鄭偉濤，劉小岑，林清金，王俊芳，李寶強，許雪蓉

（中國石油塔里木油田分公司東河油氣開發(fā)部，新疆庫爾勒 841000）

隨著東河石炭系油藏開發(fā)進(jìn)入中后期，開采特征整體呈現(xiàn)高含水、高采出程度，開發(fā)難度加大，注水開發(fā)已難以滿足生產(chǎn)需求[1–9]。鑒于塔里木油田氣源豐富且氣體滲流阻力低、對剩余油驅(qū)替能力強， 目前注氣開發(fā)已成為東河石炭系油藏提高原油采收率的主要方式[1]。

東河石炭系油藏于2014年7月開展注氣開發(fā)試驗，隨著最后一口注水井（東河1–4–7 井）的停注，油藏于2018 年4 月13 日全面進(jìn)入“注氣驅(qū)油時代”，開發(fā)效果得到較大改善。截至目前，已有15 口井注氣受效，10 口機采井實現(xiàn)自噴生產(chǎn)，其中兩口井日產(chǎn)油達(dá)100 t，5 口井日產(chǎn)油50 t 以上，注氣累增油高達(dá)35×104t，為東河石炭系油藏穩(wěn)產(chǎn)20×104t 提供了重要保障。

雖然東河石炭系油藏注氣提采效果顯著，但與此同時也帶來諸多問題[1]。其中，注氣受效井出砂加劇問題顯著，產(chǎn)層砂埋、機采不適應(yīng)、井口裝置刺損等問題頻發(fā)，嚴(yán)重影響產(chǎn)量和現(xiàn)場安全生產(chǎn)。本文旨在研究注氣開發(fā)過程中出砂加劇引發(fā)的系列問題并提出針對性對策，從而保障東河石炭系油藏注氣開發(fā)取得更好的效果。

1 出砂加劇機理

東河石炭系油藏儲層巖性以長石巖屑質(zhì)石英砂巖為主，平均埋深5 760 m，因儲層埋藏深、壓實作用強，膠結(jié)物以方解石為主，在開發(fā)初期通過理論計算和試油試采，認(rèn)為地層出砂可能性較小，因此，油井投產(chǎn)時未采取任何防砂措施[10–11]。在長期開采過程中，伴隨地層壓力衰減且經(jīng)過注水開發(fā)后，儲層中的黏土發(fā)生膨脹運移，嚴(yán)重破壞地層的膠結(jié)力，地層出砂問題日漸顯著[12–13]。在此基礎(chǔ)上，自2014年實施注氣開發(fā)試驗且伴隨注氣開發(fā)不斷深入，注氣受效井原油全分析顯示，含砂量不斷上升，井口取樣可見沉砂，地層呈現(xiàn)出砂加劇的特征（圖1）。

圖1 注氣受效井含砂量變化曲線

綜合分析注氣受效井出砂加劇原因主要包括三個方面：①生產(chǎn)壓差過大是地層出砂的主要外因。當(dāng)生產(chǎn)壓差過大甚至超過其臨界值時，地層將會發(fā)生剪切破壞而出砂[14–15]。由圖2 可以看出，地層出砂和生產(chǎn)壓差呈正相關(guān)關(guān)系。在注氣開發(fā)過程中地 層壓力逐漸上升，同時受效井氣油比上升導(dǎo)致流壓降低，從而使生產(chǎn)壓差變大，出砂加劇。②油藏長期降壓開發(fā)后經(jīng)注氣補充能量開發(fā)，應(yīng)力變化導(dǎo)致儲層穩(wěn)定性變差。③在注氣開發(fā)過程中，隨著注氣受效，氣油比逐漸上升，而氣體有較高的線流速度，對巖石顆粒的拉伸破壞作用高于液體，嚴(yán)重影響儲層骨架和膠結(jié)強度。通過對比研究區(qū)10 口注氣受效自噴井生產(chǎn)參數(shù)變化特征發(fā)現(xiàn)，地層出砂量與產(chǎn)氣量呈同步增加趨勢。

圖2 不同生產(chǎn)壓差下砂埋速度曲線

2 出砂的危害

隨著注氣受效井出砂加劇，產(chǎn)層砂埋、機采不適、井口裝置磨蝕等問題逐漸凸顯，嚴(yán)重影響產(chǎn)量，同時制約現(xiàn)場安全生產(chǎn)。

2.1 產(chǎn)層砂埋

自2014 年注氣開發(fā)以來，東河石炭系油藏砂埋速度呈現(xiàn)逐漸上升趨勢（圖3）。尤其自2017 年油藏擴大注氣規(guī)模以來，砂埋速度急劇增大，平均月砂埋速度已高達(dá)11.59 m。通過統(tǒng)計研究區(qū)8 口電泵井64 次清砂作業(yè)情況發(fā)現(xiàn)，單井月砂埋速度最大可達(dá)32.89 m，產(chǎn)層砂埋嚴(yán)重。砂埋產(chǎn)層會堵塞流體由地層進(jìn)入井筒的通道，造成地層供液不足，影響產(chǎn)能釋放。

東河1–8–8 井為研究區(qū)注氣受效電泵井，自2018 年5 月開始，該井產(chǎn)液量和動液面逐漸下降，整體呈現(xiàn)出地層供液不足的特征。2018 年7 月因卡泵進(jìn)行檢泵作業(yè)，作業(yè)中發(fā)現(xiàn)產(chǎn)層全部砂埋，沖砂后產(chǎn)能迅速釋放，日產(chǎn)量和動液面均恢復(fù)至正常水平（圖4）。

2.2 機采不適應(yīng)

圖3 東河石炭系油藏砂埋速度變化

圖4 東河1–8–8 井生產(chǎn)曲線

電泵井出砂會引起泵軸砂卡，從而導(dǎo)致頻繁過載停機，同時會堵塞泵吸入口，造成欠載停機，還會導(dǎo)致抽油泵閥爾堵塞、泵卡。對于出砂嚴(yán)重的油井，電泵和抽油機采油已不能滿足正常生產(chǎn)。

油田開發(fā)方式由注水轉(zhuǎn)為注氣后，研究區(qū)機采井檢泵周期呈現(xiàn)逐年下降趨勢。尤其自2017 年擴大注氣規(guī)模以后，隨著注氣受效進(jìn)一步加劇，因地層出砂加劇、氣油比上升以及瀝青質(zhì)析出等原因?qū)е聶C采井檢泵周期大幅下降，目前僅為290 d。其中，由地層出砂引起的過載停機、泵卡、泵燒等檢泵作業(yè)占45%，嚴(yán)重影響時率和產(chǎn)量。

2.3 井口裝置磨蝕

伴隨注氣受效，油井逐漸呈現(xiàn)高氣油比和高含砂量的特征。高流速氣體夾雜地層砂對井口油嘴、堵頭以及地面管線彎頭處沖蝕作用大。若發(fā)現(xiàn)不及時，會發(fā)生堵頭和管線刺漏事件，為安全生產(chǎn)埋下隱患，現(xiàn)場安全無法得到保障。目前東河石炭系油藏共有15口注氣受效井，其中7口井地層出砂嚴(yán)重，日常檢查時均出現(xiàn)不同程度的油嘴刺大、堵頭刺損和管線減薄現(xiàn)象?，F(xiàn)場需頻繁檢查、更換油嘴和堵頭，嚴(yán)重制約現(xiàn)場安全和平穩(wěn)生產(chǎn)。

3 主要防砂技術(shù)

3.1 地層防砂

3.1.1 控制生產(chǎn)壓差

生產(chǎn)壓差過大是地層出砂的主要原因。利用BP法和Forchneier 法預(yù)測東河石炭系油藏臨界出砂壓差普遍低于7.00 MPa，而研究區(qū)地層出砂嚴(yán)重的7口井實際生產(chǎn)壓差均大于臨界生產(chǎn)壓差，其中東河1–H18C 井生產(chǎn)壓差高達(dá)24.62 MPa。選擇合理工作制度，確保油井實際生產(chǎn)壓差小于臨界生產(chǎn)壓差是源頭控制出砂的根本性措施。生產(chǎn)壓差過大，地層出砂嚴(yán)重；而生產(chǎn)壓差過小又會導(dǎo)致生產(chǎn)速度降低、產(chǎn)能下降[10–11]。因此現(xiàn)場生產(chǎn)制度調(diào)控應(yīng)兼顧產(chǎn)量和地層出砂雙重因素，確保注氣開發(fā)過程中油井高效平穩(wěn)生產(chǎn)。

3.1.2 PCS 地層防砂

PCS 地層防砂技術(shù)集化學(xué)和產(chǎn)層改造為一體，其防砂機理主要包括三個方面：①在近井地帶形成高滲透人工井壁，降低表皮系數(shù)；②恢復(fù)坍塌的地層井壁，使附近地應(yīng)力重新分布，防止地層坍塌，減少套管破損；③有效解除地層堵塞，提高地層滲透率，既防砂又增產(chǎn)[16]。

東河1 井為東河石炭系油藏注氣受效井，該井地層出砂嚴(yán)重，在未采用PCS 地層防砂之前，月砂埋速度高達(dá)18.48 m。自2014 年采用PCS 地層防砂技術(shù)后，月砂埋速度平均為2.68 m，出砂速度明顯降低，地層出砂大幅減弱，PCS 地層防砂效果顯著（圖5）。

圖5 東河1 井PCS 地層防砂前后砂埋速度變化特征

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，完井作業(yè)時將防砂篩管掛到套管上，下到產(chǎn)層部位防止砂由地層進(jìn)入井筒[9]。目前研究區(qū)共有兩口井采用防砂篩管完井方式，作業(yè)中未發(fā)現(xiàn)井筒砂埋且未發(fā)生因出砂嚴(yán)重導(dǎo)致的泵卡和泵燒問題，檢泵周期長，防砂效果好。

3.2.2 優(yōu)化防砂管柱

采用“MCHR 封隔器+防砂管+沉砂管”丟手防砂管柱。與傳統(tǒng)一體化防砂管柱相比，丟手防砂管柱可以通過打壓驗證封隔效果，同時因MCHR 封隔器與電泵管柱分開，可大大減少作業(yè)時間。東河1–7–7T 井地層出砂嚴(yán)重，采用一體化防砂管柱生產(chǎn)期間頻繁檢泵，平均檢泵周期為98 d，該井優(yōu)化為丟手防砂管柱后，砂卡故障減少，生產(chǎn)時率和檢泵周期大幅上升，生產(chǎn)情況好轉(zhuǎn)。

3.2.3 轉(zhuǎn)變采油方式

將原有的電泵和抽油機采油優(yōu)化為氣舉采油。氣舉采油利用氣體作為人工舉升的動力，井下無運動件，對出砂井的適應(yīng)性強，可極大地解決因出砂嚴(yán)重引起的機采不適和自噴井因積液、地層壓力下降停噴后難以復(fù)噴的問題。目前來說，氣舉采油為注氣受效井從機采到自噴生產(chǎn)必要的過渡采油方式。 通過對比三種機采井生產(chǎn)時率和維護(hù)作業(yè)井次發(fā)現(xiàn)，自2017 年擴大注氣規(guī)模以來，電泵和抽油機井生產(chǎn)時率僅為87%，檢泵作業(yè)井次高達(dá)54 次，而氣舉井生產(chǎn)時率高達(dá)96%，因氣舉閥漏失進(jìn)行的維護(hù)作業(yè)僅1 次，作業(yè)次數(shù)大幅降低，生產(chǎn)時率和產(chǎn)量得以保障（圖6）。

圖6 機采井生產(chǎn)時率和作業(yè)井次統(tǒng)計

3.3 地面治砂

3.3.1 優(yōu)化油嘴和堵頭材質(zhì)

目前井口油嘴和堵頭材質(zhì)為35 鉻鉬，耐沖蝕作用相對較弱。通過借鑒高壓氣井井口裝置，將油嘴和堵頭材質(zhì)及結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化：在原有35 鉻鉬油嘴中心嵌入所需規(guī)格的碳化鎢芯管，同時在原有35 鉻鉬堵頭上鑲嵌厚度為7～10 mm 碳化鎢加固層。通過此種方式，極大地延緩了井口裝置磨蝕速率，地面生產(chǎn)安全得以保障。

東河1–5–9 井和東河1–H18C 井為石炭系油藏兩口注氣受效自噴井，出砂問題顯著。在使用35鉻鉬油嘴和堵頭生產(chǎn)期間，油嘴檢查周期僅為3 d，且檢查時仍發(fā)現(xiàn)油嘴刺大、堵頭刺損情況；將油嘴、堵頭材質(zhì)優(yōu)化為碳化鎢后，油嘴檢查周期延長至15 d，截至目前已使用98 d，仍未發(fā)生刺損現(xiàn)象。

3.3.2 井口加裝除砂器

在生產(chǎn)閥外側(cè)加裝除砂器（圖7），利用重力和旋轉(zhuǎn)時的離心力將砂從流體中分離出來，從而減小砂對后續(xù)管材的沖蝕作用，現(xiàn)場需定期進(jìn)行排砂并根據(jù)排砂量進(jìn)行優(yōu)化調(diào)控。

圖7 井口工藝流程

3.3.3 井口采用二級節(jié)流

在除砂器外側(cè)加裝角閥進(jìn)行一級節(jié)流，然后在角閥后加裝油嘴進(jìn)行二級節(jié)流，通過兩級節(jié)流（圖7），減小砂在管線中的流速從而減弱砂對油嘴、堵頭和后續(xù)管線的沖蝕，確保地面風(fēng)險受控。

4 結(jié)論

（1）隨著注氣開發(fā)持續(xù)推進(jìn)，地層壓力穩(wěn)步回升，生產(chǎn)壓差和產(chǎn)氣量增大導(dǎo)致油井出砂加劇。

（2）伴隨出砂加劇，機采井嚴(yán)重砂卡、頻繁檢泵，自噴井產(chǎn)層砂埋、井口裝置刺損變形，嚴(yán)重制約了產(chǎn)量增長和現(xiàn)場安全生產(chǎn)。

（3）通過建立地層–井筒–地面防治一體化體系，源頭治理出砂，兼以井筒和地面治砂，保障油井高效安全生產(chǎn)，助力注氣開發(fā)提采增產(chǎn)。