化学防砂治砂技术在高升油田的应用
秦琴
（中油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124125）
摘要：高升油田开发的主力油层—莲花油层是一套浊积岩储集层。岩性由硬质砂岩和混合砂岩组成，同时储层岩性差，岩石成熟度低，胶结疏松，因此在开发中极易出砂。由于多轮次吞吐过程中的激动以及吞吐初期大量放喷，使得吞吐回采过程中油井极易出砂。油井出砂，造成油井产量大减，作业成本激增，经济损失严重。为了解决油井出砂保证正常生产，为此我们开展了化学防砂治砂技术的研究和应用。我们实施的化学防砂治砂措施不仅解决了油井出砂问题，又使油井恢复产能，并取得了显著的经济效益和社会效益。 关键词：细粉砂;硅硼酸;高温固砂;防砂技术;高升油田
前 言
由于油井出砂，造成油井产量大减，作业成本激增，经济损失严重。为了解决油井出砂保证正常生产，对于不同油井出砂的特点，采取不同的化学防砂。高21块油井大多数出泥质细粉砂，其泥质含量高达50%左右，出砂粒度中值小于0.07mm，如高3766和高3765井。为了即能达到防砂目的，又不使油井产能下降幅度太大，SBF—解堵固砂剂能够达到防治细粉砂目的。对于高3块出砂粒径较大的油井，如高24188和高34新106井出砂粒径中值大于0.07mm小于0.1mm。针对这种情况，我们实施了新型高温固砂技术来解决油井出砂问题。
2007年，在21块实施SBF—解堵固砂2井次，措施有效率100%，增油1387吨。在高3块实施高温固砂2井次措施有效率100%，增油779.9吨。我们实施的化学防砂治砂措施不仅解决了油井出砂问题，又使油井恢复产能，并取得了显著的经济效益和社会效益。
1 机理
1.1 SBF—解堵固砂技术机理
H2[SiB4F10]硅硼酸在地层下可以缓慢水解生成硅酸根，并释放出H，最多可释放出4H，是一个四级电离酸，其强度与土酸相近。硅硼酸水解产生的H、F能够溶解泥浆中膨润土、
作者简介：秦琴（1973—），女，1992年毕业锦州辽宁省石油化工学校，现从事油田化学工作。 +
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地层中的泥质、少量石英砂，使地层的渗透率增大。
H2[SiB4F10]→H+ + H[SiB4F10] H[SiB4F10] → H + [SiB4F10]
[SiB4F10] + H2O → H +Ｆ+ [SiB4F9(OH)] [SiB4F9(OH)] + H2O → H +Ｆ+ [SiB4F８(OH）２]
2-2-2-+
－
2-
2-+
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2--+
2--
硅硼酸水解过程生成的[SiB4F10]、[SiB4F9OH]及[SiB4F8(OH)2]能与剩余粘土发生离子交换反应，使粘土被压缩成片状吸附在砂粒表面。除此之外，它们还能与石英表面反应生成晶质硅和硅硼玻璃的涂层，它们“溶合”呈骨架，其涂层在纳米级范围。
Al2Si4O16(OH)2 （膨润土、粘土）+ H +Ｆ →H2SiF6 + AlF3+H2O CaAlSiO8 （泥质）+ H +Ｆ →ＡlF3 + CaF2 + SiF4+H2O SiO2(石英砂） + H +Ｆ →SiF4 + H2O SBF—固砂剂对出细粉砂井具有先溶后固的能力。
表1 用10% H2[SiB4F10]酸与12%HCl/3%HF酸处理岩芯前后渗透率对
处理前盐水渗透率
砂岩类型
酸型
（×10μm）
Ⅱ Ⅱ Ⅰ Ⅱ Ⅱ Ⅱ
12%HCl/3%HF 10% H2[SiB4F10] 12%HCl/3%HF 10% H2[SiB4F10] 12%HCl/3%HF 10% H2[SiB4F10]
80 80 220 110 15 2
-3
2-
+－
+－
+－
处理后盐水渗透率 （×10μm）
115
[1] -3
105 1 210 3 5.5
[1]岩芯槽出口管子严重堵塞
从上表看出用12%HCl/3%HF酸处理后的岩芯，只有一个岩芯渗透率是增加的，但岩芯槽出口管子严重堵塞。用10% H2[SiB4F10]酸处理后的岩芯渗透率都大幅度增加，说明用H2[SiB4F10]解除油层堵塞效果很好。 1.2新型高温固砂技术原理
高三块油井出砂主要是中度粒径，出砂粒径在0.07～0.1mm之间。针对这种情况，新型高温固砂技术的研究是非常重要的，并应用到实际中来解决油井出砂问题。
新型高温固砂剂是采用多种高效的无机及有机固体粘结剂，配以各种添加剂，经数道工
序精炼而成的粒度为0.03mm～0.06mm的粉剂产品。将该剂配成水基乳液注入地层，在一定温度下与地层砂砾表面反应并形成高强度的硅氧键，最终生成立体网状结构的固结物，使砂粒固结。该固结物具有极高的强度和较大的渗透率，在井筒周围形成一个滤砂层，阻止地层砂流入井筒，从而达到防砂目的。
表2固砂粒度对固结体渗透性的影响
固砂剂粒度
固砂前地层渗透率
2
固结后渗透率
2
抗压强度 K损失
250～400目 300～400目
1.85μm1.85μm
1.47μm 1.66μm
2
7.3MPa 8.2MPa
15% 10%
2
由表2可以看出，采用300～400目高强度固砂剂的固砂体渗透率的伤害下降5%，抗压强度增加0.9MPa，因此，固砂剂粒度的降低有利于提高固砂施工的效果。
表3固化剂对固结强度的影响
固化剂含量（%） 固结强度（MPa）
10 8.1
12 8.5
14 9.1
16 9.2
18 8.4
20 8.2
随着固化剂含量的提高，固结强度上升，当固化剂含量为14%～16% 时达到峰值，考虑到加工及成本因素，确定固化剂含量为15%，此时固砂剂的强度可满足高3块防砂的需要。
2技术指标
2.1 SBF—解堵固砂技术指标
（1）固砂率75%;
（2）粘土溶蚀量1000mg/100ml; （3）耐冲刷能力大于500PV;
（4）该固砂剂可与石英砂反应能形成硅硼玻璃涂层，形成砂岩骨架; （5）界面张力15mN/m。 2.2新型高温固砂技术指标
（1）施工简便，固砂树脂和固砂剂可均匀混合； （2）固结强度高，对地层渗透率损害小； （3）在油、水中均能固化；
（4）在地面配制时基本不反应，在地层条件下反应加快，可在48小时内完全固化； （5）固结后耐酸、盐、油、水腐蚀；
（6）有效期长，超过一年；
（7）无毒、无腐蚀性，运输等储存完全可靠。
3适用条件
3.1 SBF—解堵固砂技术使用条件
适用于泥质胶结砂岩，稀油、中质稠油井（油层粘度在50000mPa.s以下）出泥质细粉砂井（砂的粒度0.07mm以下），地层温度＞45℃、出砂井段小于20米的油井。 3.2新型高温固砂技术使用条件
（1）必须能正常注汽的油井；
（2）油井出砂，影响原油正常生产的油井； （3）出砂粒径在0.07～0.1mm之间效果最佳； （4）管柱内的砂能够冲净的油井；
（5）油层单独出砂，不是砂与泥浆混出的油井。
4药剂用量
4.1 SBF—解堵固砂技术药剂用量
药剂用量按V=πrhф
式中：r为固砂剂处理半径，m;h为出砂层厚度，m;ф为油层孔隙度。固砂剂处理半径r室内模拟应大于4m。 4.2药剂用量
药剂的配制合理作用浓度为5%～8%，用药量根据油井出砂程度而定。 高温固砂剂处理量计算公式: Q=π〔（Ｒ+γ）-γ〕Ｈ
式中 Q为固砂剂溶液用量,m ;Ｒ为处理半径, m (一般在0.4-0.8 m之间); γ为套管加水泥壁半径, m ;Ｈ为油层有效射开厚度, m 。
3
2
2
2
5现场实施情况及效果分析
截止2008年1月16日，在高21块实施SBF—解堵固砂2井次，累增油1387吨。在高三块实施高温固砂2井次，累增油779.9吨。实施情况见表5
