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[摘 要]长期以来，油气井出砂是困扰石油工作者的主要问题。油气井大量出砂，不仅浪费了大量的人力、物力、财力，同时也给生产带来了很多问题。生产设备的损坏、地层渗透率的降低、储层的破坏等一系列的问题都降低了油井的采收率，增加了经济投入。近年来，随着注水开发，地层出砂加剧，统计2010～2012年的防砂措施井，主要采用4种防砂工艺：绕丝筛管防砂（微结晶），化学防砂、覆膜砂防砂、端部脱砂防砂等防砂工艺。
[关键词]油井 出砂 防砂 效果分析
中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）01-0336-01
1.出砂原因分析
目前该区新井射孔投产、压后投产、老井生产中出现不同程度的出砂现象。而油井出砂是由于射孔孔道附近或井底地带砂岩层的结构被破坏造成的。它与砂岩的胶结强度、应力状态和开采方式有关。分析其产生原因大体上可分为以下几种情况：
1.1 地层压力
二东区原始地层压力为10.45～13.07MPa，经过历年的开采后，地层压力已经降低到5.3～12.9Mpa。随着油井的不断生产，地层压力逐渐降低，上覆岩层的压力增加了对地层颗粒及胶结物的应力。在胶结差的地层中，增大的应力会使岩石胶结层发生形变，岩石骨架破坏，在液体流动条件下将地层颗粒携至井底，引起出砂。
1.2 含水上升
二东区油井含水上升速度较快，综合含水率由2006年时的63.6%上升到2012年底的83.4%。该油田为砂岩油层，砂岩层中的胶结物以泥质成分为主，含水量增大使产层物性发生变化，受水浸的影响，胶结物中的粘土矿物水化膨胀和运移，损害胶结物，砂粒失去胶结，仅靠围岩压力和相互摩擦力难以限制其运移，在流体的携带下进入井筒，形成出砂。
二东区油井含水是不断上升趋势，油层水淹情况加剧。长期注水开发的老油田含水饱和度上升使支持砂粒粘合的毛细管力下降，之外，胶结物被不断注入的水溶解及冲刷作用，使岩石结构被破坏，颗粒运移，引起或加剧出砂。
1.3 水敏性
储层水敏性主要受伊蒙混层、蒙脱石等粘土矿物影响。伊蒙混层是蒙脱石向伊利石的过度产物，呈蜂窝状、半蜂窝状、棉絮状。该类粘土矿物比面大，有很强的吸水膨胀率，遇水膨胀，体积可增大30倍以上，随着驱替液矿化度的降低，泥质胶结物溶解、微粒运移，导致地层伤害、破坏，渗透率下降，出砂程度加剧。
1.4 增产措施
油田在开采过程中，采取了的增产措施不可避免地破坏井筒附近的储层结构，弱化了井壁强度。之外，压后防砂工作没跟上，油井投产后压裂砂返出使油井出现卡泵、油层被埋、供液不足等现象，这不仅降低了压裂效果，还造成了近井地带油层中砂子位移至井筒内。
2.采取措施分析
二东区是主要稀油产区之一，地层胶结差，结构疏松，储层中不稳定矿物含量高，，水敏性强。生产过程中，油气水以不同程度冲击储层，导致新老油井上出现反砂现状。油井出砂是制约油田稳产的主要矛盾之一，2012年该区部分油井因出砂严重而停产。为了延长油井生产周期，保证油井产量，对出砂油井采取了以下几种防砂措施：
2.1 端部脱砂压裂
端部脱砂压裂技术是有意在一定缝长的前端形成砂堵，阻止裂缝延伸，同时以一定排量继续泵入不同支撑剂浓度的压裂液，迫使裂缝膨胀，获得较宽的裂缝和较高的砂浓度，提高裂缝导流能力。
T20404油井6月21日射孔完待压裂投产，因客观原因压裂推推迟到下半年。该井10月23日通端部脱砂压裂技术投产，初期产能液量10.4t、油量7.7t、含水26%，生产时间是16天，到11月7日该井不出关井恢复压力，13日恢复开井自喷，油压1.8Mpa、套压5.8Mpa，生产时间8天，无产量待转抽。11月19日上修探砂面于807m，前面不出主要原因是油层被埋，可知，端部脱砂压裂技术没能成功。
2.2 化学防砂
化学防砂是把化学剂通过管柱泵送到产层，并挤入套管以外的空穴中去，形成密实充填，使地层恢复或部分恢复原始应力。待这些充填材料凝固，形成具有一定强度的挡砂屏障后，再把井筒中多余的充填物钻铣掉，使油、气井具备开井生产条件。
T20554油井前面因出砂严重而关井，于5月4日开闸门生产，14日上修检泵恢复生产，开抽产液量10.9t、油量0.1t、含水99%，生产13天后在6月1日泵卡停，待修。7月5日上修生产6天后再次出砂，光杆下不去待修。于7月20日上修检泵生产12天后再一次出现砂卡，待防砂。到11月10日上修防砂检泵（化学防砂），上修4井次，砂厚分别是163.68m、92.93m、37.92、20m。最后一次防砂后修后产量5.2t、油量1t、含水80%，目前产量稳定未出现砂卡现象。处T20554井以外，还有T20403、T20404两口新井也用了同样的化学防砂工艺，T20404防砂后12月上修过探砂面无砂，因光杆烫冬关，T20403井目前正常生产，未出现砂卡现象，总体来讲化学防砂效果较理想。
2.3 覆膜砂压裂
STS-D非固化树脂砂及SG-Ⅱ树脂覆膜砂外固化剂，具有较好的防砂效果。该树脂砂由一定的携砂液携至油井出砂部位，对出砂地层进行人工充填，其外面的树脂在地层条件下，使其发生交联固结反应，使松散的涂料砂固化形成一定强度的可渗人工井壁，从而起到防砂作用。
T20124油井9月初新井射孔，于11月14日开井自喷无产量，21日用覆膜砂压裂技术，产液量1.1t、油量0.1t、含水88%。因无自喷能力待转抽，转抽后产量超高，正常期液量21t、油量2.1t、含水90%。目前产液量20t、油量6t、含水70%，稳产阶段。之外，T20113、T20111也用了覆膜砂压裂技术，T20113井还在自喷阶段，T20111井产量稳定，目前液量3.8t、油量0.4t、含水90%。总的来说覆膜砂压裂技术效果最好，目前应用油井上还没任何异常现象。
2.4 微结晶防砂管
微结晶防砂管也是机械防砂的一种，是利用不同孔眼的各类防砂管屏蔽遮擋不同粒径的地层砂进入泵同内造成卡泵。关键是优选合理的参数（防砂管孔眼大小），如果防砂管的防砂粒径过大，达不到有效挡砂目的，而如果防砂管的防砂粒径过小又限制产能发挥。
T20112油井6月29日射孔过一个月后压裂投产，压裂后无自喷能力待转抽，上修砂厚是61.46m，冲之人工井底，泵挂于油层顶界15m处完井。8月14日光杆下不去上修砂厚是92m，一部分油层被埋，冲砂至人工井底，在下微结晶防砂管完井。24号光杆再次下不去上修砂厚是41m，冲砂至人工井底，提高泵挂至油层顶界97m完井。于9月19日泵卡上修砂厚是29m，冲砂至人工井底，再次提高泵挂至油层顶界164m处完井。于10月5日再一次泵卡上修无砂面，但是防砂管内衬断几截，死堵内有少量压裂砂，10根油管丝扣坏，油管壁上有砂等现象导致泵筒失灵。从下微结晶防砂管后防砂效果几乎没能呈现出，使该井状况没能好转，稳产工作没能实现。目前该井正常生产着，液量属于低产，虽然该井未发现砂卡情况，但是提高泵挂力度大，使该井出现供液不足等状况。
3.结论及认识
虽然在防砂工作中，取得了一定的认识及成绩，但由于已有的防砂工艺生产时间短，尚有许多待观察的地方。之外，地质数据的欠缺、缺乏经验等方方面面，影响今后的防砂预防工作。因此，进一步结合本油田地质特征，深入开展研究工作，使防砂工艺具有针对性，使防砂专用设备、井下工具与防砂工艺形成一个完整的配套体系，增强防砂效果。
参考文献
[1] 汪周华，郭平，孙雷，孙凌云，马力宁；油气藏出砂研究现状及其发展趋势[J]；特种油气藏；2005（04）.
[2] 肖伟，胥元刚，刘顺；低渗油田出砂机理分析[J]；西安石油大学学报（自然科学版）；2005（04）.
[关键词]油井 出砂 防砂 效果分析
中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）01-0336-01
1.出砂原因分析
目前该区新井射孔投产、压后投产、老井生产中出现不同程度的出砂现象。而油井出砂是由于射孔孔道附近或井底地带砂岩层的结构被破坏造成的。它与砂岩的胶结强度、应力状态和开采方式有关。分析其产生原因大体上可分为以下几种情况：
1.1 地层压力
二东区原始地层压力为10.45～13.07MPa，经过历年的开采后，地层压力已经降低到5.3～12.9Mpa。随着油井的不断生产，地层压力逐渐降低，上覆岩层的压力增加了对地层颗粒及胶结物的应力。在胶结差的地层中，增大的应力会使岩石胶结层发生形变，岩石骨架破坏，在液体流动条件下将地层颗粒携至井底，引起出砂。
1.2 含水上升
二东区油井含水上升速度较快，综合含水率由2006年时的63.6%上升到2012年底的83.4%。该油田为砂岩油层，砂岩层中的胶结物以泥质成分为主，含水量增大使产层物性发生变化，受水浸的影响，胶结物中的粘土矿物水化膨胀和运移，损害胶结物，砂粒失去胶结，仅靠围岩压力和相互摩擦力难以限制其运移，在流体的携带下进入井筒，形成出砂。
二东区油井含水是不断上升趋势，油层水淹情况加剧。长期注水开发的老油田含水饱和度上升使支持砂粒粘合的毛细管力下降，之外，胶结物被不断注入的水溶解及冲刷作用，使岩石结构被破坏，颗粒运移，引起或加剧出砂。
1.3 水敏性
储层水敏性主要受伊蒙混层、蒙脱石等粘土矿物影响。伊蒙混层是蒙脱石向伊利石的过度产物，呈蜂窝状、半蜂窝状、棉絮状。该类粘土矿物比面大，有很强的吸水膨胀率，遇水膨胀，体积可增大30倍以上，随着驱替液矿化度的降低，泥质胶结物溶解、微粒运移，导致地层伤害、破坏，渗透率下降，出砂程度加剧。
1.4 增产措施
油田在开采过程中，采取了的增产措施不可避免地破坏井筒附近的储层结构，弱化了井壁强度。之外，压后防砂工作没跟上，油井投产后压裂砂返出使油井出现卡泵、油层被埋、供液不足等现象，这不仅降低了压裂效果，还造成了近井地带油层中砂子位移至井筒内。
2.采取措施分析
二东区是主要稀油产区之一，地层胶结差，结构疏松，储层中不稳定矿物含量高，，水敏性强。生产过程中，油气水以不同程度冲击储层，导致新老油井上出现反砂现状。油井出砂是制约油田稳产的主要矛盾之一，2012年该区部分油井因出砂严重而停产。为了延长油井生产周期，保证油井产量，对出砂油井采取了以下几种防砂措施：
2.1 端部脱砂压裂
端部脱砂压裂技术是有意在一定缝长的前端形成砂堵，阻止裂缝延伸，同时以一定排量继续泵入不同支撑剂浓度的压裂液，迫使裂缝膨胀，获得较宽的裂缝和较高的砂浓度，提高裂缝导流能力。
T20404油井6月21日射孔完待压裂投产，因客观原因压裂推推迟到下半年。该井10月23日通端部脱砂压裂技术投产，初期产能液量10.4t、油量7.7t、含水26%，生产时间是16天，到11月7日该井不出关井恢复压力，13日恢复开井自喷，油压1.8Mpa、套压5.8Mpa，生产时间8天，无产量待转抽。11月19日上修探砂面于807m，前面不出主要原因是油层被埋，可知，端部脱砂压裂技术没能成功。
2.2 化学防砂
化学防砂是把化学剂通过管柱泵送到产层，并挤入套管以外的空穴中去，形成密实充填，使地层恢复或部分恢复原始应力。待这些充填材料凝固，形成具有一定强度的挡砂屏障后，再把井筒中多余的充填物钻铣掉，使油、气井具备开井生产条件。
T20554油井前面因出砂严重而关井，于5月4日开闸门生产，14日上修检泵恢复生产，开抽产液量10.9t、油量0.1t、含水99%，生产13天后在6月1日泵卡停，待修。7月5日上修生产6天后再次出砂，光杆下不去待修。于7月20日上修检泵生产12天后再一次出现砂卡，待防砂。到11月10日上修防砂检泵（化学防砂），上修4井次，砂厚分别是163.68m、92.93m、37.92、20m。最后一次防砂后修后产量5.2t、油量1t、含水80%，目前产量稳定未出现砂卡现象。处T20554井以外，还有T20403、T20404两口新井也用了同样的化学防砂工艺，T20404防砂后12月上修过探砂面无砂，因光杆烫冬关，T20403井目前正常生产，未出现砂卡现象，总体来讲化学防砂效果较理想。
2.3 覆膜砂压裂
STS-D非固化树脂砂及SG-Ⅱ树脂覆膜砂外固化剂，具有较好的防砂效果。该树脂砂由一定的携砂液携至油井出砂部位，对出砂地层进行人工充填，其外面的树脂在地层条件下，使其发生交联固结反应，使松散的涂料砂固化形成一定强度的可渗人工井壁，从而起到防砂作用。
T20124油井9月初新井射孔，于11月14日开井自喷无产量，21日用覆膜砂压裂技术，产液量1.1t、油量0.1t、含水88%。因无自喷能力待转抽，转抽后产量超高，正常期液量21t、油量2.1t、含水90%。目前产液量20t、油量6t、含水70%，稳产阶段。之外，T20113、T20111也用了覆膜砂压裂技术，T20113井还在自喷阶段，T20111井产量稳定，目前液量3.8t、油量0.4t、含水90%。总的来说覆膜砂压裂技术效果最好，目前应用油井上还没任何异常现象。
2.4 微结晶防砂管
微结晶防砂管也是机械防砂的一种，是利用不同孔眼的各类防砂管屏蔽遮擋不同粒径的地层砂进入泵同内造成卡泵。关键是优选合理的参数（防砂管孔眼大小），如果防砂管的防砂粒径过大，达不到有效挡砂目的，而如果防砂管的防砂粒径过小又限制产能发挥。
T20112油井6月29日射孔过一个月后压裂投产，压裂后无自喷能力待转抽，上修砂厚是61.46m，冲之人工井底，泵挂于油层顶界15m处完井。8月14日光杆下不去上修砂厚是92m，一部分油层被埋，冲砂至人工井底，在下微结晶防砂管完井。24号光杆再次下不去上修砂厚是41m，冲砂至人工井底，提高泵挂至油层顶界97m完井。于9月19日泵卡上修砂厚是29m，冲砂至人工井底，再次提高泵挂至油层顶界164m处完井。于10月5日再一次泵卡上修无砂面，但是防砂管内衬断几截，死堵内有少量压裂砂，10根油管丝扣坏，油管壁上有砂等现象导致泵筒失灵。从下微结晶防砂管后防砂效果几乎没能呈现出，使该井状况没能好转，稳产工作没能实现。目前该井正常生产着，液量属于低产，虽然该井未发现砂卡情况，但是提高泵挂力度大，使该井出现供液不足等状况。
3.结论及认识
虽然在防砂工作中，取得了一定的认识及成绩，但由于已有的防砂工艺生产时间短，尚有许多待观察的地方。之外，地质数据的欠缺、缺乏经验等方方面面，影响今后的防砂预防工作。因此，进一步结合本油田地质特征，深入开展研究工作，使防砂工艺具有针对性，使防砂专用设备、井下工具与防砂工艺形成一个完整的配套体系，增强防砂效果。
参考文献
[1] 汪周华，郭平，孙雷，孙凌云，马力宁；油气藏出砂研究现状及其发展趋势[J]；特种油气藏；2005（04）.
[2] 肖伟，胥元刚，刘顺；低渗油田出砂机理分析[J]；西安石油大学学报（自然科学版）；2005（04）.