东河石炭系油藏注气受效井出砂加剧问题研究

郑伟涛，刘小岑，林清金，王俊芳，李宝强，许雪蓉

（中国石油塔里木油田分公司东河油气开发部，新疆库尔勒 841000）

随着东河石炭系油藏开发进入中后期，开采特征整体呈现高含水、高采出程度，开发难度加大，注水开发已难以满足生产需求[1–9]。鉴于塔里木油田气源丰富且气体渗流阻力低、对剩余油驱替能力强， 目前注气开发已成为东河石炭系油藏提高原油采收率的主要方式[1]。

东河石炭系油藏于2014年7月开展注气开发试验，随着最后一口注水井（东河1–4–7 井）的停注，油藏于2018 年4 月13 日全面进入“注气驱油时代”，开发效果得到较大改善。截至目前，已有15 口井注气受效，10 口机采井实现自喷生产，其中两口井日产油达100 t，5 口井日产油50 t 以上，注气累增油高达35×104t，为东河石炭系油藏稳产20×104t 提供了重要保障。

虽然东河石炭系油藏注气提采效果显著，但与此同时也带来诸多问题[1]。其中，注气受效井出砂加剧问题显著，产层砂埋、机采不适应、井口装置刺损等问题频发，严重影响产量和现场安全生产。本文旨在研究注气开发过程中出砂加剧引发的系列问题并提出针对性对策，从而保障东河石炭系油藏注气开发取得更好的效果。

1 出砂加剧机理

东河石炭系油藏储层岩性以长石岩屑质石英砂岩为主，平均埋深5 760 m，因储层埋藏深、压实作用强，胶结物以方解石为主，在开发初期通过理论计算和试油试采，认为地层出砂可能性较小，因此，油井投产时未采取任何防砂措施[10–11]。在长期开采过程中，伴随地层压力衰减且经过注水开发后，储层中的黏土发生膨胀运移，严重破坏地层的胶结力，地层出砂问题日渐显著[12–13]。在此基础上，自2014年实施注气开发试验且伴随注气开发不断深入，注气受效井原油全分析显示，含砂量不断上升，井口取样可见沉砂，地层呈现出砂加剧的特征（图1）。

图1 注气受效井含砂量变化曲线

综合分析注气受效井出砂加剧原因主要包括三个方面：①生产压差过大是地层出砂的主要外因。当生产压差过大甚至超过其临界值时，地层将会发生剪切破坏而出砂[14–15]。由图2 可以看出，地层出砂和生产压差呈正相关关系。在注气开发过程中地 层压力逐渐上升，同时受效井气油比上升导致流压降低，从而使生产压差变大，出砂加剧。②油藏长期降压开发后经注气补充能量开发，应力变化导致储层稳定性变差。③在注气开发过程中，随着注气受效，气油比逐渐上升，而气体有较高的线流速度，对岩石颗粒的拉伸破坏作用高于液体，严重影响储层骨架和胶结强度。通过对比研究区10 口注气受效自喷井生产参数变化特征发现，地层出砂量与产气量呈同步增加趋势。

图2 不同生产压差下砂埋速度曲线

2 出砂的危害

随着注气受效井出砂加剧，产层砂埋、机采不适、井口装置磨蚀等问题逐渐凸显，严重影响产量，同时制约现场安全生产。

2.1 产层砂埋

自2014 年注气开发以来，东河石炭系油藏砂埋速度呈现逐渐上升趋势（图3）。尤其自2017 年油藏扩大注气规模以来，砂埋速度急剧增大，平均月砂埋速度已高达11.59 m。通过统计研究区8 口电泵井64 次清砂作业情况发现，单井月砂埋速度最大可达32.89 m，产层砂埋严重。砂埋产层会堵塞流体由地层进入井筒的通道，造成地层供液不足，影响产能释放。

东河1–8–8 井为研究区注气受效电泵井，自2018 年5 月开始，该井产液量和动液面逐渐下降，整体呈现出地层供液不足的特征。2018 年7 月因卡泵进行检泵作业，作业中发现产层全部砂埋，冲砂后产能迅速释放，日产量和动液面均恢复至正常水平（图4）。

2.2 机采不适应

图3 东河石炭系油藏砂埋速度变化

图4 东河1–8–8 井生产曲线

电泵井出砂会引起泵轴砂卡，从而导致频繁过载停机，同时会堵塞泵吸入口，造成欠载停机，还会导致抽油泵阀尔堵塞、泵卡。对于出砂严重的油井，电泵和抽油机采油已不能满足正常生产。

油田开发方式由注水转为注气后，研究区机采井检泵周期呈现逐年下降趋势。尤其自2017 年扩大注气规模以后，随着注气受效进一步加剧，因地层出砂加剧、气油比上升以及沥青质析出等原因导致机采井检泵周期大幅下降，目前仅为290 d。其中，由地层出砂引起的过载停机、泵卡、泵烧等检泵作业占45%，严重影响时率和产量。

2.3 井口装置磨蚀

伴随注气受效，油井逐渐呈现高气油比和高含砂量的特征。高流速气体夹杂地层砂对井口油嘴、堵头以及地面管线弯头处冲蚀作用大。若发现不及时，会发生堵头和管线刺漏事件，为安全生产埋下隐患，现场安全无法得到保障。目前东河石炭系油藏共有15口注气受效井，其中7口井地层出砂严重，日常检查时均出现不同程度的油嘴刺大、堵头刺损和管线减薄现象。现场需频繁检查、更换油嘴和堵头，严重制约现场安全和平稳生产。

3 主要防砂技术

3.1 地层防砂

3.1.1 控制生产压差

生产压差过大是地层出砂的主要原因。利用BP法和Forchneier 法预测东河石炭系油藏临界出砂压差普遍低于7.00 MPa，而研究区地层出砂严重的7口井实际生产压差均大于临界生产压差，其中东河1–H18C 井生产压差高达24.62 MPa。选择合理工作制度，确保油井实际生产压差小于临界生产压差是源头控制出砂的根本性措施。生产压差过大，地层出砂严重；而生产压差过小又会导致生产速度降低、产能下降[10–11]。因此现场生产制度调控应兼顾产量和地层出砂双重因素，确保注气开发过程中油井高效平稳生产。

3.1.2 PCS 地层防砂

PCS 地层防砂技术集化学和产层改造为一体，其防砂机理主要包括三个方面：①在近井地带形成高渗透人工井壁，降低表皮系数；②恢复坍塌的地层井壁，使附近地应力重新分布，防止地层坍塌，减少套管破损；③有效解除地层堵塞，提高地层渗透率，既防砂又增产[16]。

东河1 井为东河石炭系油藏注气受效井，该井地层出砂严重，在未采用PCS 地层防砂之前，月砂埋速度高达18.48 m。自2014 年采用PCS 地层防砂技术后，月砂埋速度平均为2.68 m，出砂速度明显降低，地层出砂大幅减弱，PCS 地层防砂效果显著（图5）。

图5 东河1 井PCS 地层防砂前后砂埋速度变化特征

3.2 井筒防砂

3.2.1 防砂完井

新井采取先期防砂完井方式，完井作业时将防砂筛管挂到套管上，下到产层部位防止砂由地层进入井筒[9]。目前研究区共有两口井采用防砂筛管完井方式，作业中未发现井筒砂埋且未发生因出砂严重导致的泵卡和泵烧问题，检泵周期长，防砂效果好。

3.2.2 优化防砂管柱

采用“MCHR 封隔器+防砂管+沉砂管”丢手防砂管柱。与传统一体化防砂管柱相比，丢手防砂管柱可以通过打压验证封隔效果，同时因MCHR 封隔器与电泵管柱分开，可大大减少作业时间。东河1–7–7T 井地层出砂严重，采用一体化防砂管柱生产期间频繁检泵，平均检泵周期为98 d，该井优化为丢手防砂管柱后，砂卡故障减少，生产时率和检泵周期大幅上升，生产情况好转。

3.2.3 转变采油方式

将原有的电泵和抽油机采油优化为气举采油。气举采油利用气体作为人工举升的动力，井下无运动件，对出砂井的适应性强，可极大地解决因出砂严重引起的机采不适和自喷井因积液、地层压力下降停喷后难以复喷的问题。目前来说，气举采油为注气受效井从机采到自喷生产必要的过渡采油方式。 通过对比三种机采井生产时率和维护作业井次发现，自2017 年扩大注气规模以来，电泵和抽油机井生产时率仅为87%，检泵作业井次高达54 次，而气举井生产时率高达96%，因气举阀漏失进行的维护作业仅1 次，作业次数大幅降低，生产时率和产量得以保障（图6）。

图6 机采井生产时率和作业井次统计

3.3 地面治砂

3.3.1 优化油嘴和堵头材质

目前井口油嘴和堵头材质为35 铬钼，耐冲蚀作用相对较弱。通过借鉴高压气井井口装置，将油嘴和堵头材质及结构进行优化：在原有35 铬钼油嘴中心嵌入所需规格的碳化钨芯管，同时在原有35 铬钼堵头上镶嵌厚度为7～10 mm 碳化钨加固层。通过此种方式，极大地延缓了井口装置磨蚀速率，地面生产安全得以保障。

东河1–5–9 井和东河1–H18C 井为石炭系油藏两口注气受效自喷井，出砂问题显著。在使用35铬钼油嘴和堵头生产期间，油嘴检查周期仅为3 d，且检查时仍发现油嘴刺大、堵头刺损情况；将油嘴、堵头材质优化为碳化钨后，油嘴检查周期延长至15 d，截至目前已使用98 d，仍未发生刺损现象。

3.3.2 井口加装除砂器

在生产阀外侧加装除砂器（图7），利用重力和旋转时的离心力将砂从流体中分离出来，从而减小砂对后续管材的冲蚀作用，现场需定期进行排砂并根据排砂量进行优化调控。

图7 井口工艺流程

3.3.3 井口采用二级节流

在除砂器外侧加装角阀进行一级节流，然后在角阀后加装油嘴进行二级节流，通过两级节流（图7），减小砂在管线中的流速从而减弱砂对油嘴、堵头和后续管线的冲蚀，确保地面风险受控。

4 结论

（1）随着注气开发持续推进，地层压力稳步回升，生产压差和产气量增大导致油井出砂加剧。

（2）伴随出砂加剧，机采井严重砂卡、频繁检泵，自喷井产层砂埋、井口装置刺损变形，严重制约了产量增长和现场安全生产。

（3）通过建立地层–井筒–地面防治一体化体系，源头治理出砂，兼以井筒和地面治砂，保障油井高效安全生产，助力注气开发提采增产。