新型分子膜固砂剂的制备与性能实验研究

刘义刚，刘长龙，高 尚，朱艳华，张 璐

（中海石油（中国）有限公司 天津分公司，天津 300459）

渤海油田S区块构造复杂，断块较多，储层薄，既有岩性油藏，又有边水能量不足的岩性构造油藏。目前，该油田油井的大泵提液需求大、出砂或砂堵风险高、酸化解堵增产效果有限且有效期短，亟需寻找针对该类油田油井的防砂方案和技术对策。常规机械防砂技术无法根治储层出砂问题[1-3]，常规化学防砂技术无法满足低伤害、高固结强度且能配合酸化使用的作业条件[4-6]。因此，笔者通过室内实验制备了一种适合渤海油田S区块的有机-无机复合聚合物分子膜固砂剂体系，并对该体系的性能进行了室内评价，为化学防砂技术在渤海油田的应用奠定了良好的技术基础。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

硅酸钠、氟硅酸、氟硼酸、硅烷偶联剂、NH4Cl，均为分析纯，成都科龙化工试剂有限公司；缓蚀剂、铁离子稳定剂，均为工业品，成都安实得石油科技开发有限公司；蒸馏水，实验室自制；岩心，取自渤海油田S区块；N80型标准腐蚀试片。

JSM-5900LV型扫描电子显微镜（曼戈斐仪器有限公司）；ZF-9型电子分析天平（上海正方电子仪器厂）；JJ-1型增力电动搅拌器（天瑞仪器有限公司）；HJ-3型磁力搅拌器（贝仑仪器有限公司）；HH-2K型恒温水浴（巩义市予华仪器有限公司）；PSH-3C pH型酸度计（双旭电子有限公司）；SHPJ-2型岩心流动试验仪（华兴石油仪器有限公司）。

1.2 实验方法

根据目标油田储层岩性、岩石结构、出砂情况[7,8]，从降低储层伤害、延长酸化效果考虑，对无机-有机复合分子膜固砂剂体系的配伍性、腐蚀性、耐冲刷性、渗透率伤害性、固砂效果等综合性能进行评价。

1.2.1 分子膜固砂剂的制备

（1）用去离子水分别配制质量分数为15%的硅酸钠水溶液、3%的氟硅酸水溶液及0.1%的硅烷偶联剂水溶液。

（2）取体积比为25∶25∶1的3%氟硅酸水溶液、15%硅酸钠水溶液、0.1%硅烷偶联剂溶液混合，充分搅拌后即得到分子膜固砂剂。该分子膜固砂剂能够有效包覆游离砂粒，增加砂粒之间的粘结性，减小微粒运移的可能性。

1.2.2 固砂剂体系的配伍性 将制备的无机-有机复合分子膜固砂剂体系分别与缓蚀剂、铁离子稳定剂混合，在60℃下观察混合体系静置不同时间后的直观变化，分析分子膜固砂剂体系与缓蚀剂、铁离子稳定剂的配伍性。

1.2.3 固砂剂体系的腐蚀性 本文制备的无机-有机复合分子膜固砂剂体系为酸性体系，为降低该体系对金属材料的腐蚀性，向体系中添加0.6%缓蚀剂，在60℃下，采用静态失重法测试含和不含缓蚀剂的固砂剂体系对N80钢材试样的腐蚀速率。

1.2.4 固砂剂体系的渗透率伤害率 采用岩心驱替试验仪测试分子膜固砂剂对天然岩心的渗透率伤害率。试验温度为60℃，试验围压为3～4MPa；试验步骤：正驱基液（测K0）→正驱固砂剂→反驱基液，即：（1）注入4% NH4Cl，确定岩心的基准渗透率；（2）注入分子膜固砂剂体系，测定固砂过程中岩心渗透率的变化；（3）再次注入4% NH4Cl，确定固砂后岩心的渗透率。

1.2.5 固砂剂体系的耐冲刷性 采用岩心驱替试验仪测试分子膜固砂剂对天然岩心的渗透率伤害率。试验温度为60℃，试验围压为3～4MPa；将岩粉压实填至填砂管内，注入固砂剂，更换冲刷流量冲刷岩心，测定不同冲刷强度下岩心的渗透率。

1.2.6 固砂剂体系的耐温性 在不同温度下测试固砂剂的固砂性能和对岩心渗透率的影响。

1.2.7 固砂剂体系的固砂效果 采用目标油藏岩心进行酸化解堵效果+固砂效果综合试验，评价固砂剂配合酸化解堵工艺使用的综合效果。试验温度为60℃，试验围压为3～4MPa；试验步骤：正驱基液（测K0）→正驱酸液→正驱基液→正驱固砂剂→反驱基液，即：（1）注入4% NH4Cl，确定岩心的基准渗透率；（2）注入酸液，测定酸化过程中岩心渗透率的变化；（3）再次注入4% NH4Cl，确定酸化后岩心的渗透率；（4）注入分子膜固砂剂体系，测定固砂过程中岩心渗透率的变化；（5）再次注入4% NH4Cl，确定固砂后岩心的渗透率。

2 结果与讨论

2.1 分子膜固砂剂综合性能评价

2.1.1 固砂剂体系的配伍性 本文制备的无机-有机复合分子膜固砂剂体系与常用缓蚀剂、铁离子稳定剂等添加剂混合，经过一定时间后均能正常成胶，表明该固砂剂体系与添加剂之间具有良好的配伍性，其成胶性能不受缓蚀剂、铁离子稳定剂等添加剂的影响。

2.1.2 固砂剂体系的腐蚀性 在无缓蚀剂的固砂剂体系中经过全浸实验的N80钢材试样的腐蚀速率达5.08g·（m2·h）-1；添加缓蚀剂后，N80钢材试样的腐蚀速率仅为0.29g·（m2·h）-1，即缓蚀剂可以显著降低无机-有机复合分子膜固砂剂体系对钢材试样的腐蚀性，保证设备和管柱安全生产。

表1为分子膜固砂剂缓蚀性实验结果。

表1 分子膜固砂剂缓蚀性实验结果Tab.1 Experimental results of corrosion inhibition of molecular film sand fixer

2.1.3 固砂剂体系的渗透率伤害率 使用固砂剂后，岩心渗透率有一定的降低，反驱基液稳定后岩心渗透率伤害率为13%，渗透率保留大于80%，认为该固砂剂体系对储层渗透率伤害较小。分子膜固砂剂对岩心的渗透率曲线见图1。

图1 分子膜固砂剂对岩心的渗透率伤害曲线Fig.1 Permeability damage curve of core caused by molecular film sand fixer

2.1.4 固砂剂体系的耐冲刷性 目前，目标油藏的大部分油井进入高含水期，为保证油田稳产，产液强度进一步增大，加剧了对地层砂骨架结构的破坏，导致出砂的风险和规模越来越大，因此，固砂剂体系的耐冲刷强度对其固砂强度的影响研究至关重要。图2为分子膜固砂体系的耐冲刷性实验结果。

图2 分子膜固砂剂体系的耐冲刷性实验结果Fig.2 Experimental results of scour resistance of the molecular film sand fixer system

由图2可知，普通岩心在冲刷强度高于2mL·min-1时，渗透率开始出现下降趋势，酸化后的岩心能承受的冲刷强度低于1.5mL·min-1，加入固砂剂后的岩心耐冲刷强度高于2.5mL·min-1，为普通岩心耐冲刷强度的1.25倍，明显提高了岩心的临界流速，可有效抑制出砂。

2.1.5 固砂剂体系耐温性

表2为温度对固砂剂体系固砂性能和岩心渗透率的影响。图3为温度对固砂剂固砂性能的影响曲线。

表2 温度对固砂剂体系固砂性能和岩心渗透率的影响Tab.2 Influence of temperature on sand cementing performance and core permeability of sand cementing agent system

图3 温度对固砂剂固砂性能的影响曲线Fig.3 Influence curve of temperature on sand cementing performance of sand cementing agent

由表2和图3可知，在测试温度范围（40～80℃）内，随温度升高，无机-有机复合分子膜固砂剂体系的固化时间缩短，固砂效果开始变差，但岩心渗透率的伤害率均低于14%，表明该固砂剂体系具有较好的耐温性能。

2.2 分子膜固砂剂的固砂效果

图4为氟硼酸+固砂剂的解堵效果曲线。

图4 氟硼酸+固砂剂的解堵效果曲线Fig.4 Blocking effect curve of fluoroboric acid and sand fixer

由目标油藏岩心的酸化解堵+固砂作业的综合试验分析固砂剂配合酸化解堵工艺使用的综合效果。经过酸化解堵作业后，储层堵塞物和储层骨架被部分溶蚀，储层疏松程度增加，微粒运移和出砂风险加剧；加入固砂剂后，储层渗透率虽略有下降，但整体是将酸化后提高的渗透率保持了下来，延长了酸化有效期，表现出良好的固砂效果。

2.3 分子膜固砂剂的固砂机理

本文制备的有机-无机复合分子膜固砂剂体系主要由无机盐（硅酸钠）+酸性组装剂（氟硅酸）+偶联剂（有机硅烷）构成，在地层条件下随着酸液的消耗，体系pH值升高，水玻璃发生线性成硅酸凝胶；硅烷偶联剂的硅烷氧基与地层微粒、储层岩石以及硅酸凝胶等无机材料表面的化学基团反应，形成牢固的化学键，迅速在砂粒表面形成一层具有较高粘度和强度的分子膜，将松散的砂粒固结，达到固砂的目的。

图5为硅烷偶联剂与岩表面、颗粒表面的连接示意图。

图5 硅烷偶联剂与岩石表面、颗粒表面的连接示意图Fig.5 Diagram of connection between silane coupling agent and rock surface and particle surface

3 结论

以无机硅酸盐、酸性组装机和偶联剂为原材料复配得到了一种用于近井修饰的有机-无机复合分子膜固砂剂体系：7.5%硅酸钠+1.5%氟硅酸+2‰硅烷偶联剂（质量分数）。该体系呈酸性，与缓蚀剂、铁离子稳定剂的配伍性良好，添加缓蚀剂后对N80钢材的腐蚀速率仅为0.29g·（h·m2）-1；在酸岩反应过程中随着pH值的升高，该体系在偶联剂、交联剂的作用下成胶固化，最终在砂粒表面及接触部位形成分子固化膜，达到控制微粒运移的目的。该固砂剂体系具有低伤害、高固结强度、能配合酸化使用、固砂性能优异等特点，具有广阔的应用前景。