地層流體對覆膜陶粒人工巖心性能影響室內研究

摘""""" 要： 為考察覆膜陶粒進入地層后地層流體對其固結強度的影響，室內開展了不同流體耐受性評價。結果表明：經壓裂液破膠液、地層油水在60℃條件下浸泡一定時間后，覆膜陶粒形成的人工巖心抗壓強度變化不大，抗壓強度最大下降率不超過1.5%。

關鍵詞：覆膜砂；地層流體；壓裂液破膠液；抗壓強度

中圖分類號：TE53文獻標識碼： A" 文章編號：1004-0935（2024）03-0351-03

渤海油田疏松砂巖化學驅油田的開發(fā)中后期，注采井出現(xiàn)明顯近井地帶堵塞導致減產或注入壓力升高的問題[1-2]。近年來，采用的過篩管壓裂增產措施使得油井增產效果顯著[3-4]。渤海油田篩管防砂老井實施過篩管壓裂增產技術，對原井篩管射孔后進行壓裂改造，并通過樹脂涂覆陶粒[5-6]形成人工巖心擋砂屏障進行防砂，改造增產效果顯著。

考慮到實際生產過程中，樹脂涂覆陶粒形成的人工巖心是處于地層水或地層原油等地層流體飽和條件下的，同時在壓裂改造期，近井地帶都受到了壓裂液破膠液的污染，那么地層流體和壓裂液破膠液污染條件下，對人工巖心的性能有多大影響，很有必要開展這方面的評價。

為此，本文開展了人工巖心在不同溫度、不同時長條件下，經壓裂液破膠液（壓裂液+過硫酸銨）及地層油、水浸泡后的耐受性實驗，分析比較了人工巖心經流體浸泡前后單軸抗壓強度的變化情況，結果為壓裂增產后覆膜陶粒封口提供技術支持。

1" 實驗部分

1.1" 實驗樣品

水樣為渤海某油田地層水4種，具體離子質量濃度及礦化度見表1；油樣為渤海某油田原油及柴油各1種；現(xiàn)用壓裂液+過硫酸銨。

1.2" 實驗方法

1.2.1" 人工巖心的制作方法

1）將長20cm×2.5cm的玻璃管下端堵上帶孔膠塞，膠塞上面墊一層濾網（能擋住樹脂砂為佳）；

2）將成品樹脂砂20～21g倒入玻璃管中，垂直振實5min；

3）將玻璃管連接在吸濾流程上，啟動真空泵，把15mL用海水或是海水基壓裂液破膠液稀釋后固化劑連續(xù)倒入玻璃管中，當固化液液面降至樹脂砂表面以上3cm處，立即將玻璃管從吸瓶上拔下并堵塞孔眼將其置于恒溫水中（60℃），恒溫48h進行膠結固化反應；

4）將玻璃管從固結的樹脂砂外面小心剝離，制得規(guī)格為長度2.50±0.10cm、直徑2.50±0.10cm的試樣，用作抗壓強度測試，剩余膠結體將兩端切割平整并清理潔凈，規(guī)格為長度不小于巖心直徑的1.5倍，用作滲透率測試。

1.2.2" 抗壓強度評價

實驗方法參考行業(yè)標準《樹脂涂敷砂行業(yè)標準》（SY/T5274—2016），并考慮海上作業(yè)特殊性，對實驗方法進行優(yōu)化后，進行抗壓強度測量。

采用TAW-1000巖石力學測試設備對膠結巖心進行抗壓強度測試，巖心長度2.50±0.10cm，直徑2.50±0.10cm，每組試樣數(shù)量為3塊或3塊以上，試樣的兩個端面要磨平，在除去試樣表面的雜質后進行抗壓強度的測試。

測定步驟：先將夾具膠結巖心上的黏著物清除干凈，并使儀器在空載情況下呈穩(wěn)定狀態(tài)；將待測試樣按照測量的要求放入裝置中，接通電源，按下裝置的啟動鍵，開始測試，當電腦顯示受力數(shù)值達最大時，記錄數(shù)據(jù)，測試結束。數(shù)據(jù)處理按公式（1）進行。

。（1）

式中：Zt—人工巖心抗壓強度，MPa；

F—人工巖心破壞時的載荷，N；

A—人工巖心端面積，cm2。

1.2.3" 耐受性評價

利用最優(yōu)配方在60℃條件下固化24h制得人工巖心若干塊，用于本次的人工巖心耐受性評價。為了便于耐受測試前后結果的比較，首先需在耐受測試前對人工巖心進行單軸抗壓強度測試，作為初始抗壓強度。為排除實驗偶然誤差，取3組測試結果的平均值作為耐受前的單軸抗壓強度（見表2）。其次將剩余人工巖心分別置于渤海某油田地層水、海水、渤海某油田原油、柴油中，60℃條件下浸泡一定時間，每隔1月測試1塊人工巖心的抗壓強度，分析人工巖心樣塊的耐地層流體性能。其中考慮到壓裂液需要在作業(yè)后返排及覆膜陶粒的預固結時間，綜合考慮壓裂液破膠溶液耐受性實驗浸泡時間為12、24、48h。

1.3" 數(shù)據(jù)處理

抗壓強度下降率作為本次人工巖心耐受性評價指標，數(shù)據(jù)處理按公式（2）進行。

η_s=（R_0s-R_0）/R_0s ×100%。（2）

式中：ηs—抗壓強度下降率；

R0s—耐受前的抗壓強度，MPa；

R0 — 耐受后的抗壓強度，MPa。

2" 結果與討論

2.1" 礦化度耐受性分析

圖1和表3為不同礦化度地層水對人工巖心浸泡不同時間耐受性實驗后的抗壓強度變化曲線。

由圖1可知，抗壓強度變化很小，人工巖心具有良好的耐礦化度穩(wěn)定性（大于720d）。

由表3可知，人工巖心經不同礦化度地層水浸泡后人工巖心的抗壓強度下降率很小，最大不超過1.5%。

2.2" 油樣和壓裂液破膠液耐受性分析

圖2、圖3為渤海某油田原油及柴油、壓裂液破膠液對人工巖心浸泡不同時間耐受性實驗后的抗壓強度變化曲線。

由2可知，抗壓強度變化很小，基本呈現(xiàn)一條直線，表明樹脂材料一旦固結，不再受油樣的影響。

由圖3可知，抗壓強度變化很小，樹脂一旦固結，形成的三維網狀固化物化學性能穩(wěn)定，難以溶蝕、溶解[7-8]。

3" 結論

覆膜陶粒固化后強度高，同時具有很好的化學性能穩(wěn)定，經壓裂液破膠液、地層油水在60℃條件下浸泡一定時間后，覆膜陶粒形成的人工巖心抗壓強度變化不大，抗壓強度最大下降率不超過1.5%。

參考文獻：

［1］邵國峰.低溫固化覆膜砂防砂技術研究與應用[D].大慶：東北石油大學，2011．

［2］鄭偉林.網絡覆膜砂的可延時固化研究[J].西安石油大學學報（自然科學版），2006（4）：65-67．

［3］史新良.可延時固化的KV-3型網絡覆膜砂研究[J].斷塊油氣田，2005（3）：87-88．

［4］嚴錦根，王志堅，張國榮，等．適用于多層防砂的LH網絡樹脂覆膜砂室內研究[J]．石油鉆采工藝，2002（6）：53-56．

［5］張云飛，蘇延輝，史斌，等．人工井壁涂覆砂材料抗沖刷性能研究[J]．遼寧化工，2022，51（2）：167-169.

［6］張云飛，蘇延輝，江安，等.人工井壁防砂樹脂涂覆顆粒耐沖刷性能評價實驗裝置研制與應用[J].特種油氣藏，2022，29（1）：169-174．

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［8］劉慶旺，賀夢琦，范振中.耐高溫油溶性有機樹脂YC的室內研究[J].科學技術與工程，2009，9（13）：3762-3764．

Laboratory Study on Effect of Formation Fluid on

Performance of Coated Ceramsite Artificial Core

GAO Shang1， LAN Xitang1， ZOU Jian1， ZHANG Liping1， FU Yangyang1， CAO Dan2

（1. CNOOC （ China） Co.，Ltd. Tianjin Branch， Tianjin 300452， China;

2. CNOOC Ener Tech-Drilling and Production Company， Tianjin 300452，China）

Abstract：In order to investigate the influence of formation fluid on the consolidation strength of coated ceramsite after entering the formation， different fluid tolerance evaluations were carried out in the laboratory. The results showed that the compressive strength of artificial core formed by coated ceramsite changed little after they were soaked in the fracturing fluid gel breaker and formation oil and water at 60 ℃ for a certain time， and the maximum reduction rate of compressive strength was not more than 1.5%.

Key words：Coated sand; Formation fluid; Fracturing fluid gel breaker; Compressive strength