化学防砂在疏松砂岩油藏中的应用与发展趋势

化学防砂是将一定量的化学胶结物及填充材料挤入地层，待其凝固后，可提高地层强度或形成具有一定强度的挡砂屏障，达到防砂的目的。

一般分为人工胶结地层和人造井壁两种防砂方法。

前者是向地层注入各类树脂或各种化学固砂剂，直接将地层固结，适用于疏松油层出砂。

后者是把具有特殊性能的水泥、树脂、预涂层砾石、水带干灰砂或化学剂挤入井筒周围地层中，这些物质凝固后形成一层既坚固又有一定渗透性和强度的人工井壁，达到防止油层出砂的目的，适宜于由出砂造成套管外油层部位坍塌所造成的亏空井防砂。

自２０世纪６０年代研究酚醛树脂地下合成、水带干灰砂等化学防砂工艺开始，经过多年的研究，现已形成了以化学胶结防砂、人工井壁防砂为主的十几种化学防砂方法，化学防砂从油层出砂的主要原因着手，达到了标本兼治的目的。

化学胶结防砂就是用胶结剂将松散的砂与砂的接触点处胶结起来，为了胶结砂层中的砂粒，一般把化学胶结过程分为以下步骤：预处理液的注入、胶结剂的注入、增孔液的注入、胶结剂的固化。

（１）预处理液的注入。

根据砂层需要预处理目的不同，预处理液也不同：①除砂粒表面的油，预处理液一般用液化石油气、汽油、煤油、柴油等；②除砂粒表面的水，预处理液一般用乙二醇丁醚；③除去影响胶结固化的碳酸盐，预处理液一般用盐酸；④改变砂粒表面的润湿性，预处理液一般用活性剂溶液。

（２）胶结剂的注入。

砂层的不均质性使胶结剂更多的沿高渗透层进入砂层，影响防砂效果。

为了使胶结剂均匀的注入，在注胶结剂前，可先注一段分散剂。

由于分散剂可减少高渗透层的渗透率，从而使胶结剂可以比较均匀地分散入砂层。

分散剂一般用异丙醇、柴油和乙基纤维素的混合物。

当把分散剂注入砂岩时，分散剂将更多的进入高渗透层，引起高渗透层渗透率降低，因此要提高防砂效果需注意分散剂的选择。

一种好的胶结剂必须能润湿砂粒表面，在增孔液通过后仍有一定数量残留在砂粒接触处，并在一定条件下固化，将砂粒胶结起来，达到防砂的目的。

常用的胶结剂主要有：酚醛树脂、脲醛树脂、环氧树脂、硅酸钙、二氧化硅和焦炭。

（３）增孔液的注入。

对砂粒起胶结作用的胶结剂是沾在砂粒接触点处的胶结剂，在砂粒空隙中的胶结剂在固化后将引起砂层的堵塞，减少胶结后砂层的渗透率，因此要用增孔液将这部分胶结剂推至地层深处。

常用的增孔液有煤油、柴油及合成有机试剂等。

（４）胶结剂的固化。

对不同胶结剂有不同的固化方法。

胶结剂的固化，主要用化学方法。

胶结剂固化后可将砂粒胶结住，达到防砂的目的。

目前，常用的方法主要有相分离法和后冲洗法。

相分离法用的是烃类溶剂中比较稀的树脂溶液，与一种活化剂结合之后，过段时间液态树脂就与溶剂相分离并固化。

发生分离后的树脂仍处于液态，它被毛管力吸引到颗粒－颗粒间的接触点上。

后冲洗法用的是一种高屈服值树脂溶液。

把后冲洗液泵人地层中，驱替到只剩下颗粒－颗粒接触点处的残余树脂膜的饱和度，以建立一定的渗透率。

后冲洗液用来控制树脂膜的厚度，因此也控制抗压强度和渗透率。

后冲洗液通常是烃类，但也可以是水溶液。

它可能含有催化剂或增速剂。

为提高驱替效果，有些配成粘稠液体。

人工井壁防砂用于已出砂层的防砂，目的是在砂层的亏空处做一个由固结颗粒材料所组成的有足够渗透率的防砂屏障，形成密实充填，使地层恢复或部分恢复原始应力，从而使油气井具备开井生产条件。

人工井壁种类很多，如预涂层砾石、树脂砂浆、水泥砂浆、树脂核桃壳等。

所形成的人工井壁从机械上束缚住地层砂。

人工井壁防砂可以分为六种，分别是：水泥砂浆人工井壁、水带干灰砂人工井壁、柴油乳化水泥浆井壁、树脂桃核壳人工井壁、树脂砂浆人工井壁、预涂层砾石人工井壁。

各种人工井壁防砂适用情况如表１所示：常用的化学防砂方法的配方如下表２所示：脲醛树脂溶液防砂基于脲醛树脂在一定条件下可以牢固固结地层砂砾的特性。

以脲醛树脂，偶联剂和固化剂混合物作为胶结剂，以水为增孔剂，按一定比例混合后挤入出砂层位，在油层条件下凝固，将井壁附近的疏松砂岩胶结牢固，形成具有一定强度和渗透性的人工井壁，防止油层出砂。

该方法防砂费用低，适用温度和含水范围广，固结强度高，渗透性良好，溶液粘度较低，易挤入油层，可用于分层防砂，是高含水油层的一种有效防砂方法。

脲醛树脂溶液防砂工艺于１９９０年１０月投入现场应用，截止２００２年７月底在孤东、滨南、纯梁、东辛等油田广泛应用，累计防砂达５２０多井次，防砂成功率在８０％以上，高含水井在防砂的同时产生了一定的堵水效果，技术和经济效益明显。

硅酸固化高分子新型防砂剂（ＳＡ－２）由无机硅酸粒熟料（氧化钙、硅酸钙、少量防膨剂等成分）复合而成。

首先，把无机硅酸粒熟料加工成规定粒径组成的颗粒，然后高温烧制成一种亲水固化物，最后在其表面涂裹上一层高分子表面活性剂，就形成了一种新型的防砂材料。

在孤岛油田、孤东油田等多个主力区块中，选取出粘土砂的井，进行了硅酸固化高分子防砂剂的防砂堵水试验。

共实施２０井次，开井２０井次，有效１８井次，有效率达９０％，平均单井防砂有效期１４３天。

酚醛树脂防砂剂在油田中的应用很广，目前取得很好成绩的有以下几种：酚醛树脂涂敷防砂、酚醛溶液地下合成树脂防砂及酚醛树脂桃核防砂。

并在胜利油田都取得了不错的成绩，以其中的酚醛树脂涂敷防砂技术的应用为例，从１９９１年开发该技术起到１９９３年６月为止，采用该种防砂技术进行油井防砂２３１井次，水井防砂４８井次，成功率达到了４８．５％。

１化学防砂的研究２化学防砂的应用１．１化学胶结防砂１．２人工井壁防砂１．３化学防砂配方２．１脲醛树脂防砂剂的应用２．２硅酸固化高分子防砂剂的应用２．３酚醛树脂防砂剂的应用［１］［４］表１各种人工井壁防砂适用情况表２化学防砂选用参考表［２］［３］３化学防砂的发展趋势（转１００页）化学防砂在疏松砂岩油藏中的应用与发展趋势（长江大学石油工程学院）曾念赵林吴华摘要关键词化学防砂具有工艺简单、渗透率恢复值高、适合疏松砂岩油藏防砂、后处理简单等特点。

本文就化学防砂的特点、主要方法及应用进行探讨，介绍了化学胶结防砂、人工井壁防砂两种主要方法，并指出化学防砂技术的发展方向。

化学防砂固砂剂化学胶结剂人工井壁防砂外输综合含水在８４％－８８％高含水外输，交油计量工作受多种因素影响，产量波动大、输差高，原油输差高达＋２２．８％，严重制约着油田正常生产开发。

２００８年以来，围绕降低高含水原油输差这一技术难题，本文进行了系统分析，摸索总结，原油输差降低到３．０８％，下降了１９．７２％。

（１）点多线长，系统复杂，不稳定因素多。

从集输流程来看，有９个输油点进入管输总干，只有垦东１８接转站、垦东１２、垦东３２泵站液量经过沉降外输，其它均为单井采出液直接汇入总干外输，系统点多线长，任何一个点不稳定将导致整个外输系统不稳定，外输交油含水、排量变化。

从起始端垦东１８接转站至零号点，温度损失６℃左右，压力损失０．６ＭＰａ，外输液流平均速度１．０８ｍ／ｓ。

２）管线中流态复杂，液流分层导致取样含水误差大。

外输介质为油、水、气三相混和物，排除气体影响，可简单认为是油水混和物连续介质。

根据流体力学中圆管内流体运动的流体的流态判别标准雷诺数：Ｒｅ＝νｄ／ｖ计算管流中流体的Ｒｅ＝１２４４，故在外输液流在干线中运动状态为层流状态，加上油水混和液在流动过程中由于重力分异作用、流速变化、温度损失等，液流分层现象更突出，取样时含水波动，误差大。

在外输系统运行时，保证平稳的排量即流速ν，使外输液流在管线保持相对均一的流动状态，降低外输取样含水误差。

（３）系统含水高，导致计量误差大。

综合含水最高达８８％，含水波动１％影响交油量５０Ｔ／ｄ。

高含水液量主要来源直接进干的垦东１６３、垦东１９２等站未经过沉降的液量，进垦东１８接转站的垦东１８、２９块产高含水液量和垦东１２站交污水。

复杂的高含水液量构成，导致外输含水取样误差进一步增大。

在保证外输油量稳定的前提下，应尽量降低系统高含水液量，降低外输含水，以降低计量误差。

（４）油稠影响，外输温度影响敏感。

外输原油属于普通稠油，受温度影响，原油粘度变化大，通过对单井原油粘温分析，其拐点温度在６０℃左右。

原油在外输过程中，随着温度的降低，其粘度增大，粘性阻力变大，根据圆管层流速度分别规律，其靠近管壁处液流速度会进一步降低，平均流速变化增大，流动状态变化大，系统不稳定将导致原油输差变大。

根据稠油粘温性质，选择合理的外输温度，可以更好优化外输系统运行参数，降低原油输差。

（５）接转站外输罐液位变化导致外输含水变化。

在生产运行过程中，垦东１８接转站和垦东３２泵站外输罐液位的变化会对外输含水造成直接的影响，外输液量在溢流至外输罐后，会形成一个油水界面和一定的外输油厚，油水界面和外输油厚的变化直接影响外输含水。

确定合理的外输液位以保证形成稳定油厚外输，是外输含水平稳、高低的关键。

（１）加强单井计量，提高系统计量精度。

针对原油输差大的现状，首先抓单井源头的计量工作，确保集输采油系统的一致性。

（２）压减外输水量，降低系统含水。

对于高含水液量，计关高含水井，控制无效产液量，降低系统外输水量，降低系统综合含水。

（３）优化外输系统运行参数，提高系统运行平稳性，降低原油输差。

外输排量优化：通过调节不同污水量，摸索外输排量的最优数值，通过不同阶段注污水量变化调节外输排量，从而找到最适合液流状态的最佳流速，液流速度应控制在０．８－０．９ｍ／ｓ，外输排量在４０００－４４００ｍ／ｄ。

外输温度优化：根据稠油粘温特点，控制外输温度在拐点温度以上６０－６３℃，保证了外输系统的温度要求。

外输液位优化：通过对外输罐液位、罐内液体状态的重新认识，调整思路，将垦东１８接转站外输罐液位控制在３．０ｍ－３．３ｍ，垦东３２泵站外输罐液位控制在３．０ｍ。

外输含水优化：通过调节外输交油量，摸索外输含水的最优数值，保证外输介质的相对均质状态。

最终外输交油输差降低到３．０８％，比２００７年下降１９．７２％。

（１）高含水外输交油由于液流在管线中状态变化复杂，人工取样密度小，取样误差较大，建议使用自动取样机取样。

（２）高含水管输液体流态异常复杂，要满足生产开发的交油精度，必须保证外输系统的平稳运行，优化外输温度、压力、排量、液位等运行参数，确保集输采油系统精确可靠。

１现状分析及对策研究２实施效果分析评价３几点认识参考文献（ν—流速，ｃｍ／ｓ；ｄ—管径，ｃｍ；ｖ—运动粘性系数，ｃｍ／ｓ。

当Ｒｅ＞２０００为紊流；当Ｒｅ＜２０００为层流。

２ｍ／ｓｍ／ｄ℃３３［１］．工程流体力学．冶金工业出版社［２］．采油化验工．中国石油大学出版社（收稿日期：２００９・０２・２３）周亨达编著中国石油天然气集团公司人事服务中心编著降低高含水外输原油输差对策及措施马俊英（中石化胜利油田分公司孤东采油厂）摘要关键词本文针对油田高含水外输原油输差大的现状，通过对外输系统、液流状态、外输参数的分析与研究，理论联系实践，摸索总结出外输系统平稳运行的最优参数，减小了外输交油误差，大大降低了高含水外输原油输差，取得了良好效果。