稠油纤维防砂工艺技术的研究与应用

2021-12-27李昌盛

钻采工艺 2021年6期

景帅，李昌盛，付宣，何江，李琪,邱枫

1中国石化信息化管理部 2中国石化石油工程技术研究院 3西安石油大学石油工程学院 4中国石油玉门油田分公司老君庙采油厂

0 引言

地层出砂对压裂井的影响是各大油气田普遍关注的问题[1-3]。压裂液返排或采油生产过程中，常出现支撑剂或地层砂返吐的现象。地层出砂会引起一系列的问题，比如侵蚀油嘴、阀门等设备，沉降至井筒掩埋射孔孔眼使油气井无法正常生产等[4]。目前国内采用较多的纤维防砂技术，在各大油田取得了较为成功的应用[5]。但该技术目前主要应用于气井和稀油井，在稠油方面的应用鲜有报道。

准东吉7区块为典型疏松砂岩稠油储层，岩石胶结强度弱，地层原油黏度较大(50～200 mPa·s)，在采油过程中极易将支撑剂和地层砂携带出地层，导致井筒砂埋[6-7]。纤维防砂的作用原理在于，高浓度的纤维与支撑剂通过接触压力和摩擦力相互作用形成结构较强的空间网状结构，从而有效稳固支撑剂充填层[8-10]，防止地层出砂。

目前准东吉7井区大部分井生产过程中由于地层出砂，导致井筒砂埋，产量急剧降为0，且前期的树脂砂防砂等工艺均告失败，因此，有必要系统地分析纤维防砂工艺在稠油油藏的应用效果。本文以国内外学者普遍认同的临界出砂流速作为防砂效果评价的技术指标[10-11]，基于实验优化出最佳的工艺参数，并在吉7井区进行试验，为该技术的有效推广提供技术保障。

1 稠油纤维防砂工艺实验研究

1.1 实验试剂、仪器及方法

主要实验试剂及仪器：二级羟丙基胍胶(水不溶物≤7.5%，0.4%黏度≥50 mPa·s)，有机硼交联剂，助排剂，黏土稳定剂，羟丙基胍胶压裂液(自制)，20～40目支撑剂(抗压强度≥30 MPa)，BF-2防砂纤维，API支撑裂缝导流仪(FCES-100型)，电子天平(精度0.1 mg)。

实验方法：把纤维和支撑剂均匀混合后，按实验设计浓度10 kg/m2放入支撑剂测试仪导流室的平板间，形成3～4mm后的支撑剂充填层，然后加压至15 MPa(吉7井区闭合压力约为15 MPa左右)，测试纤维长度、纤维直径、纤维浓度、流体黏度对临界出砂速度的影响。临界出砂速度按流出液中明显含砂(0.1 g/50 mL)时的流体流速确定[11]。

1.2 纤维防砂效果实验评价

1.2.1 纤维长度对临界出砂流速的影响

采用长度为3 mm、6 mm、9 mm、12 mm，直径为20 μm的短切纤维，纤维浓度为0.5%(纤维与支撑剂的质量比)，测试流体(胍胶压裂液)黏度为50 mPa·s，研究纤维长度对临界出砂流速的影响。由图1可知，随着纤维长度的增加，临界出砂流速呈不断增大的趋势，表明纤维防砂效果逐渐增强。当纤维长度增加至6～12 mm时，临界出砂流速增大的趋势变缓。吉7井区一般采用Ø89 mm型射孔枪，射孔孔眼直径为9～11 mm，压裂过程中较长的纤维容易引起孔眼摩阻的增加，甚至存在堵塞炮眼的风险[12]。同时过长的纤维也更容易附着在管壁上，返排和生产时被携带出井口，容易造成油嘴堵塞。因此，优选最佳纤维长度为6～9 mm。

图1 纤维长度对临界出砂流速的影响

1.2.2 纤维直径对临界出砂流速的影响

采用长度为6 mm，直径为10 μm、20 μm、30 μm、40 μm、50 μm的短切纤维，纤维浓度为0.5%，测试流体黏度为50 mPa·s，研究纤维直径对临界出砂流速的影响。由图2可知，随着纤维直径的增加，临界出砂流速呈逐渐下降的趋势，当纤维直径由30 μm增加至40 μm时，临界出砂流速急剧下降。这主要是由于临界出砂流速受纤维长径比的影响较大，随着纤维直径的增加，纤维长径比逐渐减小，纤维与支撑剂的缠绕作用变弱，从而引起临界出砂流速下降[4]。因此，优选最佳纤维直径为10～30 μm。

图2 纤维直径对临界出砂流速的影响

1.2.3 纤维浓度对临界出砂流速的影响

采用长度为6 mm，直径为20 μm的短切纤维，纤维浓度为0.1%、0.3%、0.5%、0.7%、0.9%、1.1%，测试流体黏度为50 mPa·s，研究纤维浓度对临界出砂流速的影响。由图3可知，随着纤维浓度的增加，临界出砂流速呈不断增大趋势，当纤维浓度由0.3%增加至0.5%时，临界出砂流速急剧增加。因此，当纤维浓度达到0.5%～1.1%时，防砂效果较好。但加入纤维会降低支撑剂充填层的导流能力[12]。如图3所示，当纤维浓度大于0.7%时，纤维将显著的影响支撑剂充填层的导流能力。这是由于纤维浓度较大时，高浓度的纤维对支撑剂充填层孔隙的堵塞效果越来越明显，显著降低支撑剂充填层的渗透率。因此，为了保证纤维防砂效果，为防止高浓度纤维对支撑剂充填层导流能力的影响，优化纤维的最佳浓度为0.5%～0.7%。

图3 纤维浓度对临界出砂流速及导流能力的影响

1.2.4 液体黏度对临界出砂流速的影响

采用长度为6 mm，直径为20 μm短切纤维，纤维浓度为0.5%、0.6%、0.7%，测试液体黏度为50 mPa·s、100 mPa·s、150 mPa·s、200 mPa·s，研究液体黏度对临界出砂流速的影响。由图4可知，随着液体黏度的增加，临界出砂流速呈不断下降趋势。液体黏度越大，临界出砂流速越小。这是由于高黏度液体具有较大的黏滞性，对支撑剂充填层的剪切力及拖曳力非常大，导致剥蚀和运移砂粒的能力也越大[11]。当液体黏度为50～100 mPa·s时，0.5%～0.7%纤维的临界出砂流速差别较小，从经济效益考虑采用相对较低浓度的纤维(0.5%～0.6%)。当液体黏度大于100 mPa·s，0.5%纤维临界出砂流速下降明显，表明其防砂效果变差。因此，当液体黏度为100～200 mPa·s时，采用0.6%～0.7%浓度的纤维。

图4 液体黏度对临界出砂流速的影响

2 新疆油田现场应用

稠油纤维防砂工艺在新疆油田准东吉7井区获得了成功。该区块目的层温度55～63℃，油层埋藏深度1 317～1 836 m，平均孔隙度19.53%，平均渗透率80.8 mD。该区块由于储层岩石胶结疏松，地层原油黏度较大，生产过程中，原油极易将地层砂携带至井筒，导致该区块出砂十分严重，严重影响油井正常生产。X1～X6井生产一段时间后，井筒出砂0.92～1.81 m3，造成井筒砂堵，单井原油产量直接降为0。为了解决X1～X6井生产过程中出砂严重的问题，应用了稠油纤维防砂工艺。该工艺是指对砂堵井进行重复压裂(先将井筒砂冲洗干净)，在压裂加砂阶段将胍胶冻胶、支撑剂、纤维一起泵送至地层，在地层中支撑剂和纤维形成牢固的充填层，以抵抗生产过程中稠油的冲刷。目前，稠油纤维防砂工艺在该区块进行了6口井施工(见表1)，由表1可知该类井地层原油黏度为87.5～173.1 mPa·s，采用0.5%～0.7%浓度(纤维与支撑剂的质量比)的纤维进行防砂压裂施工，施工后所有井均未出砂，施工成功率达到100%，其中X1、X5井获得高产，达到7.3 t/d以上。由此，稠油纤维防砂工艺在准东吉7区块取得了良好的现场应用效果。