汪廬山 梁偉 王勇 李鵬 趙益忠

中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司石油工程技術研究院

勝利臨盤油田非均質油藏井段長、小層多且薄，平均小層厚度1～3 m，滲透率10～800 mD，滲透率差異大，非均質性強，同口井滲透率級差可達5～8倍且油水層間互、油水關系復雜?；\統化學防砂難以實現各小層均勻改造的效果，防砂有效期僅為198 d，并且開井前3個月產量平均下降70%以上，造成低液井逐漸增多。勝利油田整體化學防砂平均有效期387 d，如何進一步提高防砂成功率及延長有效期是提高非均質疏松砂巖油藏化學防砂技術應用效果的關鍵。因此，研發(fā)出了高強高滲耐油控砂劑、低溫高強度AB砂和防蠕動選擇性分層化學防砂工藝管柱，以期實現各井段均勻化學防砂，確保每個開發(fā)小層實現均勻固結，延長多井段井防砂有效期［1-2］，提高化學防砂技術對非均質疏松砂巖油藏的適應性。

1 高強高滲耐油控砂劑

在環(huán)氧樹脂主鏈接枝親油、親水基團合成了耐油控砂劑主劑［3-5］，并添加了固化劑等助劑，形成了耐油控砂劑基本配方：細粉石英砂、活性固砂劑、γ-縮水甘油醚氧丙基三甲氧基硅烷、改性胺類固化劑、軟化劑質量比為 100∶10∶8∶10∶15。

1.1 原油含量對控砂劑固結效果影響

將石英砂(0.4～0.8 mm)與含油污水混合后，加入控砂劑體系，固結后測定了固結體抗壓強度，考察了原油對固結強度影響，如圖1所示。ST-1為不飽和樹脂、XD-3為呋喃樹脂、LVA-1為改性環(huán)氧樹脂。

圖1 原油含量對抗壓強度的影響Fig.1 Effect of crude oil content on compressive strength

從圖1可知，隨地層砂表面原油含量增加，原油阻礙了控砂劑在砂粒表面吸附，導致固結體抗壓強度顯著降低。原油含量超過10%，ST-1、XD-3控砂劑抗壓強度4 MPa以下，耐油控砂劑LVA-1受原油含量影響很小，固結強度6.2 MPa，且滲透率保留率92.5%、黏度小于5 mPa·s。見表1。

表1 控砂劑固結性能評價結果Table 1 Evaluation results on consolidation performance of sand control agent

1.2 井底溫度對耐油控砂劑固化強度的影響

溫度對環(huán)氧樹脂的固化有很大影響。溫度不同，固化后樹脂性質也不同。為此，對不同地層溫度下樹脂固化強度進行了測定，標定固化時間為48 h，該控砂劑最佳適應溫度45～150 ℃之間，如圖2所示。

圖2 固結溫度對抗壓強度的影響Fig.2 Effect of consolidation temperature on compressive strength

2 低溫高強度AB砂

將砂分為A、B兩組，分別采用液態(tài)環(huán)氧樹脂以及液態(tài)固化劑涂覆，再用水溶性高分子材料作分散劑、成膜劑，使其成為表觀固態(tài)的涂覆砂［6］，解決了常規(guī)覆膜砂在低溫井固結強度低的問題(見圖3)。

圖3 低溫高強度AB砂結構示意圖Fig.3 Schematic structure of low-temperature and high-strength AB sand

室內評價或現場應用時，A砂和B砂現配現用，配好后按質量比1∶1將A砂、B砂混合均勻即可。表2是AB砂低溫固結強度，井溫40 ℃時，抗壓強度可達6.99 MPa。

表2 低溫高強度AB砂低溫固結強度Table 2 Low-temperature consolidation strength of lowtemperature and high-strength AB sand

3 防蠕動可選擇分層化學防砂管柱

非均質油藏分層化學防砂注入工藝有2種，一種是逐層上返工藝，另一種是由水力錨、分層封隔器及噴砂器組成［7］，但現場施工中易出現水力錨解卡難導致大修、各層噴砂器不能按設計次序順利打開、大排量井筒洗井難、起管柱時起一根噴一根不利于作業(yè)與環(huán)境保護等問題。因此，對錨定機構、噴砂器、大排量反洗井及安全起出等進行了改進，設計了防蠕動差異化分層化學防砂注入管柱。

化學防砂分層注入管柱如圖4所示。主要由旋轉泄油器、防蠕動封隔器、層間分層封隔器、各級噴砂器及沉砂單流閥等工具組成。管柱特點是以防蠕動封隔器代替卡瓦實現分層封隔、充填工具與封隔器一體化、全井大排量反洗井。

施工時由下至上投球依次完成各小層防砂施工。同時可根據層間差異，一趟管柱可完成擠注固砂劑、石英砂或覆膜砂施工要求。目前已形成2種規(guī)格的分層化學防砂注入管柱，可滿足套管外徑177.8 mm、139.7 mm的油井分3～4層化學防砂施工，施工最大排量2～3 m3/min。

圖4 防蠕動差異化分層化學防砂管柱Fig.4 Anticreep differential separate-layer chemical sand control string

4 現場應用效果

截至2018年底，已在勝利油田孤島、臨盤等采油廠應用49井次，施工后油井單井日產液量由17.1 t升至21 t，日產油量由2.2 t升至3.4 t，防砂有效期平均達720 d。

4.1 實例1

臨盤P2-X514井位于盤2沙三下區(qū)塊，為高泥質、細粉砂、常規(guī)稠油油藏。該井共13個小層，跨度大(87 m)、非均質性強(最大滲透率級差16倍)，先期籠統防砂后日產油2.5 t，日產液20.2 t，地層出砂嚴重，無法滿足日常生產需求。為繼續(xù)有效開采，決定采用分層化學防砂技術，實現各層均勻固結防砂，滿足提液開發(fā)需求。P2-X514井分層分段情況及施工參數見表3。

表3 P2-X514井基本情況和施工參數Table 3 Basic situation and construction parameters of Well P2-X514

該井于2015年11月進行分層固砂劑防砂施工，施工時用光油管尾帶防蠕動可選擇分三層化學防砂管柱下入目的層，坐封封隔器，打開下段充填通道，正擠高強高滲耐油控砂劑8 t，排量0.6 m3/min，關井擴散壓力，待壓力擴散完后從井口投小鋼球，打開中段充填通道，正擠高強高滲耐油控砂劑10 t，排量0.8 m3/min，關井擴散壓力，待壓力擴散完后從井口投大一級鋼球，打開上段充填通道，正擠高強高滲耐油控砂劑8 t，排量1.0 m3/min，關井擴散壓力，待壓力擴散完成后起出防砂管柱，施工結束。該井投產初期日產液32.4 t，日產油12.5 t，目前有效生產時間1 224.6 d，平均日產液26.7 t，日產油5.9 t，井口化驗含砂量小于0.01%，而同區(qū)塊其他生產井平均日產液15.0 t，平均日產油2.6 t，生產效果有顯著改善。

4.2 實例2

孤島油田中一區(qū)館3-6單元屬于二類注聚單元，經過7年聚合物驅開發(fā)，于2010年7月轉入后續(xù)水驅開發(fā)。該單元水井出砂、出聚嚴重，部分井砂堵原井管柱數十米，儲層縱、橫向非均質性嚴重，轉水驅后隨著流動系數上升，阻力系數降低，采用多級段光油管注水方式在轉水驅開發(fā)后加劇層間矛盾的激化，注入水沿高滲帶突破形成指進，導致油井含水快速上升，產量遞減幅度加大。針對該區(qū)塊層多、層段長特點，應用了防蠕動可選擇分層化學防砂管柱+高強高滲耐油控砂劑、防蠕動可選擇分層化學防砂管柱+低溫高強度AB砂等分層防砂工藝，截至目前，在該區(qū)塊完成10口水井施工，投產后層段合格率由35.1%提高到94.1%，井口化驗含砂量小于0.01%，得到了理想的防砂配注效果，對孤島中一區(qū)注聚區(qū)提液起到了至關重要的作用。

注意事項：應用高強高滲耐油控砂劑要求隔層厚度大于2 m；應用低溫高強度AB砂要求隔層厚度大于10 m。

5 結論

(1)研發(fā)了適應45～150 ℃高強高滲耐油控砂劑體系，原油含量10%時固結強度6.2 MPa，滲透率保留率92.5%，黏度小于5 mPa·s，對儲層滲流能力傷害小。

(2)研制的低溫高強度AB砂40 ℃時固結強度可達7 MPa，解決了勝利油田開發(fā)后期井底溫度低、常規(guī)覆膜砂固結強度小、不能滿足防砂生產需要的問題。

(3)設計的分層化學防砂管柱具有防蠕動、可大排量反洗井、一趟管柱可選擇性注入控砂劑或覆膜砂的特點，解決了非均質油藏籠統化學防砂有效期短，常規(guī)分層化學防砂管柱工序多、可靠性差難題。