HWR新型化学防砂材料在南海西部油田的应用*

彭建峰 廖云虎 郑华安 龚云蕾 袁 辉 于志刚 贾 辉

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

南海西部W油田由于储层埋深浅，岩石胶结差，在生产中后期随着地层压力进一步下降、含水上升、生产压差增大等因素导致出砂问题日益突出，且出砂粒径微小，粒度中值仅11.12 μm，属于极难防治的细粉砂类型[1-3]。一方面出砂量大，受限于海上平台作业条件，地面无法实施排砂生产，另一方面出砂粒径超出了机械挡砂的极限范围，常规手段不满足要求，因此尝试通过化学防砂固砂技术[4-5]解决W油田出砂问题。针对目前树脂固砂剂存在的技术缺陷[6-7]，改进研制出了一套水溶性“一体化”注入HWR微乳水基固砂液体系。该体系黏度小，容易注入，固结强度高，对于细粉砂治理有很好的适用性，目前已在南海西部W油田防砂作业中取得良好成效，可为类似储层防砂提供参考。

1 目前化学防砂材料存在的问题

1) 化学固砂剂都是油溶性树脂类化学产品[8-9]，其黏度高，在实际使用过程中都是用有机溶剂稀释后注入地层，有机溶剂本身会带来安全、环保等问题(表1)。

表1 目前固砂液类型与特点[13-14]

2) 化学固砂剂和固化剂接触反应快，导致现场施工时需多段塞分开注入[10-12]，施工周期长，化学固砂剂和固化剂在地层中难以混合均匀，导致固结后砂体强度不高，固砂效果不好。

3) 树脂耐水性差，在水相中易造成固结强度低，有机聚季胺阳离子抑砂剂控砂、稳砂，只能在冲刷强度低的无水采油期或低含水期减缓地层出砂，但在高含水期起不到减缓地层出砂作用。

4) 需要靠注入扩孔液来恢复储层渗透率，储层伤害风险大。

2 HWR新型化学防砂材料优化

2.1 前置液构建

前置液作为预处理液，主要为化学固砂液进入地层创造环境，达到提高固砂质量的目的。前置液性能要求能有效消除地层砂表面的油污、杂质，可使固砂液充分润湿砂粒表面，与固砂液流变性有较好的相容性。室内选择互溶剂来清除粘附在地层砂粒上的原油等有机质成分；选择阳离子表面活性剂来降低地层砂粒的表面张力，提高固砂剂在砂粒表面的吸附；选择无机盐抑制地层黏土矿物的膨胀。结合室内性能评价结果优选单剂加量，完成前置液体系的构建。最终，优化后的前置液组成为水+3%KCl+5%互溶剂HWRJ+2%HAR降压助排剂。

2.2 固砂液构建

固砂液作为主处理液，主要由树脂和固化剂组成。与常规树脂和固化剂相比，HWR新型化学防砂材料选择在环氧树脂上引入磺酸基团进行改性，它可以改变常规树脂的溶解特性，由油溶性变为水溶性，可以实现以清水作为稀释剂进行混合配制，大幅降低了体系的黏度，改善其流动性能，使体系更易注入且安全环保。固化剂选择具有乳化和固化双重作用的胺类聚合物，能够激活树脂反应，保证固结体的性能，树脂与固化剂混合后是活性体、反应快，为了控制有效安全施工时间，通过加入固化调节剂调整体系反应快慢，控制施工时间，可以实现体系中各单剂在地面预先混合配制好，然后“一体化”注入地层，简化了施工工序，达到类似常规酸化作业的施工工序。为了增强固砂液在砂粒上的吸附能力，加入偶联剂提高固结性能。为了保证体系与地层水矿化度一致，加入氯化钠盐水稀释剂，有助于提高固结体渗透率保留值。

结合室内性能评价结果优选单剂加量，完成固砂液体系的构建。最终，优化后的固砂液组成为8%改性树脂HWR-301+12%固化剂HWR-302+4%调节剂HWR-303+0.5%偶联剂HWR-304+75.5%稀释剂(3%NaCl盐水)。

2.3 HWR新型防砂材料作用机理

HWR微乳水基固砂液体系是一种微乳液形态，固化剂均匀分散在连续相中，固砂树脂包裹在分散相中，形成一种具有一定稳定时间的微乳液。通过在环氧树脂上引入AMPS磺酸基团(图1)，改变原树脂溶解性能，提高其水溶性，作业时可以实现“一体化”注入，极大地简化了工序。

图1 环氧树脂改性结构图

固结地层砂粒作用机理如下：

1) 固砂液体系注入地层后，地层砂粒上的羟基和固砂树脂以及固化剂上的羟基相互作用(图2)，使固砂树脂以及固化剂在砂粒表面吸附；

图2 树脂和固化剂反应原理

2) 在地层温度作用下，吸附在砂粒表面的乳液开始破乳，树脂和固化剂接触；

3) 破乳后的树脂和固化剂充分反应，生成热固性高聚物，把砂粒连接在一起。由于反应产物有一定分子大小，只有在2个砂粒的距离与反应产物分子大小相匹配时才能产生作用，而在孔隙中由于距离较远，不会存在固化产物，从而保证了孔隙的畅通性。

3 HWR新型防砂材料室内性能评价

3.1 实验材料

1) 取目标油田W油田X1井生产油水混合样5 L，开展地层流体与固砂液体系配伍性实验。

2) 取W油田X1井地层岩屑2 kg，地层砂粒径中值11.12 μm，采用“填砂注入法”制作实验用固结体，固结后评价其性能。

3.2 配伍性

取一定量的前置液和固砂液分别与地层岩屑、地层流体、修井液按比例混合，测试其防膨性能和配伍性。2个储层段岩屑在前置液和固砂液中膨胀率都很低，分别为1.54%和1.76%，防膨率都在90%以上(表2)。前置液和固砂液与地层流体、修井液配伍性良好，不同比例混合后黏度未发生突变，无沉淀、乳化现象。

表2 HWR新型防砂材料防膨性测试

3.3 安全施工时间

为了抑制固砂液的反应速度，根据水性环氧树脂固化原理，选择在固砂液体系里加入一定量的固化调节剂HWR-303，调整固砂液的有效施工时间，使固砂液有足够的注入时间，不会提前固化，保证施工安全。

1) 静态条件。将配制好的固砂液放置在密闭容器中，置于一定温度条件下的烘箱中静置观察，并定期取出测试其黏度(表3)，以黏度变化来确定其安全施工时间。结果表明，静态条件下室温可放置96 h，在目标井地层温度(85 ℃)下，可稳定36 h。

表3 静态条件下固砂液黏度随时间的变化情况

2) 动态条件。将配制好的固砂液放置在容器中，置于一定温度条件下的水浴中，以低速搅拌的方式模拟固砂液动态注入过程，定期取出测试其黏度(表4)，以黏度变化来确定其安全施工时间。结果表明，动态条件下室温能稳定48 h以上，能够保证固砂液配制后长时间放置不会固化；地层温度时能够稳定16 h，可满足现场安全注入施工时间。按照排量0.2 m3/min计算，100 m3固砂液的注入时间为8 h。

表4 动态条件下固砂液黏度随时间的变化情况

3.4 固砂性能

按照固砂液的注入流程制作好固结体后，依据标准测试固结体的抗压强度、渗透率和出砂率等指标，评价固砂性能。

1) 露头岩心固结。选择2.5 cm×5.0 cm的标准露头岩心5块做对比实验，测试初始抗压强度为9～11 MPa，渗透率为489～548 mD，出砂率为0.2%～0.27%。经过化学材料固化处理后，抗压强度达到16～21 MPa，固结后抗压强度提高率在78%以上；渗透率为400～469 mD，渗透率保留值在81%以上；出砂率为0.08%～0.11%，降低55%以上。

2) 储层岩屑固结。选择地层岩屑散样，通过填砂管压制成岩心4块，测试初始抗压强度为0 MPa，渗透率为372～451 mD，出砂率为100%。经过化学材料固化处理后，用储层流体污染后的岩屑岩心固结抗压强度能达到2.5 MPa以上、渗透率保留值82.5%以上、冲刷出砂率小于0.032%(表5)；未用储层流体污染的岩屑岩心固结后抗压强度能达到1.97 MPa以上，渗透率保留值80%以上，冲刷出砂率小于0.088%，均达到预期性能评价要求。

表5 固砂液固结性能评价结果

4 现场应用

W油田X1井作业前地面除砂测试，出砂量约15 kg/h，出砂情况严重，地面无法处理。出砂粒径小，粒度中值仅11.12 μm，超出机械防砂极限。作业前该井已关停6年之久，是一口长关井，面临废弃。2018年8月29日X1井采用本文研发的HWR新型防砂材料化学防砂作业后下泵顺利复产(图3)，产液40 m3/d、增油16 m3/d、含水率60%、井口油压1.9 MPa，生产稳定无出砂迹象，各项指标均已达到油藏的预期目标，截至2019年8月已稳产11个月，累计增油5 000 m3。

图3 W油田X1井化学防砂复产后生产情况

5 结束语

针对南海西部W油田储层特点，研发了HWR新型防砂材料。该材料具有较高的固结强度和渗透率恢复值，防砂效果良好，施工简便、易注入，已在W油田取得成功应用，可对类似储层出砂治理提供参考。