HWR新型化學防砂材料在南海西部油田的應用*

彭建峰 廖云虎 鄭華安 龔云蕾 袁 輝 于志剛 賈 輝

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

南海西部W油田由于儲層埋深淺，巖石膠結差，在生產中后期隨著地層壓力進一步下降、含水上升、生產壓差增大等因素導致出砂問題日益突出，且出砂粒徑微小，粒度中值僅11.12 μm，屬于極難防治的細粉砂類型[1-3]。一方面出砂量大，受限于海上平臺作業條件，地面無法實施排砂生產，另一方面出砂粒徑超出了機械擋砂的極限范圍，常規手段不滿足要求，因此嘗試通過化學防砂固砂技術[4-5]解決W油田出砂問題。針對目前樹脂固砂劑存在的技術缺陷[6-7]，改進研制出了一套水溶性“一體化”注入HWR微乳水基固砂液體系。該體系黏度小，容易注入，固結強度高，對于細粉砂治理有很好的適用性，目前已在南海西部W油田防砂作業中取得良好成效，可為類似儲層防砂提供參考。

1 目前化學防砂材料存在的問題

1) 化學固砂劑都是油溶性樹脂類化學產品[8-9]，其黏度高，在實際使用過程中都是用有機溶劑稀釋后注入地層，有機溶劑本身會帶來安全、環保等問題(表1)。

表1 目前固砂液類型與特點[13-14]

2) 化學固砂劑和固化劑接觸反應快，導致現場施工時需多段塞分開注入[10-12]，施工周期長，化學固砂劑和固化劑在地層中難以混合均勻，導致固結后砂體強度不高，固砂效果不好。

3) 樹脂耐水性差，在水相中易造成固結強度低，有機聚季胺陽離子抑砂劑控砂、穩砂，只能在沖刷強度低的無水采油期或低含水期減緩地層出砂，但在高含水期起不到減緩地層出砂作用。

4) 需要靠注入擴孔液來恢復儲層滲透率，儲層傷害風險大。

2 HWR新型化學防砂材料優化

2.1 前置液構建

前置液作為預處理液，主要為化學固砂液進入地層創造環境，達到提高固砂質量的目的。前置液性能要求能有效消除地層砂表面的油污、雜質，可使固砂液充分潤濕砂粒表面，與固砂液流變性有較好的相容性。室內選擇互溶劑來清除粘附在地層砂粒上的原油等有機質成分；選擇陽離子表面活性劑來降低地層砂粒的表面張力，提高固砂劑在砂粒表面的吸附；選擇無機鹽抑制地層黏土礦物的膨脹。結合室內性能評價結果優選單劑加量，完成前置液體系的構建。最終，優化后的前置液組成為水+3%KCl+5%互溶劑HWRJ+2%HAR降壓助排劑。

2.2 固砂液構建

固砂液作為主處理液，主要由樹脂和固化劑組成。與常規樹脂和固化劑相比，HWR新型化學防砂材料選擇在環氧樹脂上引入磺酸基團進行改性，它可以改變常規樹脂的溶解特性，由油溶性變為水溶性，可以實現以清水作為稀釋劑進行混合配制，大幅降低了體系的黏度，改善其流動性能，使體系更易注入且安全環保。固化劑選擇具有乳化和固化雙重作用的胺類聚合物，能夠激活樹脂反應，保證固結體的性能，樹脂與固化劑混合后是活性體、反應快，為了控制有效安全施工時間，通過加入固化調節劑調整體系反應快慢，控制施工時間，可以實現體系中各單劑在地面預先混合配制好，然后“一體化”注入地層，簡化了施工工序，達到類似常規酸化作業的施工工序。為了增強固砂液在砂粒上的吸附能力，加入偶聯劑提高固結性能。為了保證體系與地層水礦化度一致，加入氯化鈉鹽水稀釋劑，有助于提高固結體滲透率保留值。

結合室內性能評價結果優選單劑加量，完成固砂液體系的構建。最終，優化后的固砂液組成為8%改性樹脂HWR-301+12%固化劑HWR-302+4%調節劑HWR-303+0.5%偶聯劑HWR-304+75.5%稀釋劑(3%NaCl鹽水)。

2.3 HWR新型防砂材料作用機理

HWR微乳水基固砂液體系是一種微乳液形態，固化劑均勻分散在連續相中，固砂樹脂包裹在分散相中，形成一種具有一定穩定時間的微乳液。通過在環氧樹脂上引入AMPS磺酸基團(圖1)，改變原樹脂溶解性能，提高其水溶性，作業時可以實現“一體化”注入，極大地簡化了工序。

圖1 環氧樹脂改性結構圖

固結地層砂粒作用機理如下：

1) 固砂液體系注入地層后，地層砂粒上的羥基和固砂樹脂以及固化劑上的羥基相互作用(圖2)，使固砂樹脂以及固化劑在砂粒表面吸附；

圖2 樹脂和固化劑反應原理

2) 在地層溫度作用下，吸附在砂粒表面的乳液開始破乳，樹脂和固化劑接觸；

3) 破乳后的樹脂和固化劑充分反應，生成熱固性高聚物，把砂粒連接在一起。由于反應產物有一定分子大小，只有在2個砂粒的距離與反應產物分子大小相匹配時才能產生作用，而在孔隙中由于距離較遠，不會存在固化產物，從而保證了孔隙的暢通性。

3 HWR新型防砂材料室內性能評價

3.1 實驗材料

1) 取目標油田W油田X1井生產油水混合樣5 L，開展地層流體與固砂液體系配伍性實驗。

2) 取W油田X1井地層巖屑2 kg，地層砂粒徑中值11.12 μm，采用“填砂注入法”制作實驗用固結體，固結后評價其性能。

3.2 配伍性

取一定量的前置液和固砂液分別與地層巖屑、地層流體、修井液按比例混合，測試其防膨性能和配伍性。2個儲層段巖屑在前置液和固砂液中膨脹率都很低，分別為1.54%和1.76%，防膨率都在90%以上(表2)。前置液和固砂液與地層流體、修井液配伍性良好，不同比例混合后黏度未發生突變，無沉淀、乳化現象。

表2 HWR新型防砂材料防膨性測試

3.3 安全施工時間

為了抑制固砂液的反應速度，根據水性環氧樹脂固化原理，選擇在固砂液體系里加入一定量的固化調節劑HWR-303，調整固砂液的有效施工時間，使固砂液有足夠的注入時間，不會提前固化，保證施工安全。

1) 靜態條件。將配制好的固砂液放置在密閉容器中，置于一定溫度條件下的烘箱中靜置觀察，并定期取出測試其黏度(表3)，以黏度變化來確定其安全施工時間。結果表明，靜態條件下室溫可放置96 h，在目標井地層溫度(85 ℃)下，可穩定36 h。

表3 靜態條件下固砂液黏度隨時間的變化情況

2) 動態條件。將配制好的固砂液放置在容器中，置于一定溫度條件下的水浴中，以低速攪拌的方式模擬固砂液動態注入過程，定期取出測試其黏度(表4)，以黏度變化來確定其安全施工時間。結果表明，動態條件下室溫能穩定48 h以上，能夠保證固砂液配制后長時間放置不會固化；地層溫度時能夠穩定16 h，可滿足現場安全注入施工時間。按照排量0.2 m3/min計算，100 m3固砂液的注入時間為8 h。

表4 動態條件下固砂液黏度隨時間的變化情況

3.4 固砂性能

按照固砂液的注入流程制作好固結體后，依據標準測試固結體的抗壓強度、滲透率和出砂率等指標，評價固砂性能。

1) 露頭巖心固結。選擇2.5 cm×5.0 cm的標準露頭巖心5塊做對比實驗，測試初始抗壓強度為9～11 MPa，滲透率為489～548 mD，出砂率為0.2%～0.27%。經過化學材料固化處理后，抗壓強度達到16～21 MPa，固結后抗壓強度提高率在78%以上；滲透率為400～469 mD，滲透率保留值在81%以上；出砂率為0.08%～0.11%，降低55%以上。

2) 儲層巖屑固結。選擇地層巖屑散樣，通過填砂管壓制成巖心4塊，測試初始抗壓強度為0 MPa，滲透率為372～451 mD，出砂率為100%。經過化學材料固化處理后，用儲層流體污染后的巖屑巖心固結抗壓強度能達到2.5 MPa以上、滲透率保留值82.5%以上、沖刷出砂率小于0.032%(表5)；未用儲層流體污染的巖屑巖心固結后抗壓強度能達到1.97 MPa以上，滲透率保留值80%以上，沖刷出砂率小于0.088%，均達到預期性能評價要求。

表5 固砂液固結性能評價結果

4 現場應用

W油田X1井作業前地面除砂測試，出砂量約15 kg/h，出砂情況嚴重，地面無法處理。出砂粒徑小，粒度中值僅11.12 μm，超出機械防砂極限。作業前該井已關停6年之久，是一口長關井，面臨廢棄。2018年8月29日X1井采用本文研發的HWR新型防砂材料化學防砂作業后下泵順利復產(圖3)，產液40 m3/d、增油16 m3/d、含水率60%、井口油壓1.9 MPa，生產穩定無出砂跡象，各項指標均已達到油藏的預期目標，截至2019年8月已穩產11個月，累計增油5 000 m3。

圖3 W油田X1井化學防砂復產后生產情況

5 結束語

針對南海西部W油田儲層特點，研發了HWR新型防砂材料。該材料具有較高的固結強度和滲透率恢復值，防砂效果良好，施工簡便、易注入，已在W油田取得成功應用，可對類似儲層出砂治理提供參考。