【摘要】棗21斷塊位於自來屯油田東北部，油原斷層李天木斷層的上升盤，斷塊內構造相對簡單，儲層分佈受沉積影響較大，油氣資源豐富。其油層主要特點為地層膠結疏鬆，埋層較淺，易出砂，原油性質以粘度高、密度高、含膠質瀝青質高的重質稠油為主。由於巖性特點疏鬆，在巖性分析中反映出孔隙度和滲透率較緻密砂岩數值要大，而且泥質含量較高。受注入水或邊底水沖刷很容易出砂。
【關鍵詞】出砂 原因分析 措施 套變
一、地質概況
主要生產層位：沙河街三段，(棗Ⅲ油組)，生產井段：1450-1790米。原油物性在地層條件下50℃時，粘度達到1000mPa・s以上，密度超過0.95g/cm3，原油含膠質瀝青質超過30%，含蠟低於10%，凝固點都不高於20℃，屬重質稠油油藏。滲透率高於150毫達西，孔隙度大於22%，泥質含量較高。斷塊儲層物性屬典型的中孔、中滲重質稠油的疏鬆砂岩油藏。
二、井況存在的問題
如表2，棗21區塊3口井生產過程中，因出砂原因造成泵效下降或出砂埋層現象經常發生，為油水井生產帶來極大困難。
長停井比例逐漸增加：截止到2012年，區塊所轄的33口井中，長停井已達到20口，影響產量7.5噸/天，影響注水量100方/天。
三、井況問題惡化產生的後果
3.1 注水井套變、套漏，使水井停注或無效注水
井組注水不均衡，區塊北部注水量較高，注採比較高，但區塊南部無注水補充能量，被迫枯竭開發。由於套漏、套變、出砂，水井自7-14-1被迫長期停注，自8-33因注水困難只能採用間注注水，嚴重影響了油井供液能力，產量較低。
3.2 油井被迫關井後，產量損失較大
在2010年和2011年兩年裡，所轄油水井因套變或出砂原因造成停產達5口井，影響產量14噸/天。
油水井措施開展困難，油井補孔措、防砂等措施操作難度增大。補層後，出砂、井下工具導致舊層儲量損失。
3.3 生產壓差被迫降低，油井潛力挖掘難度加大
由於套變，無法加深泵掛，生產壓差較小。自7-31由於套變，喇叭口深度1790.77米。生產壓差過小，油井生產能力較低。
3.4 潛在風險和管理難度增大
由於套變、出砂，油井隨時有停產可能;由於套漏、出砂，水井存在較大風險。
自8-33注水井，由於套漏，被迫採用卡漏管柱，但目前兩口井的油套壓差已達到23MPa，已超過封隔器的設計壓力，存在封隔器失效的隱患。
由於井斜度大，杆管偏磨，控躺井難度加大。井斜度較大，在抽油機井生產管理過程中，很容易造成管杆的偏磨，出現杆斷脫我油管磨漏的現象，對油水井控躺井的管理帶來很大的難度。
四、原因分析
4.1 疏鬆砂岩特點來確定原因
根據停產井及套變、出砂井分佈特點，確定原因。出砂、套變井在棗21區塊分佈最多，這與其膠結疏鬆，稠油攜砂能力強的'巖性和原油物性特點有直接關係。由於這一特點，造成了所轄油水井很容易出現出砂套變等事故。
4.2 區塊投產初期採油速度過快，生產壓差放大造成井況變差
兩個區塊在投產初期，油井能量充足，為提高採油速度，生產壓差放的較大，較大的生產壓差，不僅對地層造成影響，相應發生套管的變形或損壞。根據調查棗21區塊投產初期時的產量，可以看出初期產量非常高，而且生產壓差過大，造成油水井出砂、出水或套變損壞。
4.3 注水井水量調整幅度過大，易造成出砂、套變
大幅度的注水量調整，使水井注水壓差波動較大，很容易造成注水井出砂、套變。在注水井水量調整過程中，由於水量調整時幅度過大，很容易對地層產生激動，而導致油層出砂或瞬間的壓力變化導致套管變形或損壞。這裡指的主要是在注水井調配過程中，水量調整幅度過大，一段時期內，疏鬆砂岩油層對於注水井的水量調整要求比較高，大幅度的水量調整對井筒損害非常大。
五、針對性措施及實施效果
對於優質井況的油水井採取措施時，注意井筒保護。尤其是疏鬆岩層在補孔措施時的孔密與孔徑的設計。
對於有恢復潛力的油水井，進行大修，以提高或恢復產能和注水能力。
對於井下工具應用，尤其是分注管柱、卡層卡漏封隔器，要認識到會由於地層膠結狀況差，出砂或套變，造成工具落井，無法打撈而導致井筒的異常。
在操作施工過程中，儘量做到平穩操作，減少由於壓差的波動，產生人為的油水井出砂、套變。
對於有恢復潛力的油水井，進行大修，以提高或恢復產能和注水能力。
對於斜度較大，供液差的油井，儘量降低工作制度，來延長油井的生產週期。建議對於這些採取降低衝次生產。
六、結語
在此文的分析過程中，對於前期的採油速度、生產壓差等錄取因時間問題，可能會存在一定誤差，分析僅為個人觀點，但其主要內容對於疏鬆砂岩油藏的油水井況管理具有明顯的借鑑意義。