適合海上氣井的新型水基固砂液體系研究

吳紹偉，林科雄，彭建峰，周泓宇，任坤峰，舒福昌

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057；2.荊州市漢科新技術研究所，湖北 荊州 434000)

海上L氣田儲層埋藏較淺、膠結較弱，在開采后期，由于地層壓力下降、生產制度調整、地層見水等因素導致氣井出砂，給氣田正常生產帶來困難[1-3]。目前，海上氣田采用的防砂工藝主要是機械防砂[4-6]，其重點在防砂，不能從根本上解決地層出砂的問題。L氣田完井現有的防砂方式為礫石充填防砂和裸眼優質篩管防砂，而由于出砂粒徑較小，無法阻擋地層出砂。

化學防砂是向地層注入化學固砂劑，在近井地帶形成一層具有一定強度的擋砂屏障，從而抑制地層出砂[7-11]，對于細粉砂具有較好的防砂效果。目前，國內外常用的化學固砂劑主要是樹脂類，但由于其存在黏度較大、安全性差以及施工工藝復雜等缺點，制約了其大規模的推廣應用[12-16]。作者以海上L氣田出砂井為研究對象，針對傳統化學固砂劑存在的技術缺點，在分析目標氣田出砂原因的基礎上，室內構建了一套適合海上氣井的新型 HWR 水基固砂液體系，對其性能進行評價，并將其應用于現場。

1 目標氣田出砂原因及化學防砂對策

1.1 出砂原因

L氣田2009年開始投產，生產層位Y1I氣組的平均孔隙度為27.3%，滲透率為0.320～1.280 μm2，屬高孔中高滲儲層。投產以來共有4口井有不同程度的出砂現象，出砂粒徑中值為86.39 μm，屬于細粉砂。出砂導致氣井產量下降、井下設備損壞和地面投資增加等問題，影響氣田的正常生產。

L氣田儲層埋深較淺，巖性為泥砂巖，石英含量為 43%左右，粘土礦物含量為 36%左右，屬于泥質膠結。儲層膠結較弱，泡水后巖心強度下降很大(表 1)。所以在開采過程中，隨著地層水的浸入，儲層出砂的可能性大大增加。

表1 泡水時間對L氣田儲層巖心強度的影響

1.2 化學防砂對策

傳統的化學固砂劑是油溶性樹脂，其黏度大，在注入過程中需大量使用有機溶劑稀釋，造成環境污染、危害人體健康等問題。同時，樹脂和固化劑多為“兩組份”，現場施工時需多段塞注入，施工工藝復雜，樹脂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；施工后期需要注入擴孔液來恢復儲層滲透率，儲層傷害風險大。基于傳統化學固砂劑存在的問題，構建了一套能 “一體化”注入的新型 HWR 水基固砂液體系，其配方為：8%樹脂 HWR-301+12%固化劑 HWR-302+4%固化調節劑 HWR-303+76%鹽水。新型 HWR 水基固砂液屬于一種微乳液體系，其中固化劑在連續相水中呈均勻分散的狀態，樹脂則包裹在分散相中，從而形成一種具有相對穩定結構的微乳液。該體系對地層砂粒的固化作用機理主要包括以下3個方面：

(1)固砂液進入地層后，固化劑和樹脂上的羥基與地層砂粒上的羥基發生相互作用，將固化劑和樹脂吸附在地層砂粒表面。

(2)隨著地層溫度的升高，微乳液體系穩定性減弱，體系中的樹脂和固化劑分子開始接觸。

(3)樹脂和固化劑充分接觸后發生固化反應，形成具有一定化學活性和膠結強度的熱固性材料，將砂粒進行粘合，從而實現固砂的目的。

2 固砂液體系性能評價

2.1 注入性能

室內將配制好的固砂液置于容器中，在一定溫度下水浴，以低速攪拌的方式模擬固砂液動態注入過程，定期取出固砂液測定其黏度，根據黏度變化來確定其安全施工時間，結果見表2。

表2 動態條件下固砂液黏度隨時間的變化

由表2可知，在室溫下，固砂液在動態條件下能穩定48 h以上，能夠保證固砂液配制后長時間放置不會失穩；在地層溫度下，固砂液在動態條件下能穩定12 h。按注入排量為0.2 m3·min-1計算，100 m3固砂液的注入時間約為8 h，滿足大多數工況下的安全注入。

2.2 固結性能

選取與目標氣田儲層物性及礦物組成相近的露頭巖心作為固結基礎，利用氮氣測定其初始氣測滲透率，使用抗壓強度測試儀測定其初始抗壓強度，然后注入固砂液體系，在一定溫度下固化一定時間后，測定固結體滲透率和抗壓強度變化情況。

通過露頭巖心固結體的質量損失來表征氣體沖刷時固結體的出砂率。根據目標氣田的生產壓差，結合實驗評價情況，確定氣體沖刷實驗壓差為4 MPa，沖刷時間為4 h，氣源為氮氣。出砂率(η)按下式計算：

式中：m0為沖刷前固結體的質量，g；m1為沖刷后固結體的質量，g。

2.2.1 固化時間對固結體性能的影響

固定固化溫度為 85 ℃，考察固化時間對固結體性能的影響，結果見表3。

表3 固化時間對固結體性能的影響

由表 3可知，隨著固化時間的延長，固結體滲透率保留率逐漸下降，抗壓強度提高率逐漸升高，出砂變化率逐漸下降。這是由于固化時間越長，固砂液中的有效成分與固結體之間的交聯作用越充分。當固化時間達到72 h后，繼續延長固化時間，固結體的滲透率保留率、抗壓強度提高率、出砂變化率的變化幅度不大。因此，新型HWR水基固砂液體系的最佳固化時間為72 h。

2.2.2 固化溫度對固結體性能的影響

固定固化時間為 72 h，考察固化溫度對固結體性能的影響，結果見表4。

表4 固化溫度對固結體性能的影響

由表 4可知，隨著固化溫度的升高，固結體滲透率保留率逐漸下降，抗壓強度提高率明顯升高，出砂變化率明顯下降。這是由于固化溫度越高，固砂液中的樹脂和固化劑的固化程度就越高，固化反應更加完全。表明，新型HWR水基固砂液體系具有較好的抗溫性能。

2.2.3 固結體的穩定性能

固結體穩定性能是模擬考察地層固砂后固結體在地層環境下的長期穩定性，從而可以間接證明化學防砂的有效期。固定固化溫度為 85 ℃、固化時間為 72 h，將露頭巖心固結體置于目標氣田地層水中，分別浸泡10 d、20 d 和 30 d，測定浸泡前后固結體的性能參數，結果見表5。

表5 浸泡時間對固結體穩定性能的影響

由表5可知，隨著固結體在地層水中浸泡時間的延長，其滲透率保留率逐漸升高，抗壓強度降低率逐漸升高，出砂變化率逐漸升高，但其變化幅度均較小，固結體具有較好的老化穩定性。表明，新型HWR水基固砂液體系能夠適應目標氣田的地層環境，在固砂作業后可以保證地層在較長時間內處于一種穩定狀態(有效期較長)，從而有效保障氣井的穩定生產。

2.3 固結體的微觀形貌

室內采用SU8010 型場發射掃描電子顯微鏡(日本日立)對新型HWR水基固砂液體系固結前后的露頭巖心進行微觀形貌分析，結果見圖1。

圖1 固結前(a,b)、后(c,d) 3-6#露頭巖心的掃描電鏡照片Fig.1 SEM images of outcrop core 3-6# before(a,b) and after(c,d) consolidation

由圖 1可知，3-6#露頭巖心經新型HWR水基固砂液體系固結后，巖心顆粒表面明顯可見吸附的固化后的固砂液，同時孔隙通道發育。表明，固化后的固砂液沒有對巖心孔隙造成明顯的堵塞，具有良好的儲層保護效果。

3 現場應用效果

L氣田A16h井2014年9月投產，平均無阻流量為28×104m3·d-1，測試日產氣量為8×104～9×104m3·d-1。該井目前出砂嚴重，日產液量約為1.2 m3·d-1，日出砂量約為30 L·d-1。砂樣粒度分析顯示砂樣為含泥、含細砂粉砂巖，出砂粒徑較小，機械防砂措施已無法有效阻擋地層出砂。因此，采用新型HWR水基固砂液體系對該井進行化學防砂，具體施工工藝如下：

(1)注入前置液，主要目的是清洗近井地帶，同時降低表面張力和界面張力，有助于固砂劑在砂粒表面的吸附。

(2)注入新型HWR水基固砂液體系。

(3)注入頂替液過濾海水，主要目的是將施工管柱中的固砂液擠入地層。

(4)關井反應3 d后，返排投產。

化學防砂施工前A16h井的日產氣量為8.3×104m3·d-1，施工后達到11.5×104m3·d-1，日產氣量提高了38.5%；化學防砂施工后A16h井的日產液量明顯下降，由1.2 m3·d-1降至0.8 m3·d-1，并且不再出砂。表明，新型HWR水基固砂液體系具有較好的固砂效果，達到了恢復目標氣井產能的目的。

4 結論

(1)在分析了目標氣田儲層出砂原因的基礎上，室內構建了一套適合海上氣井的新型HWR水基固砂液體系，其配方為：8%樹脂HWR-301+12%固化劑HWR-302+4%固化調節劑HWR-303+76%鹽水。

(2)室內實驗表明，新型HWR水基固砂液體系具有注入黏度低、安全施工時間長、固結性能好等特點；固結體在目標氣田地層水中浸泡30 d后，仍能保持較好的穩定性。

(3)現場應用表明，A16h井采用新型HWR水基固砂液體系進行化學防砂施工后，日產氣量提高了38.5%，且施工后日產液量明顯下降，不再出砂，取得了較好的防砂效果，推廣應用前景廣闊。