東河石炭系油藏注氣受效井出砂加劇問題研究

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部，新疆庫爾勒 841000）

隨著東河石炭系油藏開發進入中后期，開采特征整體呈現高含水、高采出程度，開發難度加大，注水開發已難以滿足生產需求[1–9]。鑒于塔里木油田氣源豐富且氣體滲流阻力低、對剩余油驅替能力強， 目前注氣開發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 日全面進入“注氣驅油時代”，開發效果得到較大改善。截至目前，已有15 口井注氣受效，10 口機采井實現自噴生產，其中兩口井日產油達100 t，5 口井日產油50 t 以上，注氣累增油高達35×104t，為東河石炭系油藏穩產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，產層砂埋、機采不適應、井口裝置刺損等問題頻發，嚴重影響產量和現場安全生產。本文旨在研究注氣開發過程中出砂加劇引發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，膠結物以方解石為主，在開發初期通過理論計算和試油試采，認為地層出砂可能性較小，因此，油井投產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過注水開發后，儲層中的黏土發生膨脹運移，嚴重破壞地層的膠結力，地層出砂問題日漸顯著[12–13]。在此基礎上，自2014年實施注氣開發試驗且伴隨注氣開發不斷深入，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生產壓差過大是地層出砂的主要外因。當生產壓差過大甚至超過其臨界值時，地層將會發生剪切破壞而出砂[14–15]。由圖2 可以看出，地層出砂和生產壓差呈正相關關系。在注氣開發過程中地 層壓力逐漸上升，同時受效井氣油比上升導致流壓降低，從而使生產壓差變大，出砂加劇。②油藏長期降壓開發后經注氣補充能量開發，應力變化導致儲層穩定性變差。③在注氣開發過程中，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，嚴重影響儲層骨架和膠結強度。通過對比研究區10 口注氣受效自噴井生產參數變化特征發現，地層出砂量與產氣量呈同步增加趨勢。

圖2 不同生產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，產層砂埋、機采不適、井口裝置磨蝕等問題逐漸凸顯，嚴重影響產量，同時制約現場安全生產。

2.1 產層砂埋

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

東河1–8–8 井為研究區注氣受效電泵井，自2018 年5 月開始，該井產液量和動液面逐漸下降，整體呈現出地層供液不足的特征。2018 年7 月因卡泵進行檢泵作業，作業中發現產層全部砂埋，沖砂后產能迅速釋放，日產量和動液面均恢復至正常水平（圖4）。

2.2 機采不適應

圖3 東河石炭系油藏砂埋速度變化

圖4 東河1–8–8 井生產曲線

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

油田開發方式由注水轉為注氣后，研究區機采井檢泵周期呈現逐年下降趨勢。尤其自2017 年擴大注氣規模以后，隨著注氣受效進一步加劇，因地層出砂加劇、氣油比上升以及瀝青質析出等原因導致機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、泵燒等檢泵作業占45%，嚴重影響時率和產量。

2.3 井口裝置磨蝕

伴隨注氣受效，油井逐漸呈現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。若發現不及時，會發生堵頭和管線刺漏事件，為安全生產埋下隱患，現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口井地層出砂嚴重，日常檢查時均出現不同程度的油嘴刺大、堵頭刺損和管線減薄現象。現場需頻繁檢查、更換油嘴和堵頭，嚴重制約現場安全和平穩生產。

3 主要防砂技術

3.1 地層防砂

3.1.1 控制生產壓差

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

3.1.2 PCS 地層防砂

PCS 地層防砂技術集化學和產層改造為一體，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；②恢復坍塌的地層井壁，使附近地應力重新分布，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[16]。

東河1 井為東河石炭系油藏注氣受效井，該井地層出砂嚴重，在未采用PCS 地層防砂之前，月砂埋速度高達18.48 m。自2014 年采用PCS 地層防砂技術后，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，完井作業時將防砂篩管掛到套管上，下到產層部位防止砂由地層進入井筒[9]。目前研究區共有兩口井采用防砂篩管完井方式，作業中未發現井筒砂埋且未發生因出砂嚴重導致的泵卡和泵燒問題，檢泵周期長，防砂效果好。

3.2.2 優化防砂管柱

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，可大大減少作業時間。東河1–7–7T 井地層出砂嚴重，采用一體化防砂管柱生產期間頻繁檢泵，平均檢泵周期為98 d，該井優化為丟手防砂管柱后，砂卡故障減少，生產時率和檢泵周期大幅上升，生產情況好轉。

3.2.3 轉變采油方式

將原有的電泵和抽油機采油優化為氣舉采油。氣舉采油利用氣體作為人工舉升的動力，井下無運動件，對出砂井的適應性強，可極大地解決因出砂嚴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必要的過渡采油方式。 通過對比三種機采井生產時率和維護作業井次發現，自2017 年擴大注氣規模以來，電泵和抽油機井生產時率僅為87%，檢泵作業井次高達54 次，而氣舉井生產時率高達96%，因氣舉閥漏失進行的維護作業僅1 次，作業次數大幅降低，生產時率和產量得以保障（圖6）。

圖6 機采井生產時率和作業井次統計

3.3 地面治砂

3.3.1 優化油嘴和堵頭材質

目前井口油嘴和堵頭材質為35 鉻鉬，耐沖蝕作用相對較弱。通過借鑒高壓氣井井口裝置，將油嘴和堵頭材質及結構進行優化：在原有35 鉻鉬油嘴中心嵌入所需規格的碳化鎢芯管，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期間，油嘴檢查周期僅為3 d，且檢查時仍發現油嘴刺大、堵頭刺損情況；將油嘴、堵頭材質優化為碳化鎢后，油嘴檢查周期延長至15 d，截至目前已使用98 d，仍未發生刺損現象。

3.3.2 井口加裝除砂器

在生產閥外側加裝除砂器（圖7），利用重力和旋轉時的離心力將砂從流體中分離出來，從而減小砂對后續管材的沖蝕作用，現場需定期進行排砂并根據排砂量進行優化調控。

圖7 井口工藝流程

3.3.3 井口采用二級節流

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

4 結論

（1）隨著注氣開發持續推進，地層壓力穩步回升，生產壓差和產氣量增大導致油井出砂加劇。

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

（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，助力注氣開發提采增產。