疏松砂岩油藏出砂管理

王艳辉

前言

疏松砂岩主要特点是：地层胶结疏松，埋层较浅，易出砂，原油性质以粘度高、密度高、含胶质沥青质高的重质稠油为主。由于岩性特点疏松，在岩性分析中反映出孔隙度和渗透率较致密砂岩数值要大，而且泥质含量较高，受注入水或边底水冲刷很容易出砂。

1、井况存在的问题

下面就以枣21区块为例进行对比：

大港油田自来屯油田枣21区块主要生产层位：沙河街三段，（枣Ⅲ油组），生产井段：1450-1790米。原油物性在地层条件下50℃时，粘度达到1000mPa·s以上，密度超过0.95g/cm3，原油含胶质沥青质超过30%，含蜡低于10%，凝固点都不高于20℃，属重质稠油油藏。渗透率高于150毫达西，孔隙度大于22%，泥质含量较高。断块储层物性属典型的中孔、中渗重质稠油的疏松砂岩油藏。

1.1套变、套损井

在统计的枣21区块的生产油水井当中，在修井施工过程中发现套变、套损的油水井达到7口井。根据解释描述，套变位置一般都位于油层中部或油层顶界以上，对生产影响很大。

1.2出砂严重影响油水井生产

枣21区块3口井生产过程中，因出砂原因造成泵效下降或出砂埋层现象经常发生，为油水井生产带来极大困难。

1.3长停井比例逐渐增加

截止到2012年，区块所辖的33口井中，长停井已达到20口，影响产量7.5吨/天，影响注水量100方/天。

2、井况问题恶化产生的后果

2.1注水井套变、套漏，使水井停注或无效注水

井组注水不均衡，区块北部注水量较高，注采比较高，但区块南部无注水补充能量，被迫枯竭开发。由于套漏、套变、出砂，水井自7-14-1被迫长期停注，自8-33因注水困难只能采用间注注水，严重影响了油井供液能力，产量较低。

2.2油井被迫关井后，产量损失较大

在2010年和2011年两年里，所辖油水井因套变或出砂原因造成停产达5口井，影响产量14吨/天。油水井措施开展困难，油井补孔措、防砂等措施操作难度增大。补层后，出砂、井下工具导致旧层储量损失。

2.3生产压差被迫降低，油井潜力挖掘难度加大

由于套变，无法加深泵挂，生产压差较小。自7-31由于套变，喇叭口深度1790.77米。生产压差过小，油井生产能力较低。

2.4潜在风险和管理难度增大

由于套变、出砂，油井随时有停产可能；由于套漏、出砂，水井存在较大风险。

自8-33注水井，由于套漏，被迫采用卡漏管柱，但目前两口井的油套压差已达到23MPa，已超过封隔器的设计压力，存在封隔器失效的隐患。

由于井斜度大，杆管偏磨，控躺井难度加大。井斜度较大，在抽油机井生产管理过程中，很容易造成管杆的偏磨，出现杆断脱我油管磨漏的现象，对油水井控躺井的管理带来很大的难度。

3、原因分析

3.1疏松砂岩特点来确定原因

根据停产井及套变、出砂井分布特点，确定原因。出砂、套变井在枣21区块分布最多，这与其胶结疏松，稠油携砂能力强的岩性和原油物性特点有直接关系。由于这一特点，造成了所辖油水井很容易出现出砂套变等事故。

3.2区块投产初期采油速度过快，生产压差放大造成井况变差

两个区块在投产初期，油井能量充足，为提高采油速度，生产压差放的较大，较大的生产压差，不仅对地层造成影响，相应发生套管的变形或损坏。

3.3注水井水量调整幅度过大，易造成出砂、套变

大幅度的注水量调整，使水井注水压差波动较大，很容易造成注水井出砂、套变。在注水井水量调整过程中，由于水量调整时幅度过大，很容易对地层产生激动，而导致油层出砂或瞬间的压力变化导致套管变形或损坏。这里指的主要是在注水井调配过程中，水量调整幅度过大，一段时期内，疏松砂岩油层对于注水井的水量调整要求比较高，大幅度的水量调整对井筒损害非常大。

4、针对性措施及实施效果

对于优质井况的油水井采取措施时，注意井筒保护。尤其是疏松岩层在补孔措施时的孔密与孔径的设计。

对于有恢复潜力的油水井，进行大修，以提高或恢复产能和注水能力。

对于井下工具应用，尤其是分注管柱、卡層卡漏封隔器，要认识到会由于地层胶结状况差，出砂或套变，造成工具落井，无法打捞而导致井筒的异常。

在操作施工过程中，尽量做到平稳操作，减少由于压差的波动，产生人为的油水井出砂、套变。

对于有恢复潜力的油水井，进行大修，以提高或恢复产能和注水能力。

对于斜度较大，供液差的油井，尽量降低工作制度，来延长油井的生产周期。建议对于这些采取降低冲次生产。

5、结语

在此文的分析过程中，对于前期的采油速度、生产压差等录取因时间问题，可能会存在一定误差，分析仅为个人观点，但其主要内容对于疏松砂岩油藏的油水井况管理具有明显的借鉴意义。

（作者单位：大港油田第三采油厂）