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[摘 要]针对A区块油井出砂过程和情况，分析出砂原因包括剪切破坏产生屈服区和砂粒运移两个阶段，分析了水侵对油井出砂的影响，产水能够溶解沙粒之间的胶结物，使地层的胶结强度下降；粘土膨胀，渗透率降低；破坏油流的连续性增加阻力。
[关键词]水侵；油井出砂；沙粒运移
中图分类号：TE457 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）34-0199-01
油井出砂是油田开发过程中遇到的影响油田开发效益中的难题之一，每年要花费大量的人力物力进行防治和研究。出砂不仅会导致油井减产或者停产，以及对地下和地面的设备也造成大面积的损坏，使油井出现砂卡，套损，油井报废等严重问题。所以油井出砂问题已经成为制约油田开发的一个特别重要的问题。
1 A区块出砂情况
S矿A区块自2013年2月开始发现出砂井，截止目前，共发现出砂油井29口，2014年出现14口，2015年出现12口，2016年出现3口，合计日影响产油21.04t，且油井出砂对油井及地层有较大损害。
2 出砂区域套损情况
A区块从2007年年底开始出现第一口套损井之后，在2014年-2015年之间伴随出砂井的高峰期的出现，在出砂区域也相应的迎来了套损的高峰期。目前出砂区域有套损井14口，其中油井9口，水井5口，201年油井出现6口，2015年油井套损3口井。水井集中出现在2007年-2011年之间。
3 原因分析
3.1 地层原因
油井出砂过程大体上可分为两个各阶段：第一阶段由骨架砂变成自由砂；出砂的第一阶段中应力因素（例如井眼压力，原地应力状态、岩石强度等）是影响出砂的主要因素；液力因素（如流速、渗透率，粘度以及两相或者三相流动的相对渗透率等）。第二阶段自由砂运移。主要表现在出砂的第二阶段，即运移由于剪切破坏而形成的松散砂。A区块开始时候由于产量不高，地层没有产生破坏，随着生产的进行，由于压力衰减、含水上升使得地层发生破坏在井眼周围产生破坏区，使得油井出砂。油层含油饱和度较高时，油流在孔隙内部成连续状态。这时少量的束缚水在孔隙外围，并把微小的自由颗粒固定下来，在油流速度相当大的时候也不会被冲走。当水侵量较大的时候，会破坏油流的连续性，使之会成为大小不等的油滴，从而将油流的单向流动变为油水兩相流动，增加了油流的阻力。另外当水成为流动的连续相时，流动的剪切面为砂粒的表面，只要流速稍增大就把原来固定在沙粒表面的松散微粒冲走，并在适当的位置堆积，堵塞流动孔隙，从而严重的降低油层渗透率。最终也会使油井产生砂堵，导致最终油井的砂堵和套损以至于报废。
3.2 水井方面的原因
分析表明，油井出砂的主要原因要在于水井注水情况，所以我们要解决油井出砂的主要根源还是要在水井上下功夫。從2009年台肇油田加密-2014年，在与出砂井联通的油井共计有35口油井陆续转为水井，联通25口出砂井，占整个出砂井的96.15%，其中2009年转了20口井，占57.14%；2010-2011年转了4口井，占11.4%；2013年转了9口，占5.71%；其它年分2口。占5.7%井使得原来的反九点注水井网转为线性注水井网。以A67井为例2009年11月18日投产，与其连通的油井A68，2009年11月份油转水，在2012年10月份、11月份与其联通的两口井A164-66，A166油转水，使得井网生产方式转为线性注水井网，在PI2-4层日注水由原来的10m3，增加到40m3，增加了30m3，PI（4）-5层日注水由10m3，增加到35m3，日增加25m3，全井合计增加55m3。见表1。经过对出砂区域的水井的平均注水强度为4.29m3/d/m，注水压力20.3MPa，全区的注水强度为4.75m3/d/m，全区平均注水压力19.55MPa；注水强度平均低于全区0.46m3/d/m，出砂井区平均注水压力高于全区0.75MPa，统计表明，原有的注水方式的改变，是油井出砂的主要的原因。
4 油井出砂的治理方法
4.1 在注入端控制相关水井注水量
2015年针对油井出砂区域对注水井进行周期调整和配注水量的跟调，降低出砂区域的水井注水强度，改善井底的渗流状态，控制出砂区域的进一步扩大。针对出砂区域测试调整8口井，日降水量75m3。周期调整2口井，见表2。2016年截至到目前在出砂区域新增三口井。
4.2 在采出端控制生产压差
油井采取精细调参，采取长冲程慢冲次的原理，合理调控生产参数，是地层压力趋于平稳。
4.3 加强对出砂井的固砂治理进度，完善注采关系
A181井，2012年11月套变大修，后正常生产，2014年1月份出砂2012年11月10日为1542.5m，印痕为套管错断，该井段弯曲严重，无法加固。测井、试压合格后，采油厂要求抬高人工井底。抬高人工井底后，探得新人工井底深度为1539.4m，2014年10月份再次错断，目前该井已经报废。通过2015年对出砂区域的综合治理，目前治理效果已经初显成效，2016年到目前为止A区块新增出砂井6口，出砂的数量和范围得到了一定的控制。
5 结论与认识
（1）注采压差过大，势必造成生产压差增大，产液量增大，地层流体流速增加，流体对砂粒的拖拽力也增大，地层稳定性变差，当生产压差超过地层破裂压力时，直接导致岩层骨架破坏，引起出砂。
（2）根据注水井连通情况制定合理的采油井工作制度，合理控制生产压差，遵循“长冲程，慢冲次”的原则，必要时制定合理间抽制度，控制沉没度水平，保持液面平稳。避免因生产压差过大造成油井出砂。
（3）合理控制水井的配注水量和周期，是减少油井出砂最有效方法。
参考文献
[1] 刘希圣，钻井工艺原理[M].北京石油工业出版社，1988.
[关键词]水侵；油井出砂；沙粒运移
中图分类号：TE457 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）34-0199-01
油井出砂是油田开发过程中遇到的影响油田开发效益中的难题之一，每年要花费大量的人力物力进行防治和研究。出砂不仅会导致油井减产或者停产，以及对地下和地面的设备也造成大面积的损坏，使油井出现砂卡，套损，油井报废等严重问题。所以油井出砂问题已经成为制约油田开发的一个特别重要的问题。
1 A区块出砂情况
S矿A区块自2013年2月开始发现出砂井，截止目前，共发现出砂油井29口，2014年出现14口，2015年出现12口，2016年出现3口，合计日影响产油21.04t，且油井出砂对油井及地层有较大损害。
2 出砂区域套损情况
A区块从2007年年底开始出现第一口套损井之后，在2014年-2015年之间伴随出砂井的高峰期的出现，在出砂区域也相应的迎来了套损的高峰期。目前出砂区域有套损井14口，其中油井9口，水井5口，201年油井出现6口，2015年油井套损3口井。水井集中出现在2007年-2011年之间。
3 原因分析
3.1 地层原因
油井出砂过程大体上可分为两个各阶段：第一阶段由骨架砂变成自由砂；出砂的第一阶段中应力因素（例如井眼压力，原地应力状态、岩石强度等）是影响出砂的主要因素；液力因素（如流速、渗透率，粘度以及两相或者三相流动的相对渗透率等）。第二阶段自由砂运移。主要表现在出砂的第二阶段，即运移由于剪切破坏而形成的松散砂。A区块开始时候由于产量不高，地层没有产生破坏，随着生产的进行，由于压力衰减、含水上升使得地层发生破坏在井眼周围产生破坏区，使得油井出砂。油层含油饱和度较高时，油流在孔隙内部成连续状态。这时少量的束缚水在孔隙外围，并把微小的自由颗粒固定下来，在油流速度相当大的时候也不会被冲走。当水侵量较大的时候，会破坏油流的连续性，使之会成为大小不等的油滴，从而将油流的单向流动变为油水兩相流动，增加了油流的阻力。另外当水成为流动的连续相时，流动的剪切面为砂粒的表面，只要流速稍增大就把原来固定在沙粒表面的松散微粒冲走，并在适当的位置堆积，堵塞流动孔隙，从而严重的降低油层渗透率。最终也会使油井产生砂堵，导致最终油井的砂堵和套损以至于报废。
3.2 水井方面的原因
分析表明，油井出砂的主要原因要在于水井注水情况，所以我们要解决油井出砂的主要根源还是要在水井上下功夫。從2009年台肇油田加密-2014年，在与出砂井联通的油井共计有35口油井陆续转为水井，联通25口出砂井，占整个出砂井的96.15%，其中2009年转了20口井，占57.14%；2010-2011年转了4口井，占11.4%；2013年转了9口，占5.71%；其它年分2口。占5.7%井使得原来的反九点注水井网转为线性注水井网。以A67井为例2009年11月18日投产，与其连通的油井A68，2009年11月份油转水，在2012年10月份、11月份与其联通的两口井A164-66，A166油转水，使得井网生产方式转为线性注水井网，在PI2-4层日注水由原来的10m3，增加到40m3，增加了30m3，PI（4）-5层日注水由10m3，增加到35m3，日增加25m3，全井合计增加55m3。见表1。经过对出砂区域的水井的平均注水强度为4.29m3/d/m，注水压力20.3MPa，全区的注水强度为4.75m3/d/m，全区平均注水压力19.55MPa；注水强度平均低于全区0.46m3/d/m，出砂井区平均注水压力高于全区0.75MPa，统计表明，原有的注水方式的改变，是油井出砂的主要的原因。
4 油井出砂的治理方法
4.1 在注入端控制相关水井注水量
2015年针对油井出砂区域对注水井进行周期调整和配注水量的跟调，降低出砂区域的水井注水强度，改善井底的渗流状态，控制出砂区域的进一步扩大。针对出砂区域测试调整8口井，日降水量75m3。周期调整2口井，见表2。2016年截至到目前在出砂区域新增三口井。
4.2 在采出端控制生产压差
油井采取精细调参，采取长冲程慢冲次的原理，合理调控生产参数，是地层压力趋于平稳。
4.3 加强对出砂井的固砂治理进度，完善注采关系
A181井，2012年11月套变大修，后正常生产，2014年1月份出砂2012年11月10日为1542.5m，印痕为套管错断，该井段弯曲严重，无法加固。测井、试压合格后，采油厂要求抬高人工井底。抬高人工井底后，探得新人工井底深度为1539.4m，2014年10月份再次错断，目前该井已经报废。通过2015年对出砂区域的综合治理，目前治理效果已经初显成效，2016年到目前为止A区块新增出砂井6口，出砂的数量和范围得到了一定的控制。
5 结论与认识
（1）注采压差过大，势必造成生产压差增大，产液量增大，地层流体流速增加，流体对砂粒的拖拽力也增大，地层稳定性变差，当生产压差超过地层破裂压力时，直接导致岩层骨架破坏，引起出砂。
（2）根据注水井连通情况制定合理的采油井工作制度，合理控制生产压差，遵循“长冲程，慢冲次”的原则，必要时制定合理间抽制度，控制沉没度水平，保持液面平稳。避免因生产压差过大造成油井出砂。
（3）合理控制水井的配注水量和周期，是减少油井出砂最有效方法。
参考文献
[1] 刘希圣，钻井工艺原理[M].北京石油工业出版社，1988.