，產(chǎn)生塑性壓實(shí)破壞，在井筒周圍形成類似環(huán)狀的破壞帶(圖2(b))。

渤海油田過篩管壓裂實(shí)施區(qū)塊儲(chǔ)層條件復(fù)雜，地層膠結(jié)程度有好有差，滲透率為(100～10 000)×10-3μm2(圖3)。高壓擠注條件下，該區(qū)塊膠結(jié)強(qiáng)度較好、滲透率較低的地層形成裂縫可能性大；如果儲(chǔ)層膠結(jié)程度極差、滲透率高，則礫石以塑性擠壓充填的方式進(jìn)入管外地層的可能性更大。此外，前期存在出砂背景下的中高滲透易出砂儲(chǔ)層或者裂縫雙線性流效應(yīng)不明顯，裂縫外區(qū)域的射孔孔眼存在明顯流體產(chǎn)出,如果井筒內(nèi)無擋砂屏障，地層砂便隨流體流入井筒。根據(jù)渤海油田過篩管壓裂區(qū)塊的高壓擠注破壞模式并結(jié)合儲(chǔ)層條件、施工特征，將過篩管壓裂井固體顆粒產(chǎn)出分為裂縫內(nèi)支撐劑和地層砂顆粒產(chǎn)出、塑性充填帶內(nèi)支撐劑與地層砂產(chǎn)出及非裂縫區(qū)域的地層砂粒產(chǎn)出3種模式(圖4)。

圖2 中高滲儲(chǔ)層兩種高壓擠注破壞模式

圖3 渤海油田過篩管壓裂典型井層組間滲透率對(duì)比

圖4 渤海油田過篩管壓裂井固體顆粒產(chǎn)出模式(區(qū)域)

3 渤海油田過篩管壓裂井固體顆粒產(chǎn)出機(jī)制及工程原因

從過篩管壓裂井固體顆粒產(chǎn)出模式出發(fā)，系統(tǒng)分析每一種模式背后的產(chǎn)出機(jī)制，并結(jié)合渤海油田儲(chǔ)層條件及過篩管壓裂施工特征，提出固體顆粒產(chǎn)出的工程原因。

3.1 裂縫封口帶失效被流體攜帶的產(chǎn)出機(jī)制及工程原因

高壓擠注作業(yè)儲(chǔ)層形成裂縫充填并順利脫砂條件下，裂縫內(nèi)支撐劑和涂覆砂充填可以阻擋地層砂，裂縫出口位置的涂覆砂封口帶起到阻擋支撐劑返吐作用。當(dāng)脫砂封口效果不理想時(shí)，生產(chǎn)條件或涂覆砂固結(jié)性能一旦發(fā)生變化便會(huì)導(dǎo)致涂覆砂封口帶失穩(wěn),被破壞而失效，促進(jìn)地層流體攜帶裂縫內(nèi)支撐劑或地層砂產(chǎn)出(圖5)。封口帶失效是造成過篩管壓裂井固體顆粒產(chǎn)生的誘發(fā)條件，高產(chǎn)量和高流速是其基礎(chǔ)條件。

圖5 裂縫封口帶失效而被流體攜帶的產(chǎn)出機(jī)制

根據(jù)渤海油田過篩管壓裂井儲(chǔ)層條件與施工特點(diǎn)，滿足上述顆粒產(chǎn)出機(jī)制的原因如下：

(1)裂縫內(nèi)陶粒充填支撐體未達(dá)到密實(shí)充填，導(dǎo)致?lián)跎笆А２澈Ｓ吞锼羞^篩管壓裂井均未采用脫砂誘導(dǎo)措施，導(dǎo)致充填作業(yè)在裂縫封口帶很難脫砂。施工曲線也證實(shí)了這一點(diǎn)：出現(xiàn)正常脫砂情況下，注入壓力曲線在加砂末端具有漸升趨勢(shì)(圖6(a))；但多數(shù)過篩管壓裂井曲線反而表現(xiàn)出下降趨勢(shì)(圖6(b))。低效脫砂條件下裂縫閉合后,裂縫內(nèi)未形成密實(shí)充填體，對(duì)裂縫端部封口帶支撐劑層的穩(wěn)定性埋下隱患并留下空隙成為地層砂產(chǎn)出通道。長(zhǎng)時(shí)間生產(chǎn)達(dá)到誘發(fā)條件，導(dǎo)致支撐劑和地層砂產(chǎn)出。

圖6 渤海油田過篩管壓裂典型井施工曲線對(duì)比

(2)涂覆陶粒固結(jié)性能長(zhǎng)周期生產(chǎn)后下降而失效，失去阻擋作用。渤海油田使用涂覆陶粒對(duì)過篩管壓裂充填帶進(jìn)行封口。涂覆陶粒是外部具有一層化學(xué)固結(jié)劑的陶粒，流入充填帶后通過固結(jié)劑在高溫條件下的膠結(jié)作用，與周圍充填顆粒膠結(jié)形成高強(qiáng)度多孔介質(zhì)[11]，保持流通性的同時(shí)防止生產(chǎn)過程中支撐劑產(chǎn)出。然而，固結(jié)劑的有效期過短是涂覆陶粒封口作業(yè)的主要缺點(diǎn)。隨著生產(chǎn)時(shí)間的推移，封口帶遇地層流體時(shí)間變長(zhǎng)。流體流動(dòng)過程中不斷沖刷膠結(jié)層降低固結(jié)劑濃度，導(dǎo)致涂覆陶粒膠結(jié)強(qiáng)度持續(xù)下降，最終造成封口帶失穩(wěn),地層砂和支撐劑則隨流體開始產(chǎn)出。此外，目前渤海油田使用海水基壓裂液，與淡水相比，該類壓裂液環(huán)境中樹脂涂覆砂固結(jié)體抗壓強(qiáng)度降低20%左右,這說明封口帶支撐劑層抗壓強(qiáng)度在投產(chǎn)前已經(jīng)有所下降。

(3)生產(chǎn)條件變化前提下應(yīng)力變化引起的支撐體失穩(wěn)導(dǎo)致?lián)跎笆?。閉合應(yīng)力對(duì)充填帶施加的力σV由支撐劑層骨架及其孔隙內(nèi)的液體承擔(dān)(圖7),油井生產(chǎn)期是這兩種應(yīng)力動(dòng)態(tài)變化的過程。隨著投產(chǎn)時(shí)間的推進(jìn)，總體上，空隙壓力逐漸變小，而骨架應(yīng)力逐漸增大。導(dǎo)致這種現(xiàn)象的原因可歸結(jié)為充填層帶的地層砂侵入堵塞導(dǎo)致生產(chǎn)壓差過大。過篩管壓裂井投產(chǎn)后地層出砂仍在持續(xù)，充填層作為擋砂屏障，生產(chǎn)過程中自然存在“擋砂-堵塞同步”現(xiàn)象[12-14]，即阻擋地層砂向井筒流入的同時(shí)，地層砂也降低其滲透率，導(dǎo)致液體流入量降低生產(chǎn)壓差變高，最終造成空隙壓力變小，骨架應(yīng)力變大。當(dāng)骨架應(yīng)力突破支撐劑層強(qiáng)度上限時(shí)，封口帶支撐劑層便會(huì)失穩(wěn)。雖然流體流量因裂縫堵塞降低，但在封口帶的流速依然很高，具有攜帶支撐劑與地層砂產(chǎn)出的可能性。

圖7 裂縫充填帶受力

3.2 塑性充填封口帶失效被流體攜帶的產(chǎn)出機(jī)制及工程原因

渤海油區(qū)儲(chǔ)層為中高滲儲(chǔ)層，并且可能因出砂存在不同程度的虧空，加之部分井地層膠結(jié)程度差，實(shí)際施工未形成有效裂縫而是塑性擠壓充填帶，尤其在近井地帶(圖8)。相對(duì)于規(guī)則的裂縫，大尺度的虧空使用涂覆砂封口，充填剖面縱向尺度較大,難以形成有效涂覆封口帶，固結(jié)支撐劑層的抗破壞能力顯著降低；在高壓差、高流速生產(chǎn)條件下，支撐劑層失效造成支撐劑和地層砂返出。

圖8 塑性充填封口帶失效而被流體攜帶的產(chǎn)出機(jī)制

滿足上述顆粒產(chǎn)出機(jī)制的主要原因是：充填帶骨架應(yīng)力增加,封口帶失穩(wěn)失效導(dǎo)致?lián)跎笆?。即生產(chǎn)壓差較大，導(dǎo)致孔隙壓力降低，涂覆砂充填體承受應(yīng)力增加，突破強(qiáng)度后失穩(wěn)而失效。此外，產(chǎn)量和生產(chǎn)壓差較大,充填體內(nèi)外承受壓差較大和流體沖刷作用，失效后失去支撐作用。

從固體顆粒產(chǎn)出邏輯的角度來看，不管顆粒從裂縫產(chǎn)出還是塑性充填帶產(chǎn)出，脫砂封口帶的失穩(wěn)是顆粒產(chǎn)出的第一條件。因此，為驗(yàn)證渤海油田過篩管壓裂井是否存在封口帶失穩(wěn)情況，針對(duì)過篩管壓裂實(shí)施區(qū)塊的10口典型井進(jìn)行失穩(wěn)判別計(jì)算。

對(duì)于裂縫或塑性充填帶，地層閉合應(yīng)力由充填帶空隙壓力和支撐劑層骨架承擔(dān)(圖9)?；谏鲜隽W(xué)關(guān)系，充填帶失穩(wěn)指數(shù)S為

S=Pi(x)+σc+σV.

(1)

式中，S為支撐劑失穩(wěn)指數(shù)，MPa;Pi(x)為封口帶的孔隙壓力可通過達(dá)西公式計(jì)算，MPa;σc為支撐劑抗壓強(qiáng)度，MPa;σV為地層上覆應(yīng)力，MPa。

圖9 兩種高壓擠注破壞模式下封口帶受力

S>0,充填帶穩(wěn)定；S=0，處于失穩(wěn)臨界狀態(tài)；S<0，支撐劑失穩(wěn)。S越大，充填帶力學(xué)穩(wěn)定性越好。

如圖10所示，10口井裂縫形成條件下失穩(wěn)指數(shù)為-15.9～8.9 MPa，平均失穩(wěn)指數(shù)為-1.7 MPa；塑性擠壓條件下失穩(wěn)指數(shù)為-10.3～10.5 MPa，平均失穩(wěn)指數(shù)為-1 MPa。兩種條件下目標(biāo)井失穩(wěn)指數(shù)分布較廣泛，這是因?yàn)楦鲄^(qū)塊地層應(yīng)力非均質(zhì)性顯著，充填帶幾何參數(shù)相差較大。通過圖10可以發(fā)現(xiàn)，裂縫形成和塑性擠壓條件下，5口井均存在充填帶封口區(qū)域失穩(wěn)可能性。

圖10 渤海油田10口過篩管壓裂井各防砂段封口帶失穩(wěn)判別結(jié)果統(tǒng)計(jì)

3.3 非裂縫區(qū)地層砂被流體攜帶產(chǎn)出機(jī)制及工程原因

對(duì)于前期存在出砂背景下高滲透易出砂儲(chǔ)層或裂縫雙線性流效應(yīng)不明顯的情況，裂縫外區(qū)域的射孔孔眼存在明顯流體產(chǎn)出現(xiàn)象，井筒內(nèi)無擋砂屏障，導(dǎo)致出砂(圖11)。長(zhǎng)期出砂導(dǎo)致儲(chǔ)層形成地層砂產(chǎn)出優(yōu)勢(shì)通道[15-16]，優(yōu)勢(shì)通道一旦接通非裂縫區(qū)域射孔點(diǎn)，地層砂仍然可以從其流到井筒而產(chǎn)出。目前渤海油田過篩管壓裂井均為具有較長(zhǎng)出砂歷史的老井，其射孔相位角為60°或120°，螺旋式打孔，與裂縫延伸方向不一致的射孔點(diǎn)未有任何防砂措施，投產(chǎn)時(shí)地層砂很可能通過這些射孔點(diǎn)從非裂縫區(qū)域流入井筒。

圖11 非裂縫區(qū)地層砂被流體攜帶產(chǎn)出機(jī)制

4 渤海油田過篩管壓裂井固體顆粒產(chǎn)出防控對(duì)策

渤海油田油井過篩管壓裂后的固體顆粒返吐產(chǎn)出涉及不同的儲(chǔ)層類型、壓裂充填模式、出砂機(jī)制，需要進(jìn)行專門的高壓擠注條件下的壓裂充填模式的判別，弄清近井充填模式，明確出砂機(jī)制和類型，進(jìn)而制定有針對(duì)性的技術(shù)措施。

4.1 提高涂覆砂封口帶的厚度和強(qiáng)度

封口帶失效是導(dǎo)致壓裂裂縫充填和塑性擠壓充填支撐劑返吐的關(guān)鍵原因，提高涂覆砂封口帶的厚度和強(qiáng)度有助于防止支撐劑返吐。提高涂覆砂封口帶的厚度的技術(shù)措施包括提高施工過程中涂覆砂的用量比例，裂縫充填模式涂覆砂用量比例提升到30%以上，塑性擠壓充填模式涂覆砂用量比例提升到50%以上。通過優(yōu)化涂覆砂化學(xué)劑配方，使之匹配井下高礦化度環(huán)境，提高初始膠結(jié)強(qiáng)度和對(duì)環(huán)境的耐受度。

4.2 優(yōu)化施工泵注程序?qū)崿F(xiàn)人工強(qiáng)制脫砂

目前過篩管壓裂工藝在施工結(jié)束前沒有人工脫砂程序，會(huì)造成裂縫內(nèi)支撐劑鋪砂濃度較低，充填不密實(shí)留下較大孔喉，使得地層細(xì)砂通過孔喉產(chǎn)出。優(yōu)化施工泵注程序，實(shí)現(xiàn)人工強(qiáng)制脫砂，加強(qiáng)充填密實(shí)度，有利于防止出砂。具體技術(shù)措施是在施工后期泵注涂覆砂支撐劑階段，提高排量的同時(shí)將砂比大幅度提高80%～100%，然后降低排量，緩慢頂替，促使脫砂，形成近井地帶和井筒內(nèi)的高密實(shí)充填。

4.3 使用化學(xué)固砂方法二次固結(jié)非充填區(qū)域的原始地層

渤海油田儲(chǔ)層本身為中高滲和高滲儲(chǔ)層，流通性較好。除了裂縫支撐帶作為流體主要產(chǎn)出通道外，非裂縫區(qū)域的原始地層也是流體產(chǎn)出通道，達(dá)到地層出砂條件后，地層砂通過過篩管通道產(chǎn)出到井筒。針對(duì)此原因的技術(shù)防控對(duì)策是使用化學(xué)固砂方法二次固結(jié)非充填區(qū)域的原始地層，提高固結(jié)強(qiáng)度，避免地層出砂。

4.4 生產(chǎn)過程中尤其是投產(chǎn)初期控制合理壓差和產(chǎn)量

過篩管壓裂井投產(chǎn)后，尤其是投產(chǎn)初期，生產(chǎn)壓差越大，井底和裂縫內(nèi)壓力越低，造成涂覆砂封口帶承受的骨架應(yīng)力越大，越容易失穩(wěn)破壞。同時(shí)，產(chǎn)量越高，流體攜帶支撐劑和地層砂的能力越強(qiáng)，越容易出砂?？刂坪侠韷翰詈彤a(chǎn)量是減緩固體顆粒產(chǎn)出的重要措施。

4.5 出砂嚴(yán)重的井采用小篩管二次防砂作業(yè)

過篩管壓裂作業(yè)在原篩管上打穿長(zhǎng)度約2 m的通道，作業(yè)完畢后該通道為開放狀態(tài)，也是儲(chǔ)層固體顆粒的產(chǎn)出通道。對(duì)于出砂嚴(yán)重、采用其他措施均難以解決出砂問題的油井，需要在原篩管內(nèi)再次下入小直徑篩管封堵打開的通道。根據(jù)渤海油田儲(chǔ)層地層砂特征，推薦使用精密小篩管，擋砂精度控制為0.15～0.2 mm。

5 結(jié) 論

(1)渤海油田中高滲儲(chǔ)層過篩管壓裂后存在裂縫充填和塑性帶充填2種模式。固體顆粒返吐產(chǎn)出機(jī)制有3種，即裂縫封口帶失效后流體攜帶支撐劑產(chǎn)出機(jī)制、塑性充填封口帶失效后流體攜帶支撐劑產(chǎn)出機(jī)制、非裂縫充填區(qū)原始地層砂產(chǎn)出機(jī)制。

(2)導(dǎo)致裂縫或塑性充填帶的涂覆砂封口帶失效的主要原因有涂覆砂固結(jié)性能不足和逐漸衰減、油井生產(chǎn)壓差過大導(dǎo)致封口帶骨架增加誘發(fā)失穩(wěn)。產(chǎn)量過高使流體流速達(dá)到攜帶支撐劑和地層砂的臨界條件是固體顆粒返吐的基本原因，中高滲儲(chǔ)層非充填區(qū)存在流體產(chǎn)出造成地層出砂是過篩管壓裂后地層砂產(chǎn)出的主要原因。

(3)針對(duì)渤海油田10口典型的過篩管壓裂井進(jìn)行失穩(wěn)判別，10口井裂縫形成條件下失穩(wěn)指數(shù)為-15.9～8.9 MPa，平均失穩(wěn)指數(shù)為-1.7 MPa；塑性擠壓條件下失穩(wěn)指數(shù)為-10.3～10.5 MPa，平均失穩(wěn)指數(shù)為-1 MPa；裂縫形成和塑性擠壓條件下，5口井均存在充填帶封口區(qū)域失穩(wěn)可能性。

(4)固體顆粒返吐控制技術(shù)對(duì)策主要包括：改善涂覆砂固結(jié)性能提高封口強(qiáng)度、優(yōu)化砂比排量和泵注程序在施工結(jié)束時(shí)實(shí)施強(qiáng)制脫砂提高封口帶充填密實(shí)度、使用化學(xué)劑輔助固結(jié)地層砂、控制合理生產(chǎn)壓差和產(chǎn)量。對(duì)于固體顆粒產(chǎn)出嚴(yán)重的井，使用小尺寸篩管在原井篩管內(nèi)進(jìn)行二次機(jī)械防砂。