超分子堵水防砂材料的研制与现场试验

摘要：海外河油田属普通稠油油藏，处于高含水开发后期，综合含水达88.6%。随着油田开采程度的增大及油井含水的上升，导致油层出砂加剧，油井出砂及高含水严重影响着工艺技术和油田的有效开展。为此，开展了超分子堵水防砂工艺技术研究与试验，成功研制出适应油田开发的低成本、高效能的超分子堵水防砂材料，优化筛选出一体化防砂堵水施工工艺，提高了油井产量，延长了油井检泵周期，实现了控水防砂双重目标。同时，首次开创了超分子堵水防砂剂在辽河油田出砂高含水井的试验应用，具有较好的推广应用和借鉴作用。

关键词：超分子堵水防砂剂；封堵率；突破压力；成胶强度；防砂作用机理

中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2011）30-0058-04

一、概述

海外河油田属普通稠油油藏，1989年开始投入开发，现已进入“双高”开采阶段，综合含水88.6%。大量的注入水和地层水沿着高渗透层低效、无效地循环，导致驱油效率低和能源的严重浪费。虽开展了大量的稳油控水措施，随堵水轮次增加，堵水难度加大，单井成本增加。

另外，随着开采强度的增大，修井作业频率及油井含水不断上升，导致油层出砂加剧。据统计，海外河油田共有油井459口，有出砂史的井333口，严重出砂井150口。不采取防砂措施，平均检泵周期100d左右，增加了检泵作业量。同时，对于胶结疏松、易出水地层，地层出水与出砂相互影响。2008年底统计海1、海26块高含水出砂井分别为16口和41口，约占两块开井的20%。

因此油井出砂及高含水现象制约着油井的正常生产和油田的高效开发。为满足生产的需要，每年实施的堵水、防砂等措施逐年增加。而单独实施两种工艺措施，不但造成了油水井作业的频繁，也增大了采油成本。且由于工艺措施单一，48%的油井堵水后易出砂、而50%的防砂井存在着高含水生产的难题，严重制约着工艺技术的有效开展和原油的生产。为此，开展了一种既可有效控制油井的出水现象，又可解决油水井出砂问题的超分子堵水防砂工艺技术研究与试验，实现了控水防砂双重目标。现场试验2口井，取得了较好的试验效果，为解决高含水出砂井生产难题及提高水驱油藏开发效果开辟了新途径。

二、超分子防砂堵水剂研制

（一）超分子防砂堵水剂CFA、CFB的制备

通过对不同超分子体系的研究和筛选，确定出超分子体系CFA的基本配方及制备方法。

为了提高超分子体系的强度，选用CFA与不同浓度改性树脂复合，制得CFB防砂堵水剂体系。

（二）防砂堵水剂性能评价

1．主要实验仪器。高压反应釜、高温加热炉、材料压力试验机、岩芯流动试验装置、空气渗透率测试仪等。

2．超分子防砂堵水剂性能评价。

（1）超分子CFA的防砂性能评价。在相同条件下，对比不同类型防砂剂的防砂抑砂效果及对岩芯的伤害率来评价超分子防砂堵水剂的防砂性能。

第一，不同浓度CFA的防砂效果。室内筛选测定了6种不同浓度CFA防砂抑砂效果。按出砂率测试法测试不同浓度CFA的出砂率，温度为60℃。结果发现：相同条件下，随着CFA浓度的增加，出砂率不断降低，浓度为3%时，出砂率为0.03g/L，浓度超过5%后，出砂率基本保持在0.02g/L。因此选择CFA防砂使用浓度为3%～5%。

第二，CFA与不同防砂剂抑砂能力对比。将3%CFA水溶液与其他常用的防砂抑砂剂进行抑砂能力对比试验，实验温度为60℃。结果见表1：

防砂抑砂剂种类：1#为CFA超分子体系（3%水溶液）、2#为酚醛树脂-甲醛-对甲苯磺酸（100∶6∶2，50%甲醇溶液）、3#为环氧树脂-乙二胺（50%丙酮溶液）、4#为UP树脂-过氧化甲乙酮（100∶10，191号醇酸不饱和树脂）、5#为阳离子聚丙烯酰胺（3%）。

由表2可知：在相同条件下，超分子防砂剂在防砂能力和对岩芯的油相渗透性的伤害率方面均比较理想，既能够保持较高的防砂能力，出砂率仅为0.03g/L，又能够减少对岩芯的伤害，而对岩芯的伤害率为2.8%。

第三，CFA对不同粒径石英砂的抑砂效果。筛选不同粒径的砂子填充岩芯，用3%的不同防砂剂固化，考察其出砂率的变化，见表2和图1：

其中1#为3%尿醛树脂水溶液、2#为3%碱性酚醛树脂水溶液、3#为3%丙烯酸酯树脂水分散液。4#为3%超分子体系。

从表3与图1可知，相同条件下，超分子防砂剂对不同粒径石英砂均有较好的抑砂作用，尤其对于细粉砂，用3%超分子防砂剂处理后出砂率仅为0.040g/L。

总之，CFA具有较好的抑砂控砂效果，且对岩芯渗透率损害较小，但由于固结后的抗压强度和抗折强度较低，CFA只能用作出砂不太严重的地层或前期出砂的防砂抑砂。

（2）超分子CFA的堵水性能评价。室内测定了岩芯的水相突破压力和油相渗透率下降率，对比了不同堵剂在相同条件下的选择性堵水能力。

第一，不同浓度CFA的突破压力。在60℃温度下，测定不同堵剂在不同浓度下的突破压力，见表3、图2：

由表3和图2可知，应用5%超分子体系处理岩芯后，岩芯的水突破压力高于5MPa/m，具有较高的突破压力，而超细水泥和体膨体堵剂理想突破压力的使用浓度达10%。

第二，不同浓度CFA的封堵率。温度为60℃下，测定不同浓度超分子体系对岩芯的渗透率K2，计算出封堵率η。不同浓度CFA对岩芯的封堵率结果见表4：

由表4可知，用不同浓度超分子CFA体系处理岩芯后，岩芯的封堵率为58%～80%，5%超分子CFA体系处理岩芯后，封堵率为75%以上，具有中等强度的封堵效果。

第三，CFA对不同渗透率岩芯的封堵率。使用5%CFA的溶液，测定其对不同渗透率岩芯的封堵性能。封堵效果见表5：

由表5可知，5%的超分子CFA体系处理不同渗透率岩芯后，岩芯的封堵率为59%～75%，对中等渗透岩芯封堵率为70%左右，对高渗透岩芯的封堵率为60%左右。

第四，不同浓度CFA的选择性堵水效果。在温度60℃下，测定岩芯的油相渗透率KO2，计算出油相渗透率变化值。结果见表6：

由表6可知，在相同条件下，应用5%超分子体系处理岩芯后，岩芯油相渗透率的伤害率低于6%，而其他堵剂对岩芯的伤害率较大。

（3）超分子CFB的防砂性能评价。

第一，超分子CFB最佳配比的确定。将不同比例的改性树脂与CFA混合，加入0.4～0.6mm石英砂8%，相同条件下测定其固结体的抗压强度。综合考虑效果和成本因素，选择超分子CFB体系的最佳配比

为1∶1。

第二，不同CFB加量下固结体的抗压强度。将0.4～0.6mm的石英砂与不同比例的超分子CFB混合，测定80℃下固结体的抗压强度。见表7：

由表8可知，随着CFB加量的增加，固结体的抗压强度逐渐增大，CFB加量为15%时，抗压强度达到4MPa，具有较高的抗压强度。

第三，超分子CFB体系的选择性堵水效果。首先，不同CFB浓度下的成胶强度。

观察不同浓度的CFB水溶液在80℃下的成胶时间与成胶强度，对浓度进行初选，然后改变温度条件为60℃，其他因素不变，分别考察其成胶强度与成胶时间，结果见表8、表9：

由表8可知，随着CFB浓度的增加，成胶时间减小，强度增大，CFB浓度超过10%后，成胶强度较大，成胶时间18h以上，可以满足堵水要求。

由表9可知，温度对CFB的影响较大，在60℃下，CFB浓度15%以上可以满足堵水要求。因此选井施工时应考虑地层温度的影响，选择合适浓度的CFB。

其次，不同温度下CFB的成胶时间。为了满足不同地层温度下堵水的要求，选择CFB浓度为20%进不同温度下的的成胶时间。结果发现，温度对CFB的成胶时间影响很大，50℃时成胶很弱或不成胶，60℃时成胶时间为60h，因此，应根据不同的地层温度确定合适的关井反应时间。

再次，CFB对不同渗透率岩芯的封堵效果。20%的CFB水溶液，在60℃对不同渗透率岩芯的封堵效果见表10所示。20%的CFB溶液对不同渗透率的岩芯均具有较好的封堵效果，突破压力梯度在5.5MPa/m以上，封堵率超过了99%。

第四，CFB的选择性堵水效果。为了测定CFB的堵水不堵油性能，进行选择性堵水实验，见表11：

由表11可知，超分子CFB堵水率大于80%，堵油率小于10%，具有较好的选择性堵水性能。

（三）防砂堵水作用机理分析研究

1．超分子CFA防砂堵水作用机理。超分子防砂―堵水材料的智能化表现在其对外界条件的感知能力上，当高分子的溶液条件发生改变时，高分子在溶液中的存在状态发生变化，可以自溶液中迁移至固体界面上，同时在界面上吸附、沉积，并在固体颗粒之间架桥，将多个固体颗粒粘合在一起，在油层的水孔道内产生胶凝并形成堵塞，而在油孔道内则无上述作用，因此，可以起到堵水不堵油同时固结流砂的

目的。

2．超分子CFB防砂堵水作用机理。

（1）防砂作用机理。除超分子CFA的作用机理外，CFB具有以下作用机理：CFB中的部分基团与有机硅相似，易于互溶，产生物理亲和及缠绕作用。同时，树脂中的羟基与有机硅中的羟基可发生缩聚反应。当与地层砂接触时，由于有机硅中亲无机基团与砂粒结构相似，故可以产生物理亲和作用，易向砂粒表面迁移；同时，生产物易水解，与砂粒表面的羟基共脱醇而形成新的硅氧键。不饱和树脂、有机硅、砂粒同时反应，可生成不溶、不熔的体型大分子，而将地层砂牢固地固结起来。

（2）堵水作用机理。

首先，吸附作用机理。防砂堵水剂为水溶液或水基悬浮液，可优先进入含水饱和度较高的地层，并优先吸附于由于水冲刷而暴露出来的岩芯表面，而高含水层往往也是出砂比较严重的地层，其分子中未被吸附的部分可在水中伸展，减小了地层对水的渗透性，随水流动时，可为地层孔隙结构的喉部所捕集，从而对水产生堵塞。而进入油层后，由于岩石表面被油所覆盖，不容易产生吸附，也不易保留在油层，可增大水流阻力，起到选择性堵水作用。

其次，选择性注入工艺原理。运用低压低排量选择性注入工艺，可使化学剂更多的进入高含水、出砂严重的高渗透层段，不进入或较少进入含水低、出砂不太严重的中低渗透层段，提高选择性堵水效果。

三、现场试验及效果分析

（一）现场试验

利用室内研究成果，2009年采用超分子防砂堵水技术在海外河油田进行了2口井现场试验，取得了预期的降水增油防砂效果。阶段增油998t，阶段降水5631m3。见表13：

表13 超分子堵水防砂井效果统计表

（二）典型井例分析

海7-11C井：位于海1块，采用注水方式开发，生产井段1775.1～1933.1m、12.8m/8，d2d3。2009年3月至9月，高含水关井，10月15日开，含水仍高达96.6%。截至2009年10月底，累计产油7794t，累计产水109559m3，累计出砂1.61m3。经研究论证，该井高含水原因主要为油层内形成了高渗透层或大孔道，使注入水在层内形成窜进，且有出砂史，故决定实施超分子堵水防砂技术，挖掘层内生产潜力，降低油井含水上升速度，提高单井产量。

2009年11月26日超分子堵水防砂施工，措施成功率100%，施工压力由5MPa上升至7.8MPa，措施前日产油0.4t，日产水36.2m3，含水99.0%；截至2010年8月31日已生产258d，累产油328t，累产液9326m3，措施后平均含水由99.0%下降到96.4%，阶段增油244t。目前，日产油2.2t，日产水32.2m3，含水93.6%。

（三）应用前景展望

超分子堵水防砂材料的试验成功，是国内首次将超分子化学应用于油田生产中，解决了油井防砂和边底水堵水问题，丰富了油田防砂、堵水手段，为提高出砂油藏开发水平和采出程度探索了新途径。

该技术具有操作成本低廉的优点，按单井厚度10m计算：每口油井防砂堵水成本可控制在15万以下，低于单纯堵水成本，具有良好的推广应用

前景。

四、结论

1．针对海外河油田开发中存在的堵水、防砂及一体化难题，提出了超分子堵水防砂一体化技术思路，两种超分子防砂堵水剂该油田早期和高含水中后期、地层温度高于60℃油藏的防砂与堵水。

2．室内研制出超分子CFA和CFB剂配方，综合评价两种体系的防砂堵水性能良好，优化筛选出一体化防砂堵水方案设计和施工工艺，实现了防砂堵水一体化效果。

3．利用实验成果，首次在辽河油田开展了超分子堵水防砂技术试验，实现技术应用的创新，为稠油油藏控水、防砂一体化开辟了一条新路。

4．继续进行低成本、高效能超分子堵水防砂剂的室内筛选实验，为今后扩大试验应用奠定基础。

参考文献

[1] 张琪，万仁溥．采油工程方案设计[M]．北京：石油工业出版社，2002．

[2] 罗英俊，万仁溥．采油技术手册[M]．北京：石油工业出版社，2005．

[3] 张国荣，严锦根，等．防砂堵水一体化技术研究与应用[J]．石油钻采工艺，2001，2（23）．

作者简介：冯翠华（1971-），女，供职于中油辽河油田分公司，研究方向：石油工程与油田化学。