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[摘 要]在王庄油田的开发中，油井出砂严重、套损一直是制约开发中期热采井提效的主要因素。由于稠油井经过多轮次吞吐后，位于储层边部的井因受地层细粉砂和粘土颗粒堵塞严重影响，防砂有效期短、周期产能递减大。同时，油层套管受热胀冷缩和地应力的挤压影响，也易造成套管不同程度的损坏。通过改变思路和工艺技术攻关，采用水力排砂采油治理热采出砂及油层段套损井，在王庄油田应用取得了较好的效果，为下步其它热采出砂及套损井的治理提供了有效手段。
[关键词]水力排砂采油；出砂井；套损井
中图分类号：TE355 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）30-0350-01
一、水力排砂采油机理
水力排砂采油是指在油井举升工艺上采用水力排砂泵，以喷射水动力混合液为驱动力的采油方式，主要目的是为了把近井地带及地层出砂，用动力液携带出井筒，达到排砂采油的目的。水力排砂泵具有较强的排砂能力，在油井产出液含砂量小于10%的条件下能够正常生产；混合液可大幅度降低原油粘度，不用采取辅助降粘措施；携砂采油可防止生产过程中砂埋油层。
二、水力排砂采油治理热采出砂井
位于储层边部的热采井经过多轮次吞吐后，因受地层细粉砂和粘土颗粒堵塞严重影响，防砂有效期短、周期产能递减大。而传统的治理方式以防砂为主，一般采用机械防砂、化学防砂和复合防砂，这三种防砂方式对于一些易出砂油藏往往均不适用。于是我们转变思路，采用水力排砂采油技術，由“防砂”转向“排砂”，把近井地带及地层砂排出井筒，实现效益化开发。目前，应用水力排砂采油治理热采出砂井在王庄油田郑41-斜2井区取得了较好的效果。
（一）郑41-斜2井区现状
王庄油田郑41-斜2井区位于山东省利津县王庄乡王庄油田南部，构造上处于东营凹陷北部陡坡带西段，为凸起边缘地层超覆油藏。郑41-斜2井区油层为沙一段1组，含油面积2.2km2，地质储量100×104t，油藏埋深-1210～1250米，地层倾角1°-2°。主力含油层系为河流相沉积。岩性以浅灰色含砾、砾状砂岩及粉细砂为主。储层高孔、高渗，孔隙度20.9-42.9%，平均34.4%，渗透率610-3200×10-3m2，平均1780×10-3m2，其中主力小层物性较好，渗透率为1970×10-3m2，非主力小层物性较差，渗透率平均800×10-3m2。储层非均质性严重，渗透率变异系数0.6-2.3。层内物性夹层发育，多为油干间互层。综合来说，郑41-斜2井区沙一段油层受岩性与构造控制，油藏类型为常温、常压、中高渗透、薄层层状强水敏特稠油油藏。
郑41-斜2井区于2009年投入开发，一直采用一套层系283×200m的反九点井网蒸汽吞吐开发模式。该区块因储层出砂严重、防砂后近井地带容易堵塞等问题，造成开井数少，日产油能力低。
影响该块开发的主要问题是地层出砂严重，防砂有效期短，造成低效井和长停井多。经过对比两次防砂油井的生产情况，具有两个特点：一是出现了油井防砂后第一周期生产情况最好，周期产油最多，周期平均单井日油和油汽比最高，经济效益最好。二是油井每次防砂后，随着吞吐周期的增加生产效果越来越差，生产天数、周期产油、周期平均日产油能力和油汽比逐渐下降。由于油井出砂严重，直接制约了该井区的效益开发。
（二）造成郑41-斜2井区低效的主要原因
1、地层砂粒度细，且出砂量大。因此对防砂工艺要求高，防砂难度大，同时也很易造成粉细砂岩的聚集导致地层堵塞。
2、油层胶结疏松。由于油层埋藏浅，结构疏松，原油粘度高，携砂能力强，导致生产过程中细粉砂运移，并堆积镶嵌在防砂滤管上造成堵塞。
3、粘土含量高。由于该块粘土含量较高，并且粘土矿物中蒙脱石呈膜状或片状充填，遇水膨胀破坏后对储层孔渗的伤害最大。
4、高温高压蒸汽对地层出砂的影响。
5、二次运移。在注汽过程中地层砂的二次运移也增加了地层出砂的程度。
（三）水力排砂采油治理出砂井效果
针对郑41-斜2井区地层细粉砂运移堵塞严重特点，采用水力排砂采油技术将近井地带的粉细砂排出，增加近井地带的渗透率，提高效益。
该项措施具有以下特点：一是具有较强的排砂能力，在不进行机械防砂的油井产出液含砂量小于10%的条件下能够保障其正常生产。二是混合液可大幅度降低原油粘度，不用采取辅助降粘措施。三是携砂采油可防止生产过程中砂埋油层，生产周期内能实现携砂采油生产，并能显著提高生产效益。
在郑41-斜2井区，已实施水力排砂泵采油治理出砂井8井次，目前已结束周期井共4口。对比治理前后效果，阶段增油4294吨，平均单井周期增油1074吨，使低效、无效井转化为高效井，提高了区块整体开发效益。
三、水力排砂采油治理套损井
在油气田勘探开发过程中，油井多采用射孔完井，其套管状况的好坏，直接关系到油井能否正常生产。而油井套管受各种因素的影响，容易造成套管变形、腐蚀、破陋、错断等，我们统称为套损井。尤其是热采井，经过多轮次吞吐后，油层套管受热胀冷缩和地应力的挤压影响，更易造成套管不同程度的损坏。目前，统计王庄油田套损井共有63口，其中2015年新增套损井9口，单井影响周期日油7.6吨；2016年新增7口，单井影响周期日油4.3吨。套损井的不断增多，也是制约王庄油田开发提效的主要瓶颈。
以往，针对油层段套损严重、影响生产的井的治理措施主要是套补贴、下小套管或油井更新，投入费用较高。且套补贴或下小套管后的井，因治理段内径较小，无法进行机械防砂（化学防砂在王庄油田不适用），治理有效期短，效益差。
2016年，在王庄油田油层段套损井中采用水力排砂泵尝试恢复生产，以“排砂”代替“防砂”，有效节约了下小套或大修侧钻等常规措施的高成本投入，确保了油井的正常生产。
水力排砂采油治理套损井有两个优势，一是水力泵尺寸外径较小，能顺利下入到套损井的油层附近，二是水力排砂采油不需要防砂，解决了油井套损后不能正常防砂导致油井停产局面。
目前，实施水力排砂采油治理油层段套损井2井次（郑36-20-22和郑36-10-斜7），均取得了较好的效果。以郑36-20-22井为例，该井原生产层段为ES114-5，射开13.8米，共4个小层。共生产9周期，累产油2.44万吨，累产水2.45万吨。2015年转周打捞防砂管后发现套管严重弯曲，从40臂测井图可以看出在1207.5米处修套无进尺，出现严重套损，导致停产。2016年2月，因该井生产层顶部套管严重弯曲变形，实施ES114补孔措施，共射开4个小层6.5米，和原层段合采，采用水力排砂采油工艺。
该井于2016年3月22日治理后开井，生产第10周。通过治理前后同期生产数据对比可以看出：治理后日液、日油明显高于治理前，含水也出现大幅度下降，已实现周期净增油688吨，平均日增油量达4.7吨。50美元下，创造效益296万元，取得显著的治理效果。
四、结论与认识
1、采用水力排砂采油技术治理出砂井，转变了防砂治理思路，由“防砂”转向“排砂”。能把近井地带及地层砂排出井筒，可以使因出砂严重导致的低效、无效井升级为高效井，开发效益提升显著。
2、采用水力排砂采油技术治理油层段套损井，解决了套损井治理和防砂的两大难题，节省了成本和盘活了存量资产，是低成本开发技术应用的典型范例之一，具有较大的推广应用价值。
作者简介
吴超燕，中国石化销售有限公司福建石油分公司，采油工程师，工程硕士。
[关键词]水力排砂采油；出砂井；套损井
中图分类号：TE355 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）30-0350-01
一、水力排砂采油机理
水力排砂采油是指在油井举升工艺上采用水力排砂泵，以喷射水动力混合液为驱动力的采油方式，主要目的是为了把近井地带及地层出砂，用动力液携带出井筒，达到排砂采油的目的。水力排砂泵具有较强的排砂能力，在油井产出液含砂量小于10%的条件下能够正常生产；混合液可大幅度降低原油粘度，不用采取辅助降粘措施；携砂采油可防止生产过程中砂埋油层。
二、水力排砂采油治理热采出砂井
位于储层边部的热采井经过多轮次吞吐后，因受地层细粉砂和粘土颗粒堵塞严重影响，防砂有效期短、周期产能递减大。而传统的治理方式以防砂为主，一般采用机械防砂、化学防砂和复合防砂，这三种防砂方式对于一些易出砂油藏往往均不适用。于是我们转变思路，采用水力排砂采油技術，由“防砂”转向“排砂”，把近井地带及地层砂排出井筒，实现效益化开发。目前，应用水力排砂采油治理热采出砂井在王庄油田郑41-斜2井区取得了较好的效果。
（一）郑41-斜2井区现状
王庄油田郑41-斜2井区位于山东省利津县王庄乡王庄油田南部，构造上处于东营凹陷北部陡坡带西段，为凸起边缘地层超覆油藏。郑41-斜2井区油层为沙一段1组，含油面积2.2km2，地质储量100×104t，油藏埋深-1210～1250米，地层倾角1°-2°。主力含油层系为河流相沉积。岩性以浅灰色含砾、砾状砂岩及粉细砂为主。储层高孔、高渗，孔隙度20.9-42.9%，平均34.4%，渗透率610-3200×10-3m2，平均1780×10-3m2，其中主力小层物性较好，渗透率为1970×10-3m2，非主力小层物性较差，渗透率平均800×10-3m2。储层非均质性严重，渗透率变异系数0.6-2.3。层内物性夹层发育，多为油干间互层。综合来说，郑41-斜2井区沙一段油层受岩性与构造控制，油藏类型为常温、常压、中高渗透、薄层层状强水敏特稠油油藏。
郑41-斜2井区于2009年投入开发，一直采用一套层系283×200m的反九点井网蒸汽吞吐开发模式。该区块因储层出砂严重、防砂后近井地带容易堵塞等问题，造成开井数少，日产油能力低。
影响该块开发的主要问题是地层出砂严重，防砂有效期短，造成低效井和长停井多。经过对比两次防砂油井的生产情况，具有两个特点：一是出现了油井防砂后第一周期生产情况最好，周期产油最多，周期平均单井日油和油汽比最高，经济效益最好。二是油井每次防砂后，随着吞吐周期的增加生产效果越来越差，生产天数、周期产油、周期平均日产油能力和油汽比逐渐下降。由于油井出砂严重，直接制约了该井区的效益开发。
（二）造成郑41-斜2井区低效的主要原因
1、地层砂粒度细，且出砂量大。因此对防砂工艺要求高，防砂难度大，同时也很易造成粉细砂岩的聚集导致地层堵塞。
2、油层胶结疏松。由于油层埋藏浅，结构疏松，原油粘度高，携砂能力强，导致生产过程中细粉砂运移，并堆积镶嵌在防砂滤管上造成堵塞。
3、粘土含量高。由于该块粘土含量较高，并且粘土矿物中蒙脱石呈膜状或片状充填，遇水膨胀破坏后对储层孔渗的伤害最大。
4、高温高压蒸汽对地层出砂的影响。
5、二次运移。在注汽过程中地层砂的二次运移也增加了地层出砂的程度。
（三）水力排砂采油治理出砂井效果
针对郑41-斜2井区地层细粉砂运移堵塞严重特点，采用水力排砂采油技术将近井地带的粉细砂排出，增加近井地带的渗透率，提高效益。
该项措施具有以下特点：一是具有较强的排砂能力，在不进行机械防砂的油井产出液含砂量小于10%的条件下能够保障其正常生产。二是混合液可大幅度降低原油粘度，不用采取辅助降粘措施。三是携砂采油可防止生产过程中砂埋油层，生产周期内能实现携砂采油生产，并能显著提高生产效益。
在郑41-斜2井区，已实施水力排砂泵采油治理出砂井8井次，目前已结束周期井共4口。对比治理前后效果，阶段增油4294吨，平均单井周期增油1074吨，使低效、无效井转化为高效井，提高了区块整体开发效益。
三、水力排砂采油治理套损井
在油气田勘探开发过程中，油井多采用射孔完井，其套管状况的好坏，直接关系到油井能否正常生产。而油井套管受各种因素的影响，容易造成套管变形、腐蚀、破陋、错断等，我们统称为套损井。尤其是热采井，经过多轮次吞吐后，油层套管受热胀冷缩和地应力的挤压影响，更易造成套管不同程度的损坏。目前，统计王庄油田套损井共有63口，其中2015年新增套损井9口，单井影响周期日油7.6吨；2016年新增7口，单井影响周期日油4.3吨。套损井的不断增多，也是制约王庄油田开发提效的主要瓶颈。
以往，针对油层段套损严重、影响生产的井的治理措施主要是套补贴、下小套管或油井更新，投入费用较高。且套补贴或下小套管后的井，因治理段内径较小，无法进行机械防砂（化学防砂在王庄油田不适用），治理有效期短，效益差。
2016年，在王庄油田油层段套损井中采用水力排砂泵尝试恢复生产，以“排砂”代替“防砂”，有效节约了下小套或大修侧钻等常规措施的高成本投入，确保了油井的正常生产。
水力排砂采油治理套损井有两个优势，一是水力泵尺寸外径较小，能顺利下入到套损井的油层附近，二是水力排砂采油不需要防砂，解决了油井套损后不能正常防砂导致油井停产局面。
目前，实施水力排砂采油治理油层段套损井2井次（郑36-20-22和郑36-10-斜7），均取得了较好的效果。以郑36-20-22井为例，该井原生产层段为ES114-5，射开13.8米，共4个小层。共生产9周期，累产油2.44万吨，累产水2.45万吨。2015年转周打捞防砂管后发现套管严重弯曲，从40臂测井图可以看出在1207.5米处修套无进尺，出现严重套损，导致停产。2016年2月，因该井生产层顶部套管严重弯曲变形，实施ES114补孔措施，共射开4个小层6.5米，和原层段合采，采用水力排砂采油工艺。
该井于2016年3月22日治理后开井，生产第10周。通过治理前后同期生产数据对比可以看出：治理后日液、日油明显高于治理前，含水也出现大幅度下降，已实现周期净增油688吨，平均日增油量达4.7吨。50美元下，创造效益296万元，取得显著的治理效果。
四、结论与认识
1、采用水力排砂采油技术治理出砂井，转变了防砂治理思路，由“防砂”转向“排砂”。能把近井地带及地层砂排出井筒，可以使因出砂严重导致的低效、无效井升级为高效井，开发效益提升显著。
2、采用水力排砂采油技术治理油层段套损井，解决了套损井治理和防砂的两大难题，节省了成本和盘活了存量资产，是低成本开发技术应用的典型范例之一，具有较大的推广应用价值。
作者简介
吴超燕，中国石化销售有限公司福建石油分公司，采油工程师，工程硕士。