一种化学控砂剂室内实验研究及现场应用

冯青，李啸南，李胜胜，孙艳妮，汪超，张小蓉

（1.中海油服油田生产研究院，天津 300459；2.广东南油服务有限公司天津分公司，天津 300450）

目前国家对石化能源资源需求日益增长的背景下，海上油气产量贡献率呈现出阶梯状上升，相应的渤海油田生产井数也达到了前所未有的数量。在实际油田开发生产过程中，上千口油井面临着防砂的需求。渤海油田新近系储层以疏松砂岩为主，油藏埋深浅、压实程度低，普遍存在出砂现象。据统计地层出砂粒度小于44 μm，细粉砂含量约为11%，给油田开发生产流程及产能建设带来了极大的伤害[1]。

海上油田传统的防砂设计控制出砂量一般在0.3‰左右，而在实际生产中为了保证单井产量不断提高生产压差，致使生产过程中的出砂量不可控制。特别是独立筛管防砂的油井，筛管大面积堵塞会导致局部冲蚀，造成油井出砂量增大，不可控的持续出砂造成了生产平台的泵检修频率增加[2]。油井防砂的成功与否直接关系到该井的正常生产时率，也关系到修井成本和产能建设，因此研究建立一套适应海上疏松砂岩储层的化学防砂体系势在必行。

1 油藏出砂影响因素

出砂来源可划分为三个部分即渗流砂、填充砂以及骨架砂。其中渗流砂颗粒粒径最小，在油气田开采过程中最易运移，几乎时刻伴随着流体移动。而填充砂主要存在于岩石裂缝以及孔隙空间中，主要由细小颗粒和黏土矿物组成，黏土中伊利石和蒙脱石的混合物是不稳定的，遇水后容易分离，这会直接影响岩石的强度，增加了岩石出砂的可能性。因此，这些细小颗粒以及黏土矿物的运移主要取决于生产压差以及储层是否发生水侵。水侵对于填充砂的分散、运移具有较大影响，在某些砂岩油藏中甚至可以直接作为储层是否出砂的依据。

除以上两个出砂来源外，骨架砂的存在构成了油气田开采过程中出砂的重要部分。砂岩油藏中骨架砂主要由石英和长石颗粒组成，决定了岩石的主要力学性质；在地层射孔完井、开井生产操作后，主要以剪切破坏的形式产生可运移颗粒。

进入井筒的渗流砂、填充砂及骨架砂同岩石的体积塑性应变直接相关。现有的研究普遍认为导致开采过程中出砂的机理主要由物理和化学因素组成。

1.1 物理因素

（1）岩石力学强度：属于判断储层出砂的最原始参数，一般通过实验室岩心测试获得，通常利用Mohrcoulomb 准则以及Drucker-Prager 准则来获取相关的力学破坏强度；

（2）原始地应力：地层被射孔完井、储层改造打开后，原有的平衡被打破导致在井眼周围区域发生应力集中，在一定情况下直接导致近井地带发生剪切破坏；

（3）生产压差：不同的生产压差导致流体在岩石孔隙空间中产生不同的渗流速度，较高压力梯度会在孔隙表面以及岩石颗粒表面产生强烈的拖曳力作用，当压差超过临界生产压差时，会导致岩石发生拉伸破坏，从而导致出砂；

（4）储层能量衰竭：由于钻井、生产压差以及储层生产过程中导致的能量衰竭，引起孔隙压力降低，这会导致有效应力增加；

（5）原油黏度：对于高黏度稠油由于其内部具有较强摩擦力，在油藏开采过程中会对岩石表面颗粒产生较强包裹，增加了原油在开采过程中出砂的可能性。

1.2 化学因素

岩石的固结程度与岩石的埋深、类型、胶结物总量、颗粒尺寸以及胶结方式相关。

外来化学药剂的注入会导致储层中黏土矿物膨胀、分散、运移，从而降低了岩石颗粒与颗粒之间的胶结能力，致使岩石易于发生破碎，形成细小颗粒并在一定的生产压差下随流体运移。

除了以上导致在疏松砂岩原油开采过程中出砂的物理与化学因素外，含水饱和度及泥质含量与出砂也直接相关。其中岩石孔隙中的毛管压力源于湿相与非湿相之间的表面张力，对于饱和单相流体的岩石，它很难有足够的毛管内聚力来维持一个稳定的砂拱，而这会导致大量出砂，尤其是在高孔隙度和非稳定性的储层中。尽管如此，湿相饱和度的小范围增加也会改变毛管压力从而导致出砂。

油井防砂方法考虑因素主要包括生产井的完井类型、井段长度、地层物性、井筒和井场条件等，具体防砂筛选方法见表1。

表1 防砂方法筛选表

目前油田防砂技术有机械防砂和化学防砂。机械防砂包括筛管防砂、砾石充填防砂；化学防砂主要包含化学固砂方法、人工井壁防砂[3]、复合防砂及高渗压裂充填防砂。

根据海上某油田的地层砂粒度分析数据（表2）可知，所有层位的不均匀系数UC=D40/D90≥9。

表2 海上某油田各层出砂不均匀系数和细粉砂含量的平均值

2 体系室内实验评价

本文研究的化学控砂堵水剂是一种具有质子敏感性的功能分子溶液，随着体系中质子浓度的变化，体系溶液转变为胶体状态。在地层水的反复稀释作用下，化学分子通过在含水孔隙表面上吸附、沉积，并在固体颗粒之间架桥，将多个固体颗粒粘合在一起，形成有机-无机两相聚集体。

随着时间的延长，地层水的不断稀释冲刷，聚集体体积逐渐增大，并在含水孔道内产生胶凝，形成堵塞，缩小了含水地层的孔喉，降低了水相渗透率，从而表现出堵水作用。

取一定量的化学控砂药剂倒入2 000 mL 烧杯中，然后分别取一定量的清水、油田水样缓慢加入盛有药剂的烧杯中，轻轻搅拌，静置；然后按照相应的实验方案评价本化学控砂堵水体系的物化性能[4]。

2.1 外观和稳定性

实验方法：按照1#～5#药液配制BSG 溶液，在自然光下观察外观：颜色、分层、沉淀等现象，实验结果见表3。

表3 不同的BSG 药液的外观和稳定性

2.2 药液的pH 值及其敏感性

实验方法：使用酸度计测试BSG 纯溶剂的pH 值；使用酸度计测试1#～5#药液的pH值，实验结果见表4。

表4 不同的BSG 药液的pH值

在不同温度下，用5%的NaOH 溶液调节1#药液的pH 值敏感性见表5，当pH=4.5时，透明溶液逐渐变为乳白色胶体溶液，说明BSG 分子开始聚集成微粒，随着时间延长，微粒逐渐增大，最后吸附于器壁。

表5 1#药液的pH 值敏感性

由此确定了BSG 对溶液的酸碱度具有高度敏感性。当溶液pH≥4.5 时BSG 开始由单分子聚集成分子聚集体，溶液逐渐变为胶体。

2.3 药液的密度和黏度

25 ℃温度下，分别测量BSG 和1#～5#药液的密度和黏度，结果见表6、表7。

表6 各种药液的密度（25 ℃）

表7 各种药液的黏度（25 ℃）

2.4 耐温性

实验方法：取透明BSG 药剂置于密闭容器内，改变温度在5～180 ℃（分别取5 ℃、25 ℃、50 ℃、80 ℃、120 ℃、150 ℃、180 ℃温度点），放置不同时间，观察药剂变化。

最长时间为7 d，观察溶液的变化，结果见表8。

表8 BSG 的耐温性

2.5 耐盐性

实验方法：60 ℃温度下，改变1#药液中NaCl 含量在0.1%～10%（分别取0.1%、0.5%、1.0%、3.0%、5.0%、8.0%和10.0%），放置不同时间，观察溶液有无变化。60 ℃温度下，改变1#药液中CaCl2含量在0.1%～5%（分别取0.1%、0.5%、0.7%、1.0%、3.0%和5.0%），同样放置不同时间，观察1#药液变化情况。

最长放置7 d，发现1#药液无变化，表明BSG 对Na+具有一定的耐受性，实验结果见表9。

表9 BSG 对NaCl 耐受性实验

同样BSG 对Ca2+也具有一定的耐受性，见表10。

表10 BSG 对CaCl2 耐受性实验

3 工艺方案设计

3.1 工艺设计思路

利用BSG 药剂的选择性封堵作用，注入过程中在出水井段反应生成聚合物。聚合物能够吸附、键合、沉积地层中的固体颗粒，在地层岩石表面架桥，从而抑制油井出砂。

基于BSG 的药剂特性，在出水较多的井段形成聚合物后，能堵塞部分孔喉。降低出水层位的采出速度，增大生产压差，提高采油井段的产液能力，降低底水和注水井方向的来水强度，增大注入水的波及面积。

3.2 工艺参数设计

针对厚度10 m、孔隙度0.2～0.3 的砂岩储层，化学防砂处理半径2～3 m；根据计算公式V=FπR2Hφ，本化学药剂体系的用量设计见表11。

表11 药剂量计算表

为了药剂最大量进入该井段，先注入诱发剂溶液对地层进行前处理，然后注入浓度10%～15%控砂堵水剂溶液，注入排量18～30 m3/h，段塞设计浓度由高到低，排量设计由低到高。工艺方案设计见表12。

表12 LZ20-1-K10 井工艺方案设计

4 现场应用

LZ20-1-K10 井为一口定向井，储层泥质含量2.4%～24.6%，孔隙度为21.1%～30%；渗透率137～7 365 mD，为高孔高渗储层。2015 年5 月本井投产，日产液237 m3，日产油25.68 m3，含水率90%。由于含水率的上升造成地层胶结物的破坏引起地层出砂，其次因储层非均质性造成局部供液速度较快而对地层微粒以及细粉砂的拖曳力增大从而加剧出砂。2017年12 月17 日平台反馈该井出砂，含砂率0.01%，产液量为130.48 m3/d；2018 年5 月29 日化验含砂率0.03%，产液量下降到62.8 m3/d。2018 年7 月-2019 年1 月该井出砂现象越来越严重，最终停泵关井[5-7]。

LZ20-1-K10 井2019 年2 月开展化学防砂作业，作业后生产动态曲线见图1。

图1 LZ20-1-K10 井化学控砂堵水措施效果曲线

LZ20-1-K10 井措施后已连续稳产38 个月，含水率平均下降6%，日产液量达到措施前的2.7倍，日产油量达到措施前的3 倍左右。

5 结论

通过化学控砂堵水药剂体系的出砂因素、室内实验及现场应用研究，取得的认识如下：

（1）海上部分疏松砂岩油藏由于注采强度高，储层胶结程度较弱，在注水开发过程中容易受到流体强烈的拖曳力作用，产生拉伸破坏及剪切破坏的影响，引起油井出砂。

（2）本化学控砂药剂是一种低密度（小于1.1 g/mL）、低黏度（小于15.0 mPa·s）和较宽温度稳定性（5～180 ℃）的均相液体，耐高温高盐，对pH 值敏感。

（3）研究建立一套化学控砂堵水工艺方案设计方法，处理半径为2～3 m，注入浓度为10%～15%，注入排量18～30 m3/h。

（4）现场应用1 井次，取得良好的控砂堵水效果，含砂量为0，含水率下降6%。