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摘 要：泥质胶结疏松的砂岩油藏，进入特高含水开发后期，随着采液强度的提高，油井出砂更为严重、更为复杂，特别是水驱和后续水驱油井防砂后低液低效、多层合采井增液不增油现象普遍存在，严重影响了油田开发效果 。防砂技术人员创新“适度防砂”、“差异化防砂”理念，研究、应用了“低液井防砂提液增产增效技术”和“差异化控水防砂技术”，改善了水驱和后续水驱油井生产效果。
关键词：水驱和后续水驱；适度防砂；差异化防砂；提液增效
【分类号】：TU855
前 言
泥质胶结疏松的砂岩油藏，胶结物以泥质为主，胶结疏松，成岩性差，取出的岩芯多为散砂。自投产以来，油井出砂严重。注水开发后，由于水的浸入，粘土遇水后膨胀，使砂粒间的胶结更为松散。特别是油田进入特高含水开发后期，随着采液强度的提高，油水流动速度加快，携砂能力增加，致使油井出砂更为严重、更为复杂。但受常规防砂技术限制，水驱和后续水驱油井防砂后低液低效、多层合采井增液不增油现象普遍存在，严重影响了油田开发效果。为了解决水驱和后续水驱油井防砂与提液、增油之间的矛盾，防砂技术人员创新防砂工艺思路，秉承“适度防砂”、“差异化防砂”理念，集成研究、应用了“低液井防砂提液增产增效技术”和“差异化控水防砂技术”，有效改善水驱和后续水驱油井生产效果。
1 水驱防砂工艺现状及面临困难
常规防砂油井低液低效、液量快速下降。多层油井笼统防砂提液与增油矛盾突出。多层生产或厚韵律层生产油井，层间层内差异大，采用常规砾石充填、滤砂管笼统防砂后，高含水层段得不到有效控制油井含水快速上升，潜力层段得不到发挥，防砂提液与增油矛盾突出。部分井因夹层薄高含水层难以有效分隔，采用常规笼统砾石充填防砂或卡封下滤，层间干扰严重，油井含水得不到有效控制，增液不增油限制了潜力层动用。特别是管变形的多层生产或厚韵律层生产油井，受技术条件限制，大多采用卡封、金属滤砂管防砂生产，卡封失效快、金属滤堵塞严重，造成部分油井长时间内低液、高含水生产。
2 防砂低效井影响因素分析研究
2.1 防砂油井低效、液量快速下降
（1）微粒堵塞炮眼和近井地带。防砂前预处理措施不到位或充填层薄、不密实都会导致大量地层微粒、粉细砂运移，与充填砂互混，堵塞炮眼和近井地带充填层，造成炮眼和充填层渗透率逐渐下降，近井地带液流阻力上升。（2）砾石充填层渗流能力低。油井作业现场地层砂筛析结果反应出：（3）防砂管柱易砂埋。4米沉砂短接的沉砂量仅仅0.012方，沉砂空间小。少量的泥质、粉细砂沉积就会造成筛管、中心管砂埋堵塞，导致油井液量快速下降甚至停产。（4）生产压差不合适。油井防砂后建立了一个动态平衡，防砂系统不断将地层释放的能量经过上部举升传统能量传递到地面。油井形成渗流良好的防砂系统后，要求控制生产压差与地层供液能力相匹配，以维护油井生产的动态平衡。生产压差控制不当就会造成油井防砂系统供排失衡，效率降低。
2.2 笼统防砂提液控水效果差
（1）多层合采井笼统防砂提液控水效果差。油田大厚层及多层合采井具有非均质性强、层间渗透率差异较明显等特点，储层非均质差异较大，主力层突进系数在2.5以上，渗透率级差大于20。采用全井笼统砾石充填或卡封滤砂管防砂，极易造成防砂后高含水层段供液能力得不到有效抑制，有潜力的低含水层段供液能力得不到充分發挥。（2）套管技术状况变差，卡封防砂生产效果差。
3 创新思路，集成研究，改善效果
针对常规防砂工艺存在的主要问题，在充分分析影响防砂效果因素的基础上，打破常规防砂技术桎梏，以充分解放油层为目的，坚持“适度”和“差异化”防砂理念，创新防砂工艺思路，开展了低液井防砂提液增产增效技术、差异化控水防砂等技术研究与改进集成，强化了防砂工艺由防御维护型到进攻增产型的转变。
3.1 低效井适度防砂提液增产增效技术
3.1.1工艺研究与集成
（1）分级砾石充填。为保持近井地带充填层较好的完整性和导流能力，达到“远防近排” 效果。调整传统的砾石充填防砂参数，实施地层、近井分级充填。通过不同粒径充填砾石优化组合，达到减少砂砾互混、增加环空、炮眼和近井地带导流和排砂能力的目的。设计遵循逐级挡砂原则，尽可能提高砾石排砂层渗透性，采用较大粒径的砾石。（2）放大筛管缝隙。在相同的条件下，0.4mm割缝流量明显较高，有利于提高液。（3）防排沉一体化管柱。一是用人工桥塞做为托砂装置代替砂面位置；二是去掉丝堵，使防砂管柱底部开放；三是清除油层底界以下套管内砂子，充分发挥下部口袋的沉砂功能。现场施工时，先下入托砂桥塞，座封丢手后下入防砂管带沉砂管，进行正常的砾石充填防砂施工即可。
3.1.2配套辅助工艺改进
一是酸化加泡沫混气水返排。当砾石充填防砂油井发生近井泥质堵塞，对充填层影响很大。泥质含量7-15%时，对充填层渗透率的影响达50-80%。对泥质含量高，地层污染严重的井，首先进行酸化处理，将堵塞物溶解或溶蚀，然后泡沫混气水返排液，利用其负压作用和携带能力强的优化点，彻底清除近井堵塞物。二是高压大剂量地填。结合现场设备能力，配套采取高压大剂量地填工艺。石英砂设计量在1.5-2.0m3左右，施工中采用大排量和高携砂比，不单纯以泵压上升多少控制填砂量，而是在现场施工设备允许的条件下，尽量将设计砂量加完，使地层填足填饱，保证地层的渗透性和稳定性。
3、现场应用及效果
现场针对低液低效防砂油井具体情况，调整防砂工艺参数，完善辅助工艺，放大生产压差，提高油井产液量。优化后的防砂工艺油井见到了提液、增油的好效果，实施23口，累计增油6512吨，具有较好的适应性。
3.2 差异化控水防砂技术
3.2.1技术研究与集成
（1）控水防砂--控制上部高含水层。该管柱主要针对井况复杂、或常规卡封效果差的油井，其特点是，对生产层下筛管砾石充填防砂，对卡封层下盲管砂埋封闭。（2）适度控水--实现层间互助生产。技术思路是：不把高含水层的产液完全控“死”，适量产液，使其发挥“井下掺水”的功能，带动低液潜力层生产。该管柱的特点是对低液潜力层放大生产压差，对高液层控制生产压差。（3）以砂代封--实现多层套变井正常生产。技术思路是：对套管变形，不具备下封隔器卡封条件的井，以砂柱代替卡封，实现多层套变井正常生产。该管柱的特点是对套变井高含水层实施盲管填砂，实现以砂代封。
3.2.2现场实施及效果
现场应用该工艺主要有以下几种情况：一是套管变形，不具备下封隔器卡封条件；二是多次卡封无效井；三是采取挂防砂管防砂效果差、有效期短的井，需采取砾石充填防砂，夹层较薄不便于充填后继续卡封的井。该工艺已应用施工7口井，有效6口，累计增油1553吨。
4 结论
（1）防砂技术的不断发展和进步是疏松砂岩稠油油藏正常开发的重要前提和技术保障。近年来，以“适度防砂”理念为指导，一是由单一的生产维护措施到防砂增产措施的转变；二是由单一技术到集成配套的转变；三是防砂工艺向油藏深入，加强工艺与油藏的结合力度，不断提高工艺对油藏的适应性的转变。（2）“适度防砂”应建立在精细储层评价、精细出砂预测模型和先进工艺配套措施的基础上，充分解放油层。目前精细储层评价、精细出砂预测模型技术还很不完善，入井液控制等清洁防砂技术还很不配套。（3）利用差异化防砂管柱加强油井产液剖面的管理，延长油井稳效生产期，为地质、工艺、采油、作业的一体化运行进行了有益的探索。
关键词：水驱和后续水驱；适度防砂；差异化防砂；提液增效
【分类号】：TU855
前 言
泥质胶结疏松的砂岩油藏，胶结物以泥质为主，胶结疏松，成岩性差，取出的岩芯多为散砂。自投产以来，油井出砂严重。注水开发后，由于水的浸入，粘土遇水后膨胀，使砂粒间的胶结更为松散。特别是油田进入特高含水开发后期，随着采液强度的提高，油水流动速度加快，携砂能力增加，致使油井出砂更为严重、更为复杂。但受常规防砂技术限制，水驱和后续水驱油井防砂后低液低效、多层合采井增液不增油现象普遍存在，严重影响了油田开发效果。为了解决水驱和后续水驱油井防砂与提液、增油之间的矛盾，防砂技术人员创新防砂工艺思路，秉承“适度防砂”、“差异化防砂”理念，集成研究、应用了“低液井防砂提液增产增效技术”和“差异化控水防砂技术”，有效改善水驱和后续水驱油井生产效果。
1 水驱防砂工艺现状及面临困难
常规防砂油井低液低效、液量快速下降。多层油井笼统防砂提液与增油矛盾突出。多层生产或厚韵律层生产油井，层间层内差异大，采用常规砾石充填、滤砂管笼统防砂后，高含水层段得不到有效控制油井含水快速上升，潜力层段得不到发挥，防砂提液与增油矛盾突出。部分井因夹层薄高含水层难以有效分隔，采用常规笼统砾石充填防砂或卡封下滤，层间干扰严重，油井含水得不到有效控制，增液不增油限制了潜力层动用。特别是管变形的多层生产或厚韵律层生产油井，受技术条件限制，大多采用卡封、金属滤砂管防砂生产，卡封失效快、金属滤堵塞严重，造成部分油井长时间内低液、高含水生产。
2 防砂低效井影响因素分析研究
2.1 防砂油井低效、液量快速下降
（1）微粒堵塞炮眼和近井地带。防砂前预处理措施不到位或充填层薄、不密实都会导致大量地层微粒、粉细砂运移，与充填砂互混，堵塞炮眼和近井地带充填层，造成炮眼和充填层渗透率逐渐下降，近井地带液流阻力上升。（2）砾石充填层渗流能力低。油井作业现场地层砂筛析结果反应出：（3）防砂管柱易砂埋。4米沉砂短接的沉砂量仅仅0.012方，沉砂空间小。少量的泥质、粉细砂沉积就会造成筛管、中心管砂埋堵塞，导致油井液量快速下降甚至停产。（4）生产压差不合适。油井防砂后建立了一个动态平衡，防砂系统不断将地层释放的能量经过上部举升传统能量传递到地面。油井形成渗流良好的防砂系统后，要求控制生产压差与地层供液能力相匹配，以维护油井生产的动态平衡。生产压差控制不当就会造成油井防砂系统供排失衡，效率降低。
2.2 笼统防砂提液控水效果差
（1）多层合采井笼统防砂提液控水效果差。油田大厚层及多层合采井具有非均质性强、层间渗透率差异较明显等特点，储层非均质差异较大，主力层突进系数在2.5以上，渗透率级差大于20。采用全井笼统砾石充填或卡封滤砂管防砂，极易造成防砂后高含水层段供液能力得不到有效抑制，有潜力的低含水层段供液能力得不到充分發挥。（2）套管技术状况变差，卡封防砂生产效果差。
3 创新思路，集成研究，改善效果
针对常规防砂工艺存在的主要问题，在充分分析影响防砂效果因素的基础上，打破常规防砂技术桎梏，以充分解放油层为目的，坚持“适度”和“差异化”防砂理念，创新防砂工艺思路，开展了低液井防砂提液增产增效技术、差异化控水防砂等技术研究与改进集成，强化了防砂工艺由防御维护型到进攻增产型的转变。
3.1 低效井适度防砂提液增产增效技术
3.1.1工艺研究与集成
（1）分级砾石充填。为保持近井地带充填层较好的完整性和导流能力，达到“远防近排” 效果。调整传统的砾石充填防砂参数，实施地层、近井分级充填。通过不同粒径充填砾石优化组合，达到减少砂砾互混、增加环空、炮眼和近井地带导流和排砂能力的目的。设计遵循逐级挡砂原则，尽可能提高砾石排砂层渗透性，采用较大粒径的砾石。（2）放大筛管缝隙。在相同的条件下，0.4mm割缝流量明显较高，有利于提高液。（3）防排沉一体化管柱。一是用人工桥塞做为托砂装置代替砂面位置；二是去掉丝堵，使防砂管柱底部开放；三是清除油层底界以下套管内砂子，充分发挥下部口袋的沉砂功能。现场施工时，先下入托砂桥塞，座封丢手后下入防砂管带沉砂管，进行正常的砾石充填防砂施工即可。
3.1.2配套辅助工艺改进
一是酸化加泡沫混气水返排。当砾石充填防砂油井发生近井泥质堵塞，对充填层影响很大。泥质含量7-15%时，对充填层渗透率的影响达50-80%。对泥质含量高，地层污染严重的井，首先进行酸化处理，将堵塞物溶解或溶蚀，然后泡沫混气水返排液，利用其负压作用和携带能力强的优化点，彻底清除近井堵塞物。二是高压大剂量地填。结合现场设备能力，配套采取高压大剂量地填工艺。石英砂设计量在1.5-2.0m3左右，施工中采用大排量和高携砂比，不单纯以泵压上升多少控制填砂量，而是在现场施工设备允许的条件下，尽量将设计砂量加完，使地层填足填饱，保证地层的渗透性和稳定性。
3、现场应用及效果
现场针对低液低效防砂油井具体情况，调整防砂工艺参数，完善辅助工艺，放大生产压差，提高油井产液量。优化后的防砂工艺油井见到了提液、增油的好效果，实施23口，累计增油6512吨，具有较好的适应性。
3.2 差异化控水防砂技术
3.2.1技术研究与集成
（1）控水防砂--控制上部高含水层。该管柱主要针对井况复杂、或常规卡封效果差的油井，其特点是，对生产层下筛管砾石充填防砂，对卡封层下盲管砂埋封闭。（2）适度控水--实现层间互助生产。技术思路是：不把高含水层的产液完全控“死”，适量产液，使其发挥“井下掺水”的功能，带动低液潜力层生产。该管柱的特点是对低液潜力层放大生产压差，对高液层控制生产压差。（3）以砂代封--实现多层套变井正常生产。技术思路是：对套管变形，不具备下封隔器卡封条件的井，以砂柱代替卡封，实现多层套变井正常生产。该管柱的特点是对套变井高含水层实施盲管填砂，实现以砂代封。
3.2.2现场实施及效果
现场应用该工艺主要有以下几种情况：一是套管变形，不具备下封隔器卡封条件；二是多次卡封无效井；三是采取挂防砂管防砂效果差、有效期短的井，需采取砾石充填防砂，夹层较薄不便于充填后继续卡封的井。该工艺已应用施工7口井，有效6口，累计增油1553吨。
4 结论
（1）防砂技术的不断发展和进步是疏松砂岩稠油油藏正常开发的重要前提和技术保障。近年来，以“适度防砂”理念为指导，一是由单一的生产维护措施到防砂增产措施的转变；二是由单一技术到集成配套的转变；三是防砂工艺向油藏深入，加强工艺与油藏的结合力度，不断提高工艺对油藏的适应性的转变。（2）“适度防砂”应建立在精细储层评价、精细出砂预测模型和先进工艺配套措施的基础上，充分解放油层。目前精细储层评价、精细出砂预测模型技术还很不完善，入井液控制等清洁防砂技术还很不配套。（3）利用差异化防砂管柱加强油井产液剖面的管理，延长油井稳效生产期，为地质、工艺、采油、作业的一体化运行进行了有益的探索。