杜 周，孫大偉，張建明，付 紅，王 鵬

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

吳A 區(qū)長7 油藏屬于典型的低滲透致密砂巖油藏，連通性較好，水平井能夠穿透多段油氣層，增大泄油面積，產(chǎn)量較高[1-2]。水平井加砂壓裂開采后，生產(chǎn)時抽吸過大，自然能量遞減快，地層壓力不斷降低，在上覆巖層和流體作用力下，巖石和膠結(jié)物發(fā)生拉伸、剪切破壞，支撐劑回流，地層砂粒隨流體攜帶進入井筒，造成井筒沉砂嚴重，油井產(chǎn)量下降甚至停產(chǎn)[3-4]。另一方面，砂粒在井筒中運移會磨蝕井下抽油設(shè)備[5]。因此，為了恢復水平井正常生產(chǎn)，本文針對吳A 區(qū)長7 油藏地質(zhì)條件，優(yōu)化傳統(tǒng)沖砂工藝，通過攜砂返排和減少地層漏失理論設(shè)計合理的沖砂施工參數(shù)，并進一步通過各種解堵措施恢復油井產(chǎn)能。

1 地質(zhì)概況

吳A 區(qū)長7 油藏內(nèi)部砂體連通性較好，整體含油面積大，油層相對穩(wěn)定，平均孔隙度為9.4%，油層有效厚度為16.1 m，地層滲透率為0.18 mD，含油飽和度為47.7%，儲層平均埋深為2 218 m，地層溫度為71.9 ℃，原始地層壓力為16.4 MPa。通過探評井及骨架井單井產(chǎn)能評價，直井產(chǎn)量低，開發(fā)效益差，2013 年起在該區(qū)實施水平井開發(fā)，主要采用五點井網(wǎng)，水平井長度在400～1 600 m，井距在500～700 m，排距在150～180 m。初期單井日產(chǎn)油為8.0 t，含水率為28.9%。

水平井開發(fā)經(jīng)歷了定向井體積壓裂準自然能量開發(fā)→定向井周期注水→定向井蓄能壓裂（大排量注水）→水平井吞吐注水共四個階段。目前該區(qū)共投產(chǎn)水平井54 口，開水平井41 口，日產(chǎn)液132 t，日產(chǎn)油52 t，單井日產(chǎn)油為1.29 t，綜合含水率為60.9%，平均動液面為1 611 m，地質(zhì)儲量采油速度為0.11%，采出程度為1.99%，累計產(chǎn)油量為29.8×104t。

2 水平井沖砂增產(chǎn)作業(yè)難題

水平井由于井眼軌跡的特殊性，沖砂作業(yè)與常規(guī)定向井作業(yè)有很大不同，因此施工作業(yè)風險和施工難度高于普通直井作業(yè)，水平井沖砂較普通直井有以下幾項技術(shù)難題。

2.1 接箍易卡

水平段長（平均長度為929 m），井內(nèi)管柱貼近井壁低邊，管柱受“鐘擺力”和摩擦面積大的雙重作用，油管接箍容易卡到套管接箍處。

2.2 井眼軌跡復雜

在斜井段時，沖砂管柱在下入過程中易發(fā)生彎曲，在水平段時，沖砂管柱與套管大面積接觸，沖砂管柱所受摩阻增大，水平段井斜變化度較大，井眼軌跡復雜，沖砂管柱無法順利到人工井底。

2.3 易卡鉆

返砂難度大，易造成卡鉆。在水平段，井筒空間狹窄，高度小，受重力作用和沖砂液黏度小懸浮能力不夠的影響，砂粒運移一段距離后容易再次沉降；在斜井段，由于液流發(fā)生轉(zhuǎn)向，砂粒沉降速度大，容易再次沉積形成砂橋，造成卡鉆[6]。

2.4 地層能量偏低

水平井油藏能量保持水平持續(xù)偏低，目前僅為51.6%。能量低是目前水平井低產(chǎn)低效的主要原因，地層補能不足，隨著開采時間延長，地層壓力下降，工作液漏失現(xiàn)象嚴重（圖1）。

圖1 吳A 區(qū)地層壓力保持水平對比圖

2.5 堵塞物種類多

水平井內(nèi)堵塞物較為復雜，由于早期水平井采油泵送橋塞壓裂工藝改造，所用可溶橋塞的卡瓦片及膠片無法溶解，卡瓦片為生鐵鑄造，堅硬、不可溶且形狀不規(guī)則，較難以沖砂返出，由于卡瓦片可移動，遇阻位置也不固定。歷年沖砂返出物見圖2。

圖2 吳A 區(qū)水平井歷年返出物

原油中普遍含有蠟、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)，在采油上返過程中隨溫度和壓力下降，蠟、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)將會析出，并沉積在泄油部位而堵塞油層或孔眼，沖砂后堵塞不易解除。2020 年吳A 區(qū)3 口水平井進行傳統(tǒng)沖砂工藝措施（表1），3 口井均未沖砂成功，出現(xiàn)卡鉆現(xiàn)象，措施后無增油效果。

表1 吳A 區(qū)2020 年水平井沖砂效果統(tǒng)計表

3 水平井連續(xù)沖砂工藝優(yōu)化

為提高沖砂效果，提高水平井開發(fā)水平，針對水平井沖砂作業(yè)5 項困難提出6 項具體措施，確保水平井沖砂順利進行，提高增油效果。

3.1 優(yōu)化倒角油管

倒角接箍套在油管上，扶正接箍的同時，避免了接箍臺階與套管直接刮碰，同時降低接箍部位與套管的卡阻力。每個接箍頭擺角為45°，便于引導作業(yè)管柱順利通過造斜段，同時倒角接箍油管對于沉砂的循環(huán)上返不會產(chǎn)生過多阻力，也防止了砂?；芈涞接凸艹辽疤幵俅涡纬缮皹颉?/p>

3.2 Φ89 mm+Φ73 mm 組合油管

對比沖砂管柱串單一規(guī)格油管，Φ89 mm+Φ73 mm組合油管鉤載明顯增大，改變了直井段的油管重力，提高沖砂管柱的下入能力。

3.3 優(yōu)化沖砂液，降低注入壓力

沖砂液體系配制為0.3%胍膠基液+其他添加劑，沖砂液黏度為35 mPa·s，攜砂能力較好，可以有效減輕顆粒對壁面的磨損[7-8]，同時增大沖砂液進入地層孔隙的流動壓降，降低流體濾失量。沖砂過程中井底壓力不能過大，否則將引起地層嚴重漏失，砂粒重新返回地層孔隙內(nèi)。在沖砂過程中，沖砂液受重力、沿程阻力和局部阻力損失影響，井底壓力計算公式如下：

式中：P井底-井底壓力，MPa；P井口-井口壓力，MPa；ΔPG-循環(huán)液柱重力壓降，MPa；ΔPλ-沿程阻力損失，MPa；ΔPζ-局部阻力損失，MPa；ρ-沖砂液密度，kg/m3；g-重力加速度，取9.8 m/s2；h-循環(huán)液柱高度，m；λ-沿程阻力系數(shù)，無因次；ζ-局部阻力系數(shù)，無因次；v-沖砂液流速，m/s；d-圓管直徑，m。

由式（1）可知，降低井口注入壓力并降低沖砂液密度有助于減少地層漏失。

3.4 大排量連泵沖砂

使用兩輛700 型水泥車進行水平井沖砂作業(yè)，同步運行后最高排量可以達到1.0 m3/min，提高返排液攜砂能力，同時通過理論計算砂粒的沉降末速，確定注入泵的最低排量，保證砂粒成功返排。砂粒在沖砂液中受重力作用一直加速下降，其沉降末速為當砂粒所受合力為零時的沉降速度。根據(jù)砂粒在沖砂液中所受重力、浮力和流體阻力合力為零可計算得知：

式中：Vs-砂粒沉降末速，m/s；ρs-砂粒密度，g/cm3；ρl-沖砂液密度，g/cm3；d-砂粒直徑，mm；g-重力加速度，取9.8 m/s2；Cd-阻力系數(shù)，無因次。

胍膠基液屬于假塑性流體，砂粒在沖砂液中的阻力系數(shù)與顆粒雷諾數(shù)關(guān)系式如下[9]：

層流（Re≤1）狀態(tài)時

過渡流（1＜Re≤500）狀態(tài)時

紊流（500＜Re≤100 000）狀態(tài)時，阻力系數(shù)保持不變，Cd=0.5。

由式（5）可知，阻力系數(shù)越小，砂粒的沉降末速越大，而砂粒在過渡流狀態(tài)且顆粒雷諾數(shù)為500 時其阻力系數(shù)最小，因此砂粒的最大沉降末速計算公式如下：

根據(jù)眾多學者的室內(nèi)實驗、理論推導和現(xiàn)場經(jīng)驗，在垂直段、斜井段和水平段，沖砂液帶動砂粒返排的最低流速Vmin=3Vs[10]，因此泵車排量的計算公式為：

式中：Q-泵車排量，m3/s；A-沖砂液上返時的截面積，m2。

如表2 所示，砂粒直徑增加，沉降末速與注入最低排量也隨之增加。吳A 區(qū)水平井返出砂粒直徑在0.200～1.200 mm，平均砂粒直徑為0.700 mm。在保證注入泵達到最低排量能返回砂粒的同時，提高注入排量有助于加快返液速度，減少工作時間。

表2 不同砂粒直徑下的沉降末速和最低排量關(guān)系表

3.5 換向封井器

為利于沖洗液攜運砂粒，改變常規(guī)沖砂過程中需不斷停泵換單根的施工方式，現(xiàn)場利用換向封井器進行反洗沖砂工藝，確保沖砂過程中油管及套管環(huán)空處于封閉狀態(tài)，在換單根時不停泵，適當降低排量，油管不斷返排，在快速接單根過程不停泵，提高沖砂效率，降低卡鉆風險。

3.6 斜尖換喇叭口

油管尾端使用加大型喇叭口，直徑為100 mm，沖砂液經(jīng)套管閥門泵入，沿中間工作筒下行進入油套環(huán)空，至喇叭口處，由于喇叭口與套管間隙縮小形成射流，激活沉砂，砂粒及其他堵塞物沿油管上行。

3.7 沖砂工藝流程

（1）下入沖砂洗井管柱：Φ89 mm+Φ73 mm 組合倒角工具油管。

（2）配制活性液體系和胍膠沖砂液體系。

（3）井口座換向封井器，連接地面流程，反循環(huán)洗井至管柱暢通。

（4）先使用活性水灌井筒，循環(huán)替油，然后緩慢加深管柱使用沖砂液反循環(huán)沖砂洗井至人工井底，直到進出口水質(zhì)一致。必須控制下鉆速度，入窗之前，每沖砂進尺5 根，反循環(huán)洗井10 min。一根油管沖完后充分循環(huán)洗井，利用換向封井器打開側(cè)面循環(huán)通道，快速接單根后滑套下滑，沖砂液繼續(xù)從油管口返排。

（5）沖砂結(jié)束后速迅上提倒角節(jié)箍在造斜點以上，4 h 后再復探砂面，砂面深度達標為合格。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

如表3 所示，吳B1、吳B2、吳B3 和吳B4 四口水平井水平段垂深為2 250 m，地層壓力為10.0 MPa，返出砂粒密度為2.65 g/cm3，平均砂粒直徑為0.7 mm 進行計算。

表3 四口水平井基本信息

施工參數(shù)：沖砂液體系黏度為35 mPa·s，密度為1.10 g/cm3，注入排量為800 L/min，井口注入壓力為5 MPa，采用反沖洗沖砂。經(jīng)過計算得到砂粒沉降末速為0.27 m/s，注入泵的最低排量為147 L/min，吳B1、吳B2、吳B3 和吳B4 的井底壓力分別為26.27 MPa、26.17 MPa、26.72 MPa 和26.20 MPa。

如表4 所示，現(xiàn)場通過設(shè)計的沖砂工藝施工后，吳B1、吳B2、吳B3 和吳B4 四口井均沖砂成功，沖砂液漏失率在20%左右。但由于四口井的井底壓力均大于地層壓力，少量沖砂液攜帶砂粒進入地層，并且近井地帶地層孔隙內(nèi)含有蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)和其他復雜堵塞物，僅靠沖砂實現(xiàn)解堵增油效果不太理想，因此在成功沖砂的基礎(chǔ)上，吳B2、吳B3 和吳B4 實施表面活性劑解堵或分段酸化解堵工藝，以進一步提高地層孔隙滲透率和原油采收率。

表4 2021 年四口水平井沖砂效果統(tǒng)計表

由表5 及圖3 可知，根據(jù)各類型沖砂增油效果對比發(fā)現(xiàn)：（1）單沖砂措施效果較差且有效期較短，第2個月基本沒效果；（2）沖砂+表面活性劑解堵有一定增油效果，有效期較長；（3）沖砂+分段酸化解堵單井增油較高，有效期較長，但實施費用較高。

表5 2021 年水平井各清潔措施增油效果統(tǒng)計表

圖3 各措施持續(xù)有效天數(shù)和措施費用對比圖

4.1 單沖砂效果典型井——吳B1

吳B1 井措施前日產(chǎn)液為3.69 m3，日產(chǎn)油為1.18 t，含水率為68.0%，措施后產(chǎn)量增加，日增液為0.36 m3，日增油為0.28 t，含水率為64.0%，措施后有效期僅有63 d，并持續(xù)遞減。

4.2 沖砂+表面活性劑解堵效果典型井——吳B2

吳B2 井在2020 年5 月實施沖砂后吞吐燜井，在措施前日產(chǎn)液為1.56 m3，日產(chǎn)油為0.69 t，含水率為55.8%，措施1 個月后的日產(chǎn)液為3.06 m3，日產(chǎn)油為1.05 t，含水率為65.7%，措施有效期85 d 并持續(xù)有效。

4.3 沖砂+分段酸化解堵效果典型井——吳B3

吳B3 井在2021 年1 月實施表面活性劑解堵，有效期持續(xù)71 d 后實施沖砂+分段酸化解堵，措施前日產(chǎn)液為1.92 m3，日產(chǎn)油為0.97 t，含水率為49.5%，措施后日產(chǎn)液為6.08 m3，日產(chǎn)油為1.94 t，含水率為68.1%，措施前后日增液為4.16 m3，日增油為0.97 t，措施有效期為223 d 并持續(xù)有效，沖砂+分段酸化增油效果優(yōu)于沖砂+表面活性劑解堵增油效果。

4.4 沖砂+分段酸化解堵效果典型井——吳B4

吳B4 井在2021 年1 月實施沖砂+分段酸化解堵，措施前日產(chǎn)液為0.20 m3，日產(chǎn)油為0.13 t，含水率為33.0%，措施后日產(chǎn)液為2.81 m3，日產(chǎn)油為1.82 t，含水率為35.2%，措施前后日增液為2.61 m3，日增油為1.69 t，措施有效期達177 d 并持續(xù)有效。

5 結(jié)論

（1）通過優(yōu)化倒角油管和Φ89 mm+Φ73 mm 組合油管可提高下鉆動力，降低下鉆過程中油套管間的摩擦力，實現(xiàn)正常下鉆。

（2）當注入排量為800 L/min 時，油管中的攜砂液流速大于砂粒沉降末速，四口水平井沖砂成功率為100%；降低井口注入壓力、降低沖砂液密度并提高沖砂液黏度可減少地層漏失，四口水平井沖砂漏失率在20%左右。

（3）沖砂后通過表面活性劑或酸化解堵可以有效地清除近井地帶堵塞，提高單井產(chǎn)量。吳B4 通過沖砂+分段酸化解堵工藝后，措施1 個月后日增油量可達到1.69 t，措施有效期為177 d，但工藝措施費用較高。