1出砂频次高带来的影响

1）作业费用高居不下。2019年注水井出砂作业22口次，全年作业劳务费用700万元，近三年因出砂造成的注水井作业井数呈现逐年上升的趋势，开发生产成本大幅增加。2）水井停欠注比例增加。2019年出砂作业注井数22口，占总开井数的17%，影响注水近6万立方米；3）注水开发效益变差。因注水井防砂作业准备时间、施工周期较长，造成部分井组注采平衡失效，井组产量下滑严重，自然递减率升高。4）隐性工作量增加。因出砂井普遍存在地层压力高、井筒压力释放慢的问题，造成出砂井作业前放溢流工作量及难度增加。同时，作业过程中冲洗出的地层砂，作为固体废弃物需要进行专项处置，安全风险管控难度增加。

2原因分析

2.1 稠油油藏出砂机理

稠油油藏主要分布在馆陶组,是河流相沉积的高饱和、高粘度、高渗透率构造层状油藏，储层胶结疏松、非均质严重、油稠、饱和压力高。储层特点：（1）油稠。原油粘度主要受微构造控制,纵向上上稠下稀，平面上边部稠顶部稀。（2）饱和压力高。原始地层压力11.5-14.2MPa，饱和压力9.9-13.2MPa，平均1.9MPa。（3）非均质严重。由于河流相沉积过程中河道的不断迁移和测相叠加、水流能量分布不均，砂体连通差、储层非均质相当严重。在注水开发中，导致水淹不均衡、储量动用不均衡。（4）地质构造和胶结方式是造成地层出泥砂。从岩心的X射线衍射看出,其胶结物主要以粘土矿物为主,而其粘土胶结物又以蒙脱石为主,蒙脱石见水后极易膨胀、分散,遇水后的岩石结构遭到破坏导致泥质砂粒运移导致胶结力下降,地层胶结强度下降,引起地层骨架破坏,这说明地质构造和胶结方式是造成地层出泥砂的主要原因。（5）油水井见水后导致地层出泥砂。从驱替实验看,当储层开始注水后,水溶解地层中的胶结物,导致油井出砂。(6)采液强度的增大引起出泥砂。由于储层埋藏较浅,胶结程度较差,在放大生产压差的情况下,使地层骨架遇到严重的破坏,造成油井出砂。在油田长期高速开发过程中,骨架砂被破坏,引起地层出泥砂。（7）热采对出砂可能造成的影响。注蒸汽热采造成地层岩石胶结疏松,并产生裂隙从而导致出砂的可能,下面通过实践方面进行分析如下:①储层胶结疏松,胶结物以粘土为主。注蒸汽后,原油粘度急剧下降,泥质胶结物容易被破坏,砂岩结构变为松散状态;②注汽结束回采时,一般生产压差较大,排液速度极大增加,将引起出砂;③蒸汽吞吐开采,注汽强度大,先吞后吐,液流双向反复,导致岩石颗粒更加松动;④高温蒸汽对油层岩石的溶蚀及粘土的膨胀解体作用。⑤蒸汽窜流导致油井出砂严重。有些油藏或区块。在蒸汽吞吐开采期间,由于注汽压力及注汽强度过高,以及油层非均质性严重等,发生汽窜现象,导致这些井在进行蒸汽吞吐回来时,出砂严重。⑥注蒸汽热力采油的注采强度大这种突出的特点,不仅导致油井易出砂,而且防砂难度极大。实践说明,虽然某些热采油井采取了绕丝筛管砾石充填防砂方法,或者高温化学剂固砂等措施,初期能取得较好的防砂效果。但经过多周期蒸汽吞吐作业后,防砂砾石层及筛管被局部冲毁,化学固结层被破坏,引起油井重新出砂严重。⑦如果油井出砂量很大,已在井眼周围形成了洞穴、孔洞等,防砂难度更大。油层结构破坏程度越大,防治效果越差。当地层出砂较为严重时，尤其在地质构造的边缘地带及断层之间的接触面上，地层移动较为活跃，此时在这个区域的地应力重新分布的过程中，就会有水平力作用在套管上，在这些位置油层套管受地层运移的挤压力较大，经常出现弯曲、缩径、错断，从而使套管发生破坏。针对浅井储层埋藏浅、压实程度低，采出强度过大，储层极易出砂形成空洞，进而引起油层坍塌及上覆岩层下陷，对油层套管形成不对称挤压，造成油层套管损坏。这是稠油区块在油层部位及油层顶界以上10m左右套管损坏的主要原因之一。

2.2 注水井出砂机理分析

针对造成注水井返吐出砂问题，从人、机、料、法、环、测六个方面积极开展原因调查，绘制鱼骨图，通过末端因素分析认为关键影响因素如下：

图1注水井返吐出砂分析鱼骨图   

2.1增注泵维修频次高

通过对注水现场相关配件使用情况进行统计分析，发现在相关注水设备使用过程中部分配件存在适用性缺陷。例如注水泵密封函填料周期短、调节阀芯易腐蚀、阀芯易刺漏及陈太使用周期短等问题。

2.2倒泵流程耗时长

   目前区块地面注水系统仍存在自动化水平低的缺陷，工作效率偏低导致压力波动大。以A联合站倒泵操作为例：目前仍采用人工调频操作来恢复干压，时间占比达到近80%，压力波动时间超过30分钟。

2.3配水间调节阀工作制度不合理

在运行过程中，发现目前配水间注水撬块存在着调节阀开合度不合理状况，尤其是低泵压时无限开大的设定，极易导致系统瞬时流量增大，影响到整个注水系统的平稳运行。  

2.4单流阀失效倒流

井口单流阀腐蚀、结垢现象普遍存在，一旦失效，泵压下降时，地层倒流返吐出砂；尤其是浅层、疏松油藏现状严重。

2.5地质因素

（1）地层的胶结状况。

岩石颗粒的胶结程度是影响油藏出砂的主要因素，油田沙一段平均埋深为1200m，地层压实作用弱，岩性主要以粉细砂岩为主，胶结方式主要为孔隙式和接触-孔隙式胶结，储层疏松，客观上为油层出砂创造了条件。

（2）储层非均质性。

油藏沙一段储层非均质性较强。垂直与水平渗透率比值为0.24，变异系数0.9，突进系数3.2。地应力的非均匀性导致地层某些方位易剪切屈服，地层原始结构破坏，油井出砂；同时流体在油层内流动不均衡，易导致个别层高速冲刷而引起出砂[3]。

（3）流体性质

稠油作用于地层颗粒上的拖曳力要比普通稀油大得多，易导致拉伸破坏，引起油井出砂。稠油的粘度为2000-10000 mPa·s，随着吞吐周期的不断增加，粘度有逐渐增大的趋势，易造成出砂。

2.6地层疏松易出砂，防砂工艺单一

油田因砂岩油藏油层埋藏浅，胶结疏松，出砂严重，主要出出砂层位主要是馆三、沙三段，统计出砂储层产量占比达到39.1%。注水井防砂以传统的覆膜砂防砂工艺为主，防砂强度低（压力波动低于3-5兆帕），统计有效期约为1年。

3 治理措施

1）督促注水配件优化升级，延长设备维修周期      

针对注水设备现场管理难点开展调研，优选出现频率高、影响大的两项问题，本着“问题-剖析-优化-跟踪”的闭环管理模式，开展配件优选和设备改良工作，有效延长维修周期，实现了平稳有效注水。

针对柱塞泵盘根寿命低的问题。采取优选芳纶盘根和柱塞润滑改造等方法。实施后，盘根使用周期由原来的1天延长至10天以上。

2）推进智能注水升级改造，提升注水系统稳定性

针对运行压力波动大、倒泵恢复时间长问题，团队为每个节点设计了稳压自动化控制策略程序，当注水压力超限时，变频器精准、自动调频控压。目前预设压力控制范围（定值±5%），避免人工调节精度低、耗时长、压力波动大等问题，降低地层返吐出砂的可能性。实施后效果显著，泵压波动控制在0.75兆帕以内，正常运行状态下调节时间实现秒级控制。倒泵操作恢复时间缩短80%以上，波动幅度得到有效控制。为解决注水撬块调节阀低压无限开大、调节滞后的问题，团队自主研发了低压保护模块，个性化设置注水压力差，实现低压自动关停功能，降低返吐出砂机率，缩短调节时间70%以上。2020年优选对压差较大、配注量较高的52口单井进行安装，应用效果显著。

3）优化调整，完善机制，落实注水管理抓手      

对注水井井口单流阀频繁失效的问题，在调研并攻克设备材质、费用问题的情况下，认为必须强化规范管理力度。通过成立专业化管控团队、规范注水管理制度、完善建立考核机制等手段，使注水管理专业化、规范化、程序化，真正实现闭环式管理。一是注水管控职能前移，将技术管理部注水管理人员前移至生产指挥中心，成立注水管控岗管理，便于更及时准确的做好注水工作的协调、问题异常处理。二是规范管理考核制度，针对单流阀时效问题，建立月度定期校检、考核机制。

4）探索注水井防砂工艺升级，延长防砂有效周期

    为有效延长防砂有效期，结合科研院所，不断探索低温覆膜砂和机械防砂工艺突破。以笼统注水井机械防砂工艺应用为例，近2年共实施23井次，防砂强度与有效期均大幅提高，平均有效期增加197天。

5 实施效果

1）注水井出砂作业情况

2020年采油区块共有注水井出砂作业5口次，对比2019年下降明显，下降17口次。

2）注水系统干压波动情况

通过改造恒压注水系统、安装低压保护模块及健全管理制度等工作，目前区块联合站注水系统干压波动频繁、幅度大的问题得到有效解决，A注水系统压力稳定性提升370%，为平稳注水工作打下了坚实的基础。

3）经济效益

2021年区块，因出砂作业注水井5井次，作业频次0.038，作业劳务费用154万元，对比2020年出砂作业井数下降17井次，作业频次下降0.132，作业劳务费下降546万元，效果显著。

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