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作者简介：池毓堞，男，1987年05月出生，助理工程师，从事油田开发技术工作。

摘要：王庄油田沙一段油藏敏感性强、油稠、出砂，开发难度大。在蒸汽吞吐开发过程中，油井出砂造成“躺井”不断增加，成为制约其高效开发的主要矛盾。因此，通过对储层出砂原因分析，加强地质、工艺配套技术的综合应用，形成了一套适合王庄油田地质特点的防砂技术体系，有效缓解了油井出砂对生产的影响，改善了开发效果，实现了王庄强水敏稠油油藏的有效动用和高效开发。

关键词：王庄油田 敏感性 稠油油藏 对策探讨

0 引言

王庄油田属典型的粉细砂岩敏感性稠油油藏，地质条件复杂，原油物性差，国内外无成功开采的先例。针对这种现状，深化对敏感性稠油油藏敏感性机理研究，搞清王庄油田沙一段储层平面、垂向敏感性变化规律，对常用粘土防膨剂进行筛选，防止粘土矿物的膨胀，开展注汽过程中的油层保护技术研究，对注入工艺进行优化，努力提高注汽质量，突破制约强水敏稠油油藏开发的技术瓶颈，是实现王庄强水敏稠油油藏有效动用的关键。

1 开发中存在的问题

1.1油井工作制度不合理

生产过程中，流体渗流对油层岩石颗粒的冲刷力和拖拽力是引起出砂的主要原因。其它条件相同时，生产压差越高，流体的冲刷力越强，也容易出砂。油井工作制度的突然变化，注汽过程中频繁停炉或放喷期间压降过快等，都会使油层岩石受力状况发生变化，激动油层造成出砂。

1.2含水上升快

随着含水上升，储层颗粒间原始毛细管力下降，胶结物水解，粘土矿物遇水膨胀分散，地层强度降低[6]。王庄油藏粘土矿物中伊蒙混层含量高达60-80%，有较强水敏性，随着开发时间的延长，地层骨架易发生破坏而出砂严重。

1.3高温高压蒸汽的注入致岩石变形

蒸汽具有较高的线流速度，对储层可产生持续的拉伸破坏；注蒸汽的高压差也会对井周围的岩石造成剪切破坏，使岩石变形。此外，蒸汽对岩石颗粒和胶结物还会产生溶蚀作用，降低胶结强度。

1.4油井间汽窜严重

汽窜发生时，液流在注汽井与受窜井之间高速流动，对油层破坏作用较大，加剧了油井出砂[8]。王庄油藏设计井距为283m×400m，经多伦次吞吐后，汽窜较为严重。汽窜发生时，受窜井最高压力达6MPa，井口温度超过120℃，汽窜方向多达到3个以上，油井受此影响易出砂。

1.5储层敏感性影响

储层评价为强-极强水敏。水敏感性是制约敏感性油藏开发的关键因素。

2 完善注汽过程中的油层保护技术

2.1.高温防膨

保护对几种常用高温粘土防膨剂进行筛选，把各种防膨剂稀释成10%的溶液，量取40ml，称取6.0g钠土，一起放入高温高压容器中，摇匀后放在恒温箱中，分别在60℃，200℃，300℃的条件下静置12h，取出后计算并评价其防膨效果。

从高温粘土防膨剂筛选表可看出GFP-2高温粘土防膨剂在高温条件下具有良好的防膨效果，因此注汽前作为前置液注入，进行油层预处理，防止油层伤害。

郑王储层具有强-极强水敏，注汽过程中易发生粘土膨胀，采用GFP-2进行高温防膨处理。注汽2d~3d天后近井地带温度升到200℃以上时，用GFP-2处理可使蒙脱土变为不膨胀的矿物，最大限度地保持原有的渗透率，降低注汽压力，提高注汽质量。

实验结果表明，GFP-2处理后的岩心渗透率为水敏后的2～5倍，保持了初始渗透率的66%左右，效果比较理想。因此采用高温粘土防膨剂可以起到抑制粘土膨胀的作用。

沙一段储层高温水敏评价为高温强水敏性,虽然注汽前挤注高温防膨剂,但随着蒸汽波及范围的不断扩大,作为前置液挤入的高温防膨剂不断被稀释,有效浓度降低,影响防膨效果.为了充分发挥高温防膨剂,特别是保持蒸汽波及前沿的有效浓度, 采取拌蒸汽挤注高温防膨剂工艺技术, 降低注汽压力,提高注汽效果。

2.2防止注汽过程中碱敏伤害

王庄油田储层具有中等碱敏性，当进入地层中的液体PH值≥10时，地层渗透率下降加剧。而蒸汽锅炉蒸汽液相中OH-加大，结果形成一种强碱性的溶液。干度不同，pH值有所变化。根据测得的结果，蒸汽液相pH值一般大于10。因此，研制出降湿蒸汽PH值效果好的JJ-8化学助剂：与其它常用的降PH值化学剂相比，JJ-8具有耐高温、低腐蚀、降PH值显著的特性。JJ-8作为前置液对油层进行预处理，降低蒸汽液相的pH值，从而降低高碱蒸汽对油层的伤害。

2.3防砂工艺技术改进

针对王庄储层胶结疏松、易出砂的特点，配套应用成熟的具有改造油层特点的挤压砾石充填复合防砂和压裂防砂工艺。针对钻井过程中由于泥浆漏失造成油层污染的情况，防砂前进行地层预处理，实施防膨酸化和负压返排工艺技术，来解除泥浆堵塞，提高近井地带的表皮系数。

2.3.1区块边部的低产低效井

区块边部低产低效井，防砂后注汽压力高、干度低、开发效果差，因此通过加大地层改造力度，提高施工参数，排量由1.0m3/min提高到2.3m3/min，砂比由25%提高到80%，加砂量由2.0 m3/m提高到3.5 m3/m，实现接近“压裂”规模的充填防砂，从而降低注汽压力改善油井生产效果。

2.3.2地层砂粒度中值较粗的井

针对此类井，采用单一充填石英砂的复合防砂工艺，就能达到正常生产水平，降低了防砂成本。2012年共实施6井次，平均单井峰值液量45t/d，油量16t/d，累计产油5341.2吨，取得了较好的效果。

2.3.3地层砂粒度中值较细的井

针对此类井，在应用复合防砂的基础上，采用高温涂料砂封口技术，提高挡砂强度。2012年共实施4口井，平均单井峰值液量37t/d，油量13t/d，累计产油2356.1吨，效果明显。

2.3.4针对防砂失效井，转周过程中采用补砂工艺

目前部分油井防砂管老化，容易在转周后峰值期出砂。为避免防砂造成热损失，采用本周期下补砂工具进行绕防继续生产，待周期末再重新充填防砂。2012年实施4口井，均可维持正常生产，平均单井峰值液量40t/d，油量16t/d，累计产油2619.4吨，效果较好。

2.3.5针对防砂有效期长的井，采用挤固砂剂延长防砂有效期

针对此类井，在转周过程中挤高温固砂剂来延长防砂有效期。2012年共实施15井次，平均日产油量由措施前6.9 t/d提高到措施后11.3t/d，均取得了较好的投产效果。

2.4解堵防砂冷采

针对敏感性强、出砂严重、热采效果差的井，不再注汽，并且通过优化施工工艺和防砂工艺，采取有效的防砂措施。针对部分冷采效果好，因敏感性造成转周生产效果差、吞吐低效井实施常规解堵防砂试验。针对油井出砂严重、热采效果差的现状，通过优化施工工艺和防砂工艺，采用了酸化解堵混气排防砂工艺改进生产效果，提高开发水平。实施后效果好。措施效果明显，可在同类敏感性油井中推广应用。

2.5转换开采方式

针对稠油冷采产能低的井转换开采方式，改善低产井生产效果。王庄油田冷采井地层能量下降快，产能递减大，造成开发现状差。针对各单元地层能量下降快、产能递减的部分冷采井，实施冷采转热采16口井，日增油174.1t/d，累计增油21447t。12口井效果较好，4口效果较差。分析冷采转热采生产效果差的影响因素主要是受油层的物性差、渗透率较低、泥质含量偏高影响，注汽质量差，冷采转热采后生产效果差。通过实施冷采转热采，有效的补充了地层能量和解除近井地带的堵塞问题，改善油井生产现状，提高了稠油断块开发水平。

3 结语

（1）王庄油田埋藏浅，压实差，岩石胶结疏松，非均质性强是造成油层出砂的地质因素；热采开发过程中地层压力的衰减、流体的高速冲刷、含水上升和油井间的汽窜，也加重了油层出砂。通过实施一系列有针对性的防砂技术，有效缓解了王庄稠油出砂问题。

（2）在开发过程中采取高效粘土防膨剂对油层进行预处理油层保护技术，配套负压返排、砾石充填复合防砂和压裂防砂工艺，是保护油气层，实现敏感性油藏高效开发的关键。

（3）通过前期研究，应用创新配套技术，突破了制约强水敏稠油油藏开发的瓶颈，实现了王庄强水敏稠油油藏的有效动用，实现了王庄稠油油藏的高效开发。

参考文献