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[摘 要]王庄郑41X2井区2009年投入开发，属于薄层岩性-构造特稠油油藏，由于油藏出砂严重，砂粒细，泥质含量高，油井近井地带堵塞严重，导致了油井防砂周期短，周期产量下降快，区块低产低效。随着吞吐轮次的增加油汽比下降较快，产量递减增大，在前期地层出砂机理研究的基础上，创新了 “水力排砂采油”和“ANS解堵”两项工艺措施，通过排砂和解堵，单井防砂周期延长，单井周期内递减得到减缓，针对该类出砂油藏，形成一套防砂、解堵的配套工艺技术，为郑41x2块以及同类型稠油油藏有效开发提供技术指导和借鉴作用。
[关键词]稠油油藏 防砂解堵 排砂解堵 延长防砂周期 采收率
中图分类号：TN929.5 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）38-0127-01
一、油藏基本概况
王庄油田郑41X2井区为凸起边缘地层超覆线附近地层超覆油藏。主力油层1组沙一段，油藏埋深为1210—1250米，构造形态简单，呈自东北向西南倾没的单斜构造，地层倾角1°-2°。沉积相为河流相沉积。岩性以含砾、砾状砂岩及粉细砂岩为主。储层为高孔、高渗储层；主力小层物性较好，非主力小层物性较差，储层非均质性严重，渗透率变异系数0.6-2.3。郑41X2井区沙一段油层为受岩性与构造控制，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。
二、开发简历及现状
2003年，郑41X2井区块钻探井1口（郑41-斜2井），钻遇馆陶组、沙一段二套油层。到2008年累产油0.9509万吨。2009年开始产能建设，开发方式可分为三个开发阶段：
（一）产能建设（2009年-2010年）
在2009年郑41X2井区进行注蒸汽吞吐开发，采用283X200m的反九点法井网，设计总井数15口，其中新钻井13口，利用老井2口。建成生产能力3.0万吨。截止2010年12月，该井区共投入15口油井，开井12口，日产液水平243.2吨，日产油水平54吨，综合含水63.9%，采油速度1.97%，累注汽5.798万吨，累产油2.0774万吨，累积油汽比0.35，采出程度2.08%。
（二）稳产阶段（2011年-2013年）
2011-2013年该井区产量相对稳定。投产15口油井，开井11口，日产液水平175吨，日产油水平41吨，综合含水76.5%，采油速度1.49%，累计采油6.2440万吨，累计注汽15.3199万吨，采出程度6.24%，油汽比0.41。
（三）产量递减阶段（2014年-目前）
郑41X2井区块一直采用蒸汽吞吐开采，由于出砂严重、地层堵塞等问题造成了区块开井数下降，日产油能力下降。到2014年12月投产15口油井，开井7口，日产液水平130吨，日产油水平24吨，综合含水81.6%，采油速度0.8%，累计采油7.2448万吨，累计注汽18.7743万吨，采出程度7.24%，油汽比0.39。
三、开发中的主要矛盾
郑41X2井区主要矛盾是地层出砂严重，防砂有效期短，造成长停井和低效井多。造成这种现状主要原因有：
1、地层砂粒度细，并且出砂量大。郑41-4-斜15和郑41-6-斜19井砂样筛析表明，2口井砂样粒度中值≤0.09mm。因此对防砂工艺的要求较高、防砂的难度较大，同时也很容易造成粉细砂岩及粘土矿物在近井地带的聚集导致地层堵塞。
2、油层胶结疏松。由于油层埋藏较浅，油层结构疏松，原油粘度较高，携砂能力强，导致生产过程中细粉砂运移严重，细粉砂及粘土矿物容易堆积镶嵌在防砂管上造成堵塞。
3、粘土含量高。由于该块粘土含量较高，容易造成粘土的破裂运移导致堵塞防砂管，室内试验证明，泥质含量高发生近井泥质堵塞，对充填层影响很大。泥质含量7-15%时，对渗透率的影响达50-80%。
4、高温高压蒸汽易造成地层出砂。蒸汽吞吐注入的高温高压蒸汽对地层结构有直接破坏作用。首先高温高压蒸汽对地层结构具有较强的冲刷作用，另外井底碱性蒸汽对地层中的矿物具有软化及溶蚀作用，降低了地层胶结程度，导致了防砂后吞吐轮次的增加油井出砂量越来越大。同时在高于合理极限注汽压力时，井底油层产生较大激动，损坏了胶结疏松地层的结构，造成岩层骨架破坏。
5、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、综合治理的主要做法
2015年應对低油价、适应新常态，郑41X2井区向技术创新要效益，强化提质增效，以控制降低成本增效为原则，采取了综合治理，提高工艺适应性，实现了区块经济效益开发。结合郑41x2井区防砂工艺及生产情况，针对区块油层薄，地层砂粒度中值小，细粉砂和泥质含量高的特点，以解除近井地带堵塞，提高渗流能力为目的，有针对性地配套“水力排砂采油”和“ANS解堵”两项工艺措施。
（一）强化分析，采用水力排砂技术提高单井产能
针对王庄油田郑41X2块地层细粉砂运移堵塞严重特点，采用携排砂采油工艺将近井地带的粉细砂排出，增加近井地带的渗透率，再防砂时减少砂粒对防砂屏障的镶嵌，提高防砂后的产能，延长防砂有效期。
该项措施有以下特点：一是水力排砂采油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%的条件下能够保证油井的正常生产。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，并能显著提高后期防砂的措施效果。
郑41-3-斜15井目前共生产12周，在第1到第7周共机械防砂三次，防砂时间短，累计产油0.5109万吨，累计注汽1.7851万吨，阶段油汽比为0.29。第8周采用水力排砂泵生产，未机械防砂，第8周生产157天，周期产油853吨，注汽1349吨，油汽比达到0.63，效益大幅度提升。在水平排砂的基础上，第9周进行机械防砂，直到第12周，一直没有重防砂，阶段注汽1.2325万吨，阶段产油0.8059万吨，油汽比0.65，效果较水平排砂泵生产之前有了明显提升。 （二）创新技术，采用ANS酸化解堵技术改善单井效果
ANS是酸化（acidate）注氮（Nitrogen）注蒸汽（steam）缩写。本项措施主要针对细粉砂生产过程运移堵塞近井地层及防砂筛管，和粘土遇水膨胀破裂运移至井底导致生产周期峰值短，周期产量低的问题。
该项措施具有以下特点：一是通过精确计算优化酸液配方和用量，使酸岩反应控制在防砂管及近井地带，仅对防砂管表面及近井地带的细粉砂及粘土矿物进行酸化溶蚀而不影响深部地层胶结，溶蚀率能达到75%。二是利用氮气压缩系数大、溶解度小、密度小、导热系数低等特点，注氮辅助吞吐，辅助蒸汽吞吐能起到避免油藏存水、保持油藏压力、形成次生气顶（顶部超覆）、减少热损失的作用，起到增效的效果。三是酸化与注汽采用一套管柱，精简工序，节省费用。挤酸、注氮、注蒸汽施工需连续进行，从而减少作业运行成本。
郑41-4X14井目前共生产8周，在第1到第7周共机械防砂两次，防砂后第一周效果较好，第二周变差，累计产油0.4336万吨，累计注汽1.6222万吨，阶段油汽比为0.27。第8周采用ANS解堵生产，未重新进行机械防砂，第8周生产150天，周期产油1167吨，注汽2500吨，油汽比达到0.47，生产效果有所改善。生产效果与第6周重防砂效果一致，对比第7周油汽比提高了0.24。
四、效果評价及认识
通过治理方案开展和实施优化工艺措施，实施了水利排砂泵和ANS解堵共6井次，开井5口。区块开发效果明显变好。
（一）效果评价
郑41X2井区开发现状明显变好。区块投产油井15口，开井数由2014年12月的7口上升为12口，区块日产液由116吨上升为311吨，单元日产油由24t上升为78t，区块综合含水由81.6%下降为75.1%，年产油由2014年的1.02万吨提高到1.3424万吨，年油汽比由2014年的0.3上升为0.33上，取得较好的效果。
（二）几点认识
1、转变防砂思路，由单纯的防砂转变为排砂、解堵和防砂相结合，可以有效提高油井的产能。
2、对于出砂严重，地层堵塞的油井通过ANS解堵和水力排砂取得较好效果。下步可在同类型的油藏进行推广应用。
作者简介
王文超（1986-），女，胜利油田分公司滨南采油厂人力资源科科员。
[关键词]稠油油藏 防砂解堵 排砂解堵 延长防砂周期 采收率
中图分类号：TN929.5 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）38-0127-01
一、油藏基本概况
王庄油田郑41X2井区为凸起边缘地层超覆线附近地层超覆油藏。主力油层1组沙一段，油藏埋深为1210—1250米，构造形态简单，呈自东北向西南倾没的单斜构造，地层倾角1°-2°。沉积相为河流相沉积。岩性以含砾、砾状砂岩及粉细砂岩为主。储层为高孔、高渗储层；主力小层物性较好，非主力小层物性较差，储层非均质性严重，渗透率变异系数0.6-2.3。郑41X2井区沙一段油层为受岩性与构造控制，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。
二、开发简历及现状
2003年，郑41X2井区块钻探井1口（郑41-斜2井），钻遇馆陶组、沙一段二套油层。到2008年累产油0.9509万吨。2009年开始产能建设，开发方式可分为三个开发阶段：
（一）产能建设（2009年-2010年）
在2009年郑41X2井区进行注蒸汽吞吐开发，采用283X200m的反九点法井网，设计总井数15口，其中新钻井13口，利用老井2口。建成生产能力3.0万吨。截止2010年12月，该井区共投入15口油井，开井12口，日产液水平243.2吨，日产油水平54吨，综合含水63.9%，采油速度1.97%，累注汽5.798万吨，累产油2.0774万吨，累积油汽比0.35，采出程度2.08%。
（二）稳产阶段（2011年-2013年）
2011-2013年该井区产量相对稳定。投产15口油井，开井11口，日产液水平175吨，日产油水平41吨，综合含水76.5%，采油速度1.49%，累计采油6.2440万吨，累计注汽15.3199万吨，采出程度6.24%，油汽比0.41。
（三）产量递减阶段（2014年-目前）
郑41X2井区块一直采用蒸汽吞吐开采，由于出砂严重、地层堵塞等问题造成了区块开井数下降，日产油能力下降。到2014年12月投产15口油井，开井7口，日产液水平130吨，日产油水平24吨，综合含水81.6%，采油速度0.8%，累计采油7.2448万吨，累计注汽18.7743万吨，采出程度7.24%，油汽比0.39。
三、开发中的主要矛盾
郑41X2井区主要矛盾是地层出砂严重，防砂有效期短，造成长停井和低效井多。造成这种现状主要原因有：
1、地层砂粒度细，并且出砂量大。郑41-4-斜15和郑41-6-斜19井砂样筛析表明，2口井砂样粒度中值≤0.09mm。因此对防砂工艺的要求较高、防砂的难度较大，同时也很容易造成粉细砂岩及粘土矿物在近井地带的聚集导致地层堵塞。
2、油层胶结疏松。由于油层埋藏较浅，油层结构疏松，原油粘度较高，携砂能力强，导致生产过程中细粉砂运移严重，细粉砂及粘土矿物容易堆积镶嵌在防砂管上造成堵塞。
3、粘土含量高。由于该块粘土含量较高，容易造成粘土的破裂运移导致堵塞防砂管，室内试验证明，泥质含量高发生近井泥质堵塞，对充填层影响很大。泥质含量7-15%时，对渗透率的影响达50-80%。
4、高温高压蒸汽易造成地层出砂。蒸汽吞吐注入的高温高压蒸汽对地层结构有直接破坏作用。首先高温高压蒸汽对地层结构具有较强的冲刷作用，另外井底碱性蒸汽对地层中的矿物具有软化及溶蚀作用，降低了地层胶结程度，导致了防砂后吞吐轮次的增加油井出砂量越来越大。同时在高于合理极限注汽压力时，井底油层产生较大激动，损坏了胶结疏松地层的结构，造成岩层骨架破坏。
5、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、综合治理的主要做法
2015年應对低油价、适应新常态，郑41X2井区向技术创新要效益，强化提质增效，以控制降低成本增效为原则，采取了综合治理，提高工艺适应性，实现了区块经济效益开发。结合郑41x2井区防砂工艺及生产情况，针对区块油层薄，地层砂粒度中值小，细粉砂和泥质含量高的特点，以解除近井地带堵塞，提高渗流能力为目的，有针对性地配套“水力排砂采油”和“ANS解堵”两项工艺措施。
（一）强化分析，采用水力排砂技术提高单井产能
针对王庄油田郑41X2块地层细粉砂运移堵塞严重特点，采用携排砂采油工艺将近井地带的粉细砂排出，增加近井地带的渗透率，再防砂时减少砂粒对防砂屏障的镶嵌，提高防砂后的产能，延长防砂有效期。
该项措施有以下特点：一是水力排砂采油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%的条件下能够保证油井的正常生产。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，并能显著提高后期防砂的措施效果。
郑41-3-斜15井目前共生产12周，在第1到第7周共机械防砂三次，防砂时间短，累计产油0.5109万吨，累计注汽1.7851万吨，阶段油汽比为0.29。第8周采用水力排砂泵生产，未机械防砂，第8周生产157天，周期产油853吨，注汽1349吨，油汽比达到0.63，效益大幅度提升。在水平排砂的基础上，第9周进行机械防砂，直到第12周，一直没有重防砂，阶段注汽1.2325万吨，阶段产油0.8059万吨，油汽比0.65，效果较水平排砂泵生产之前有了明显提升。 （二）创新技术，采用ANS酸化解堵技术改善单井效果
ANS是酸化（acidate）注氮（Nitrogen）注蒸汽（steam）缩写。本项措施主要针对细粉砂生产过程运移堵塞近井地层及防砂筛管，和粘土遇水膨胀破裂运移至井底导致生产周期峰值短，周期产量低的问题。
该项措施具有以下特点：一是通过精确计算优化酸液配方和用量，使酸岩反应控制在防砂管及近井地带，仅对防砂管表面及近井地带的细粉砂及粘土矿物进行酸化溶蚀而不影响深部地层胶结，溶蚀率能达到75%。二是利用氮气压缩系数大、溶解度小、密度小、导热系数低等特点，注氮辅助吞吐，辅助蒸汽吞吐能起到避免油藏存水、保持油藏压力、形成次生气顶（顶部超覆）、减少热损失的作用，起到增效的效果。三是酸化与注汽采用一套管柱，精简工序，节省费用。挤酸、注氮、注蒸汽施工需连续进行，从而减少作业运行成本。
郑41-4X14井目前共生产8周，在第1到第7周共机械防砂两次，防砂后第一周效果较好，第二周变差，累计产油0.4336万吨，累计注汽1.6222万吨，阶段油汽比为0.27。第8周采用ANS解堵生产，未重新进行机械防砂，第8周生产150天，周期产油1167吨，注汽2500吨，油汽比达到0.47，生产效果有所改善。生产效果与第6周重防砂效果一致，对比第7周油汽比提高了0.24。
四、效果評价及认识
通过治理方案开展和实施优化工艺措施，实施了水利排砂泵和ANS解堵共6井次，开井5口。区块开发效果明显变好。
（一）效果评价
郑41X2井区开发现状明显变好。区块投产油井15口，开井数由2014年12月的7口上升为12口，区块日产液由116吨上升为311吨，单元日产油由24t上升为78t，区块综合含水由81.6%下降为75.1%，年产油由2014年的1.02万吨提高到1.3424万吨，年油汽比由2014年的0.3上升为0.33上，取得较好的效果。
（二）几点认识
1、转变防砂思路，由单纯的防砂转变为排砂、解堵和防砂相结合，可以有效提高油井的产能。
2、对于出砂严重，地层堵塞的油井通过ANS解堵和水力排砂取得较好效果。下步可在同类型的油藏进行推广应用。
作者简介
王文超（1986-），女，胜利油田分公司滨南采油厂人力资源科科员。