一種化學(xué)控砂劑室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

馮青，李嘯南，李勝勝，孫艷妮，汪超，張小蓉

（1.中海油服油田生產(chǎn)研究院，天津 300459；2.廣東南油服務(wù)有限公司天津分公司，天津 300450）

目前國(guó)家對(duì)石化能源資源需求日益增長(zhǎng)的背景下，海上油氣產(chǎn)量貢獻(xiàn)率呈現(xiàn)出階梯狀上升，相應(yīng)的渤海油田生產(chǎn)井?dāng)?shù)也達(dá)到了前所未有的數(shù)量。在實(shí)際油田開發(fā)生產(chǎn)過程中，上千口油井面臨著防砂的需求。渤海油田新近系儲(chǔ)層以疏松砂巖為主，油藏埋深淺、壓實(shí)程度低，普遍存在出砂現(xiàn)象。據(jù)統(tǒng)計(jì)地層出砂粒度小于44 μm，細(xì)粉砂含量約為11%，給油田開發(fā)生產(chǎn)流程及產(chǎn)能建設(shè)帶來了極大的傷害[1]。

海上油田傳統(tǒng)的防砂設(shè)計(jì)控制出砂量一般在0.3‰左右，而在實(shí)際生產(chǎn)中為了保證單井產(chǎn)量不斷提高生產(chǎn)壓差，致使生產(chǎn)過程中的出砂量不可控制。特別是獨(dú)立篩管防砂的油井，篩管大面積堵塞會(huì)導(dǎo)致局部沖蝕，造成油井出砂量增大，不可控的持續(xù)出砂造成了生產(chǎn)平臺(tái)的泵檢修頻率增加[2]。油井防砂的成功與否直接關(guān)系到該井的正常生產(chǎn)時(shí)率，也關(guān)系到修井成本和產(chǎn)能建設(shè)，因此研究建立一套適應(yīng)海上疏松砂巖儲(chǔ)層的化學(xué)防砂體系勢(shì)在必行。

1 油藏出砂影響因素

出砂來源可劃分為三個(gè)部分即滲流砂、填充砂以及骨架砂。其中滲流砂顆粒粒徑最小，在油氣田開采過程中最易運(yùn)移，幾乎時(shí)刻伴隨著流體移動(dòng)。而填充砂主要存在于巖石裂縫以及孔隙空間中，主要由細(xì)小顆粒和黏土礦物組成，黏土中伊利石和蒙脫石的混合物是不穩(wěn)定的，遇水后容易分離，這會(huì)直接影響巖石的強(qiáng)度，增加了巖石出砂的可能性。因此，這些細(xì)小顆粒以及黏土礦物的運(yùn)移主要取決于生產(chǎn)壓差以及儲(chǔ)層是否發(fā)生水侵。水侵對(duì)于填充砂的分散、運(yùn)移具有較大影響，在某些砂巖油藏中甚至可以直接作為儲(chǔ)層是否出砂的依據(jù)。

除以上兩個(gè)出砂來源外，骨架砂的存在構(gòu)成了油氣田開采過程中出砂的重要部分。砂巖油藏中骨架砂主要由石英和長(zhǎng)石顆粒組成，決定了巖石的主要力學(xué)性質(zhì)；在地層射孔完井、開井生產(chǎn)操作后，主要以剪切破壞的形式產(chǎn)生可運(yùn)移顆粒。

進(jìn)入井筒的滲流砂、填充砂及骨架砂同巖石的體積塑性應(yīng)變直接相關(guān)?，F(xiàn)有的研究普遍認(rèn)為導(dǎo)致開采過程中出砂的機(jī)理主要由物理和化學(xué)因素組成。

1.1 物理因素

（1）巖石力學(xué)強(qiáng)度：屬于判斷儲(chǔ)層出砂的最原始參數(shù)，一般通過實(shí)驗(yàn)室?guī)r心測(cè)試獲得，通常利用Mohrcoulomb 準(zhǔn)則以及Drucker-Prager 準(zhǔn)則來獲取相關(guān)的力學(xué)破壞強(qiáng)度；

（2）原始地應(yīng)力：地層被射孔完井、儲(chǔ)層改造打開后，原有的平衡被打破導(dǎo)致在井眼周圍區(qū)域發(fā)生應(yīng)力集中，在一定情況下直接導(dǎo)致近井地帶發(fā)生剪切破壞；

（3）生產(chǎn)壓差：不同的生產(chǎn)壓差導(dǎo)致流體在巖石孔隙空間中產(chǎn)生不同的滲流速度，較高壓力梯度會(huì)在孔隙表面以及巖石顆粒表面產(chǎn)生強(qiáng)烈的拖曳力作用，當(dāng)壓差超過臨界生產(chǎn)壓差時(shí)，會(huì)導(dǎo)致巖石發(fā)生拉伸破壞，從而導(dǎo)致出砂；

（4）儲(chǔ)層能量衰竭：由于鉆井、生產(chǎn)壓差以及儲(chǔ)層生產(chǎn)過程中導(dǎo)致的能量衰竭，引起孔隙壓力降低，這會(huì)導(dǎo)致有效應(yīng)力增加；

（5）原油黏度：對(duì)于高黏度稠油由于其內(nèi)部具有較強(qiáng)摩擦力，在油藏開采過程中會(huì)對(duì)巖石表面顆粒產(chǎn)生較強(qiáng)包裹，增加了原油在開采過程中出砂的可能性。

1.2 化學(xué)因素

巖石的固結(jié)程度與巖石的埋深、類型、膠結(jié)物總量、顆粒尺寸以及膠結(jié)方式相關(guān)。

外來化學(xué)藥劑的注入會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層中黏土礦物膨脹、分散、運(yùn)移，從而降低了巖石顆粒與顆粒之間的膠結(jié)能力，致使巖石易于發(fā)生破碎，形成細(xì)小顆粒并在一定的生產(chǎn)壓差下隨流體運(yùn)移。

除了以上導(dǎo)致在疏松砂巖原油開采過程中出砂的物理與化學(xué)因素外，含水飽和度及泥質(zhì)含量與出砂也直接相關(guān)。其中巖石孔隙中的毛管壓力源于濕相與非濕相之間的表面張力，對(duì)于飽和單相流體的巖石，它很難有足夠的毛管內(nèi)聚力來維持一個(gè)穩(wěn)定的砂拱，而這會(huì)導(dǎo)致大量出砂，尤其是在高孔隙度和非穩(wěn)定性的儲(chǔ)層中。盡管如此，濕相飽和度的小范圍增加也會(huì)改變毛管壓力從而導(dǎo)致出砂。

油井防砂方法考慮因素主要包括生產(chǎn)井的完井類型、井段長(zhǎng)度、地層物性、井筒和井場(chǎng)條件等，具體防砂篩選方法見表1。

表1 防砂方法篩選表

目前油田防砂技術(shù)有機(jī)械防砂和化學(xué)防砂。機(jī)械防砂包括篩管防砂、礫石充填防砂；化學(xué)防砂主要包含化學(xué)固砂方法、人工井壁防砂[3]、復(fù)合防砂及高滲壓裂充填防砂。

根據(jù)海上某油田的地層砂粒度分析數(shù)據(jù)（表2）可知，所有層位的不均勻系數(shù)UC=D40/D90≥9。

表2 海上某油田各層出砂不均勻系數(shù)和細(xì)粉砂含量的平均值

2 體系室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

本文研究的化學(xué)控砂堵水劑是一種具有質(zhì)子敏感性的功能分子溶液，隨著體系中質(zhì)子濃度的變化，體系溶液轉(zhuǎn)變?yōu)槟z體狀態(tài)。在地層水的反復(fù)稀釋作用下，化學(xué)分子通過在含水孔隙表面上吸附、沉積，并在固體顆粒之間架橋，將多個(gè)固體顆粒粘合在一起，形成有機(jī)-無(wú)機(jī)兩相聚集體。

隨著時(shí)間的延長(zhǎng)，地層水的不斷稀釋沖刷，聚集體體積逐漸增大，并在含水孔道內(nèi)產(chǎn)生膠凝，形成堵塞，縮小了含水地層的孔喉，降低了水相滲透率，從而表現(xiàn)出堵水作用。

取一定量的化學(xué)控砂藥劑倒入2 000 mL 燒杯中，然后分別取一定量的清水、油田水樣緩慢加入盛有藥劑的燒杯中，輕輕攪拌，靜置；然后按照相應(yīng)的實(shí)驗(yàn)方案評(píng)價(jià)本化學(xué)控砂堵水體系的物化性能[4]。

2.1 外觀和穩(wěn)定性

實(shí)驗(yàn)方法：按照1#～5#藥液配制BSG 溶液，在自然光下觀察外觀：顏色、分層、沉淀等現(xiàn)象，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 不同的BSG 藥液的外觀和穩(wěn)定性

2.2 藥液的pH 值及其敏感性

實(shí)驗(yàn)方法：使用酸度計(jì)測(cè)試BSG 純?nèi)軇┑膒H 值；使用酸度計(jì)測(cè)試1#～5#藥液的pH值，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

表4 不同的BSG 藥液的pH值

在不同溫度下，用5%的NaOH 溶液調(diào)節(jié)1#藥液的pH 值敏感性見表5，當(dāng)pH=4.5時(shí)，透明溶液逐漸變?yōu)槿榘咨z體溶液，說明BSG 分子開始聚集成微粒，隨著時(shí)間延長(zhǎng)，微粒逐漸增大，最后吸附于器壁。

表5 1#藥液的pH 值敏感性

由此確定了BSG 對(duì)溶液的酸堿度具有高度敏感性。當(dāng)溶液pH≥4.5 時(shí)BSG 開始由單分子聚集成分子聚集體，溶液逐漸變?yōu)槟z體。

2.3 藥液的密度和黏度

25 ℃溫度下，分別測(cè)量BSG 和1#～5#藥液的密度和黏度，結(jié)果見表6、表7。

表6 各種藥液的密度（25 ℃）

表7 各種藥液的黏度（25 ℃）

2.4 耐溫性

實(shí)驗(yàn)方法：取透明BSG 藥劑置于密閉容器內(nèi)，改變溫度在5～180 ℃（分別取5 ℃、25 ℃、50 ℃、80 ℃、120 ℃、150 ℃、180 ℃溫度點(diǎn)），放置不同時(shí)間，觀察藥劑變化。

最長(zhǎng)時(shí)間為7 d，觀察溶液的變化，結(jié)果見表8。

表8 BSG 的耐溫性

2.5 耐鹽性

實(shí)驗(yàn)方法：60 ℃溫度下，改變1#藥液中NaCl 含量在0.1%～10%（分別取0.1%、0.5%、1.0%、3.0%、5.0%、8.0%和10.0%），放置不同時(shí)間，觀察溶液有無(wú)變化。60 ℃溫度下，改變1#藥液中CaCl2含量在0.1%～5%（分別取0.1%、0.5%、0.7%、1.0%、3.0%和5.0%），同樣放置不同時(shí)間，觀察1#藥液變化情況。

最長(zhǎng)放置7 d，發(fā)現(xiàn)1#藥液無(wú)變化，表明BSG 對(duì)Na+具有一定的耐受性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表9。

表9 BSG 對(duì)NaCl 耐受性實(shí)驗(yàn)

同樣BSG 對(duì)Ca2+也具有一定的耐受性，見表10。

表10 BSG 對(duì)CaCl2 耐受性實(shí)驗(yàn)

3 工藝方案設(shè)計(jì)

3.1 工藝設(shè)計(jì)思路

利用BSG 藥劑的選擇性封堵作用，注入過程中在出水井段反應(yīng)生成聚合物。聚合物能夠吸附、鍵合、沉積地層中的固體顆粒，在地層巖石表面架橋，從而抑制油井出砂。

基于BSG 的藥劑特性，在出水較多的井段形成聚合物后，能堵塞部分孔喉。降低出水層位的采出速度，增大生產(chǎn)壓差，提高采油井段的產(chǎn)液能力，降低底水和注水井方向的來水強(qiáng)度，增大注入水的波及面積。

3.2 工藝參數(shù)設(shè)計(jì)

針對(duì)厚度10 m、孔隙度0.2～0.3 的砂巖儲(chǔ)層，化學(xué)防砂處理半徑2～3 m；根據(jù)計(jì)算公式V=FπR2Hφ，本化學(xué)藥劑體系的用量設(shè)計(jì)見表11。

表11 藥劑量計(jì)算表

為了藥劑最大量進(jìn)入該井段，先注入誘發(fā)劑溶液對(duì)地層進(jìn)行前處理，然后注入濃度10%～15%控砂堵水劑溶液，注入排量18～30 m3/h，段塞設(shè)計(jì)濃度由高到低，排量設(shè)計(jì)由低到高。工藝方案設(shè)計(jì)見表12。

表12 LZ20-1-K10 井工藝方案設(shè)計(jì)

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

LZ20-1-K10 井為一口定向井，儲(chǔ)層泥質(zhì)含量2.4%～24.6%，孔隙度為21.1%～30%；滲透率137～7 365 mD，為高孔高滲儲(chǔ)層。2015 年5 月本井投產(chǎn)，日產(chǎn)液237 m3，日產(chǎn)油25.68 m3，含水率90%。由于含水率的上升造成地層膠結(jié)物的破壞引起地層出砂，其次因儲(chǔ)層非均質(zhì)性造成局部供液速度較快而對(duì)地層微粒以及細(xì)粉砂的拖曳力增大從而加劇出砂。2017年12 月17 日平臺(tái)反饋該井出砂，含砂率0.01%，產(chǎn)液量為130.48 m3/d；2018 年5 月29 日化驗(yàn)含砂率0.03%，產(chǎn)液量下降到62.8 m3/d。2018 年7 月-2019 年1 月該井出砂現(xiàn)象越來越嚴(yán)重，最終停泵關(guān)井[5-7]。

LZ20-1-K10 井2019 年2 月開展化學(xué)防砂作業(yè)，作業(yè)后生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線見圖1。

圖1 LZ20-1-K10 井化學(xué)控砂堵水措施效果曲線

LZ20-1-K10 井措施后已連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)38 個(gè)月，含水率平均下降6%，日產(chǎn)液量達(dá)到措施前的2.7倍，日產(chǎn)油量達(dá)到措施前的3 倍左右。

5 結(jié)論

通過化學(xué)控砂堵水藥劑體系的出砂因素、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用研究，取得的認(rèn)識(shí)如下：

（1）海上部分疏松砂巖油藏由于注采強(qiáng)度高，儲(chǔ)層膠結(jié)程度較弱，在注水開發(fā)過程中容易受到流體強(qiáng)烈的拖曳力作用，產(chǎn)生拉伸破壞及剪切破壞的影響，引起油井出砂。

（2）本化學(xué)控砂藥劑是一種低密度（小于1.1 g/mL）、低黏度（小于15.0 mPa·s）和較寬溫度穩(wěn)定性（5～180 ℃）的均相液體，耐高溫高鹽，對(duì)pH 值敏感。

（3）研究建立一套化學(xué)控砂堵水工藝方案設(shè)計(jì)方法，處理半徑為2～3 m，注入濃度為10%～15%，注入排量18～30 m3/h。

（4）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用1 井次，取得良好的控砂堵水效果，含砂量為0，含水率下降6%。