CN112664164A - 砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，该砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法包括：步骤1，建立储层失稳模型及失稳程度判别方法；步骤2，进行基于流体流速实时调控的储层失稳预防；步骤3，进行高效化学剂物化耦合储层原位稳定及骨架再建；步骤4，进行储层近井亏空坍塌高强高渗人工井壁重构；步骤5，进行井筒高渗流防堵塞滤砂管防砂；步骤6，进行储层渗流能力恢复处理。该砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法有效降低了高含水期油藏储层骨架砂破坏和出砂程度，解除了水驱及聚驱后油藏近井堵塞，提高了液量水平，实现了油田疏松砂岩油藏高效开发。

Description

砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法

技术领域

本发明涉及油气藏防砂技术领域，特别是涉及到一种砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法。

背景技术

油气水井出砂是疏松砂岩油藏开发面临的主要问题之一，因此高效防砂工艺技术是保证该类油藏高效开发的基础工程之一。随着疏松砂岩油藏油气田开发进入高含水期，储层稳定性相对开发初期逐渐变差，胶结物含量逐渐减少。同时随着开发方式改变，目前聚驱后油藏地层流体携砂能力增强，地层微粒运移加剧，导致该类油藏防砂效果逐渐变差。

目前胜利油田疏松砂岩油藏面临的主要开发矛盾：随着油田进入开发后期，含水升高及采液强度增大，储层出砂加剧，稳定性变差，防砂难度加大；聚驱及后续水驱防砂后堵塞加剧，油井液量降低，防砂有效期短。这主要是目前采用的滤砂管、砾石充填、化学防砂等常规防砂工艺主要以防为主，在防住砂的同时也损失了油井部分产能，影响了砂岩油藏防砂开发效益。为此我们发明了一种新的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，解决了以上技术问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种解除了水驱及聚驱后油藏近井堵塞，提高了液量水平的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，该砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法包括：步骤1，建立储层失稳模型及失稳程度判别方法；步骤2，进行基于流体流速实时调控的储层失稳预防；步骤3，进行高效化学剂物化耦合储层原位稳定及骨架再建；步骤4，进行储层近井亏空坍塌高强高渗人工井壁重构；步骤5，进行井筒高渗流防堵塞滤砂管防砂；步骤6，进行储层渗流能力恢复处理。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，耦合疏松砂岩强度参数动态模型、井周应力模型及失稳判断准则，建立了以力学分析为核心的井周失稳破坏模型，在失稳破坏模型基础上进行出砂模拟计算，形成了失稳定量评价标准。

在步骤1中，定量计算出砂临界生产压差及失稳出砂半径，明确了储层失稳级别，即一级失稳、二级失稳和三级失稳。

步骤2包括：

步骤201，采用储层动态出砂预测模型，计算目标储层不同生产压差下出砂指数，根据出砂指数判别储层出砂程度；

步骤202，计算不同生产压差下油井对应产液量；

步骤203，调节油井按较小压差连续生产24-72h，通过井口出砂实时监测系统，监测该压差下产液量及含砂量，判断该液量下油井出砂趋势；

步骤204，调节油井按中等压差即2-5MPa、较大压差即5MPa以上，分别连续生产24-72h，监测不同阶梯压差下产液量及含砂量，判断油井出砂趋势；

步骤205，调控过程中如果发现某个压差或液量下出砂量明显增大，含砂量有超过0.03-0.05％趋势，那么0.03％含砂量对应液量为该井合理液量，0.05％含砂量为该井最大液量，超过0.05％会导致储层失稳破坏，进而大量出砂躺井。

在步骤3中，针对出砂轻微储层，采用DX-1型储层深部多支化耐冲蚀稳砂体系；体系由刚性主链和多个官能团组成；酚醛-环氧树脂刚性主链热稳定性高，环氧基团活性大、易开环，通过自交联使线性分子形成体形分子，硅氧烷基团和地层砂表面硅羟基产生共价键合，NH+基团可与储层进行电性吸附，水溶性酚羟基钠、羟基和仲胺基和地层砂表面硅羟基产生氢键结合；和环氧基团产生共价键合。

在步骤3中，针对出砂中等储层，采用GC-1型储层近井高强高渗耐油稳砂体系；体系是在环氧树脂主链接枝亲油、亲水基团合成了耐油稳砂剂主剂，并添加了固化剂，形成了耐油稳砂剂基本配方：细粉石英砂、活性固砂剂、γ-缩水甘油醚氧丙基三甲氧基硅烷、改性胺类固化剂、软化剂质量比为 100:10:8:10:15。

步骤3包括：

步骤301，开展出砂半径、DX-1型储层深部多支化耐冲蚀稳砂体系和GC-1型储层近井地带高强高渗耐油稳砂体系使用浓度、使用量模拟计算；

步骤302，下入储层高效稳定体系施工管柱，单层井下入23/8in、27/8in、31/2in这些油管，多层井下入一体化注入管柱；

步骤303，确定的用量分层注入稳砂体系，DX-1型储层深部多支化耐冲蚀稳砂体系处理半径为3-5米、GC-1型储层近井地带高强高渗耐油稳砂体系处理半径为1-3米；

步骤304，关井反应、侯凝24-72小时，起出施工管柱，并记录井口压力；

步骤305，下入探冲砂或钻塞管柱，探冲或钻至设计井深，洗井干净。

步骤4包括：

步骤401，进行目标区块或目标井基础资料收集，包括渗透率物性参数、累计出砂量、地层砂粒径、产液量、生产压差、流体粘度这些资料；

步骤402，通过室内模拟实验，确定最佳充填砂量、终止泵压、各级砾石粒径规格、人工充填井壁厚度；通过优化砂比、加砂时间这些施工参数，减少10-30％低砂比加砂时间及砂量，增加30-60％高砂比加砂时间及砂量，提高充填层密实度；

步骤403，下入重构人工井壁施工管柱，单层井下入23/8in、27/8in、31/2in 这些油管，多层井下入一体化注入管柱；

步骤404，采用防砂车组先充填小粒径石英砂，弥补储层亏空，降低材料成本；在炮眼附近充填可固结覆膜砂，建立高强度挡砂屏障，满足大压差生产要求；

步骤405，施工过程中，通过在加砂后半程开套管、降排量顶替、提高循环充填终止泵压这些现场控制技术诱导脱砂，提高近井地带充填层密实度；

步骤406，关井反应、侯凝24-72小时，起出施工管柱，并记录井口压力；

步骤407，下入探冲砂或钻塞管柱，探冲或钻至设计井深，洗井干净。

在步骤5中，采用高渗流防堵塞滤砂管，满足了井筒低附加压差防砂要求；通过改进机械式滤砂管筛网组合方式、基管布孔方式和保护套进液方式，提高了滤砂管渗流能力；将多层相同精度筛网由重叠放置平行排列优化为不同角度交错排列；将不同精度筛网按内大外小放置；基管布孔方式由正方形布孔改进为三角形布孔；保护套进液方式由打孔直流式优化为侧向冲缝式。

在步骤5中，通过优化树脂类滤砂管胶结挡砂层配方组成和成型工艺，提高了树脂滤砂管胶结强度和抗堵塞能力；销钉固定式多次成型改为加装支撑纵筋一次成型，过滤器与中心管之间预留过油通道；树脂滤砂管挡砂层是采用覆膜砂通过模具制备而成。

在步骤6中，采用复合过氧化物，添加具有羟基与羧基堵塞物软化助剂，研制了有机解堵剂；采用对HPAM具有较好解聚效果的降解剂；对高泥质聚驱油藏无机固相颗粒，采用无机酸液解除，兼顾解除效率和解堵深度，形成了由土酸、多氢酸组成的无机复合酸液体系。

在步骤6中，采用的多氢酸为一种有机膦酸，基本配比为5％多氢酸、10-12％盐酸、3％氢氟酸。

在步骤6中，针对射孔段部分炮眼堵塞问题，配套高压旋转水射流和均匀射流解堵工具，恢复炮眼和近井地层渗流能力。

在步骤6中，基于变渗透率达西渗流理论建立了解堵模型，优化解堵半径 2-3m即可，对于堵塞特别严重油井，解堵半径扩大至3-4m即可。

本发明中的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，针对高含水期油藏储层骨架砂破坏加剧、聚驱后油藏堵塞严重已成为制约油田高效开发的瓶颈问题，按照“少运移、缓侵入、多排出”的理念和“源头预防、过程控制、技术思路，开展了高含水期储层失稳机理及稳定技术课题研究，发明形成了砂岩油藏高含水期多级稳定长效防砂工艺技术。本发明为高含水期防砂优选和参数优化提供科学依据，有效降低了高含水期油藏储层骨架砂破坏和出砂程度，解除了水驱及聚驱后油藏近井堵塞，提高了液量水平，实现了胜利油田疏松砂岩油藏高效开发。

附图说明

图1为本发明的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法的一具体实施例的流程图；

图2为本发明的高效化学剂物化耦合储层原位稳定及骨架再建技术的疏松砂岩储层胶结示意图；

图3为本发明的储层近井亏空坍塌高强高渗人工井壁重构技术中砂岩储层微粒运移导致近井严重亏空示意图；

图4为本发明的储层近井亏空坍塌高强高渗人工井壁重构技术中砾石充填防砂出砂模拟装置示意图；

图5为本发明的储层近井亏空坍塌高强高渗人工井壁重构技术中不同类型砾石充填层密实程度对出砂程度影响规律；

图6为本发明的储层近井亏空坍塌高强高渗人工井壁重构技术中砾石充填层混入地层砂对充填层渗透率影响规律；

图7为本发明的储层近井亏空坍塌高强高渗人工井壁重构技术中防膨稳砂携砂液体系分子结构示意图；

图8为本发明的井筒高渗流防堵塞滤砂管防砂技术中分级挡砂机械高渗透滤砂管结构示意图；

图9为本发明的井筒高渗流防堵塞滤砂管防砂技术中高渗树脂滤砂管结构示意图；

图10为本发明的流体流速实时调控储层失稳预防工艺实施效果中胜利采油厂ST1-1X112井动态出砂预测结果；

图11为本发明的井筒高渗流防堵塞滤砂管防砂技术实施效果中孤岛采油厂GD2-32CN520井机械高渗滤管防砂效果；

图12为本发明的井筒高渗流防堵塞滤砂管防砂技术实施效果中孤岛采油厂GDN4-08树脂滤砂管防砂效果。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。

如图1所示，图1为本发明的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法的流程图。

步骤101，建立了储层失稳模型及失稳程度判别方法。

耦合疏松砂岩强度参数动态模型、井周应力模型及失稳判断准则，建立了以力学分析为核心的井周失稳破坏模型，在失稳破坏模型基础上研发了出砂模拟计算软件，形成了失稳定量评价标准。

通过该软件和判别方法可定量计算出砂临界生产压差及失稳出砂半径，明确了储层失稳级别(一级失稳、二级失稳或三级失稳)，为不同开发阶段、不同开发参数下储层失稳评价提供了理论基础。

相比较目前常规储层防砂工艺优选方法主要采用开发初期储层原始静态测井资料，新建立的失稳模型主要考虑了油气田开发中后期含水率、流速、生产压差、胶结物含量等动态影响因素，更能切合中后期储层实际状态，更准确判别储层稳定性，为储层稳定体系及技术选择提供了理论基础。

步骤102，基于流体流速实时调控的储层失稳预防工艺。

预防储层失稳是砂岩油藏防砂开发的首要任务，通过改进出砂预测方法，从静态出砂预测发展至动态出砂预测。

配套出砂实时监测系统，优化生产压差，调控流体流速，控制粉细砂运移，避免因生产参数过大导致储层失稳出砂，影响油井正常生产。

在一实施例中，主要包括了以下步骤：

采用储层动态出砂预测模型，计算目标储层不同生产压差下出砂指数，根据出砂指数判别储层出砂程度(不出砂、轻微出砂、严重出砂)。

计算不同生产压差下油井对应产液量。

调节油井按较小压差(1-2MPa)连续生产24-72h，通过井口出砂实时监测系统，监测该压差下产液量及含砂量，判断该液量下油井出砂趋势。

采用上述方法调节油井按中等压差(2-5MPa)、较大压差(5MPa以上)分别连续生产24-72h，监测不同阶梯压差下产液量及含砂量，判断油井出砂趋势。

调控过程中如果发现某个压差或液量下出砂量明显增大，含砂量有超过 0.03-0.05％趋势，那么0.03％含砂量对应液量为该井合理液量，0.05％含砂量为该井最大液量，超过0.05％会导致储层失稳破坏，进而大量出砂躺井。

步骤103，高效化学剂物化耦合储层原位稳定及骨架再建技术

砂岩油藏储层主要由胶结物、游离砂、固结砂(也叫骨架砂)等组成，防砂主要是防住骨架砂，游离砂随液流产出有利于疏通储层孔隙，保持储层渗流能力。

随着油井含水、产液量增加，储层胶结物含量逐渐减少，导致胶结强度降低，储层稳定性变差。

保持储层稳定性的关键在于保证储层骨架砂不被破坏。

目前主要是通过注入化学剂胶结体系，弥补和增加骨架砂之间胶结物含量，维持储层稳定，避免失稳出砂。

从图2可以看出，疏松砂岩油藏储层主要由胶结物、游离砂、固结砂(也叫骨架砂)等组成，采用化学胶结剂确保游离砂移、骨架砂原位稳定，是实现储层渗流能力稳定的关键。

目前市场常用树脂胶结剂主要有阳离子季铵盐类抑砂剂、树脂类固砂剂。

季铵盐类抑砂剂阳离子基团与带负电性储层通过物理吸附，降低储层ZeTa 电位，实现储层微粒稳定，减少或避免出砂。

树脂类固砂剂主要由酚醛、环氧树脂和固化剂等组成，通过化学反应将线性树脂固结成体型网状树脂，胶结固定骨架砂，提高储层稳定性。

树脂类固砂剂强度高，但对储层渗透率伤害大。阳离子季铵盐对渗透率影响小，但耐冲刷性差。

针对目前这两类体系应用中存在的问题，研发了新型储层高效稳定体系。

针对出砂轻微储层研发了DX-1型储层深部多支化耐冲蚀稳砂体系。体系由刚性主链和多个官能团组成。酚醛-环氧树脂刚性主链热稳定性高，环氧基团活性大、易开环，通过自交联使线性分子形成体形分子，硅氧烷基团和地层砂表面硅羟基产生共价键合，NH+基团可与储层进行电性吸附，水溶性酚羟基钠、羟基和仲胺基和地层砂表面硅羟基产生氢键结合；和环氧基团产生共价键合。该体系以氢键、电性吸附两种键力实现微粒快速聚集、储层深部微粒长效稳定。体系对地层伤害率仅13.4％，在3000mL/h下，出砂量0.03％，伤害率、出砂量由于目前常规体系。

针对出砂中等储层研发了GC-1型储层近井高强高渗耐油稳砂体系。体系是在环氧树脂主链接枝亲油、亲水基团合成了耐油稳砂剂主剂，并添加了固化剂等助剂，形成了耐油稳砂剂基本配方：细粉石英砂、活性固砂剂、γ-缩水甘油醚氧丙基三甲氧基硅烷、改性胺类固化剂、软化剂质量比为100:10:8:10:15。该稳砂体系进入近井地层后，剥离砂粒表面原油，提高化学剂在井底环境固结强度，确保储层近井微粒稳定。在井底10％原油附着下，强度可达6MPa以上，渗透率保留率达到92％，粘度低<5mPa.s，流动性强，确保均匀安全固结。

研制的高效稳定剂体系通过物理化学作用实现储层深部微粒原位稳定和近井地带骨架重新构建。

在一实施例中，主要包括了以下步骤：

采用储层稳定体系优化软件，开展出砂半径、DX-1型储层深部多支化耐冲蚀稳砂体系和GC-1型储层近井地带高强高渗耐油稳砂体系使用浓度、使用量模拟计算。

下入储层高效稳定体系施工管柱，单层井下入23/8in、27/8in、31/2in等油管，多层井下入一体化注入管柱，该管柱一次下入，能够实现纵向各小层化学剂稳砂体系、充填砾石或覆膜砂等选择性注入。

确定的用量分层注入稳砂体系，DX-1型储层深部多支化耐冲蚀稳砂体系处理半径一般为3-5米、GC-1型储层近井地带高强高渗耐油稳砂体系处理半径一般为1-3米。

关井反应、侯凝24-72小时，起出施工管柱(单层井无需起出施工管柱)，并记录井口压力。

下入探冲砂或钻塞管柱，探冲或钻至设计井深(单层井采用原井施工管柱冲砂即可)，洗井干净。

步骤104，储层近井亏空坍塌高强高渗人工井壁重构技术。

储层流体流速在近井和炮眼远大于在深部流速，因此随着砂岩油藏开发进入开发高含水中后期，微粒运移加剧导致近井严重亏空，甚至出现井壁坍塌，储层严重失稳，套破现象增多。

单纯注入化学稳定体系无法满足砂岩油藏高含水中后期大压差生产对近井高强高渗储层要求。

研发了高强高渗人工井壁重构技术，防止近井储层再次坍塌，支撑保持储层长期稳定。

从图3可以看出，疏松砂岩油藏高含水后期，随采液强度增大、含水升高，储层出砂加剧导致及近井亏空严重、甚至坍塌，如果充填层不密实，地层砂容易侵入充填层。

针对严重亏空、井壁坍塌井，目前普遍采用砾石充填防砂工艺，通过防砂车组在近井和炮眼充填石英砂、陶粒等砾石，达到防砂和支撑近井储层目的。

在常规砾石充填防砂工艺基础上，为减缓微粒运移堵塞充填层，引入了段塞式分级充填理念，远端充填小粒径砾石阻挡地层砂，近井充填大粒径砾石或覆膜砂，重构高强高渗人工井壁，排出侵入砂，保证人工重构的充填层高渗性，满足高含水后期提速提效开发要求。

考虑地层砂非均质性、采液强度等影响，对经典Saucier模型进行了发展，建立了分级充填Ⅰ级及II级砾石粒径优选模板，实现了单一粒径向分级粒径优化的突破。分级充填各级砾石粒径、砾石厚度如下表1-表3所示。

表1段塞式分级充填Ⅰ级砾石(小粒径砾石)粒径优选模板

表2I级(小粒径)与Ⅱ级(大粒径)砾石粒径匹配关系

表3不同充填强度下分级砾石用量模板

砾石充填作为一种保持储层稳定的有效手段，目前对充填层密实程度、地层砂与砾石界面、充填砾石对储层压实、嵌入混合等相关研究较少。

通过室内实验，模拟研究了砾石充填最佳终止泵压，减少了充填层对储层的过度压实，避免形成压实带，降低储层有效渗流能力。

从图4可以看出，研制的段塞式填砂实验装置可模拟充填过程，对不同类型、不同粒径砾石在不同采液强度、含水下的出砂量、渗透率进行模拟测试，为砾石充填防砂提供实验依据。

通过多段塞填砂试验，开展了孤东油田砾石充填重构人工井壁压实带模拟实验，地层砂渗透率1867md，按储层亏空理论充填量0.8倍、1.0倍、1.2倍、1.4 倍、1.6倍充填石英砂，充填不密实(0.8倍理论充填量)、充填密实(1.0-1.2 倍理论充填量)、过度充填出现压实(1.0-1.6倍理论充填量)时，砾砂界面渗透率依次为8.49md、16.7md、12.3md，可见过度充填和充填不密实，都会影响砾砂界面渗透率。

从图5可以看出，充填密实程度对挡砂效果影响较大，充填密实时充填层出砂率小于0.3％，充填不密实时充填层出砂率大幅增加，提高充填层密实程度是确保砾石防砂效果关键。

如果充填密实程度低，过砂率增大，挡砂效果变差，主要是较低的充填密实程度下砾石排列松散，流体冲击时颗粒重新排列，地层砂易侵入，易形成混砂带，砾砂界面渗流能力大幅减少。

从图6可以看出，石英砂充填层混入地层砂会导致充填层渗透率大幅下降，当地层砂混入比例20％时，充填层渗透率下降达90％，因此，砾石充填防砂合理的砾石中值比选择是关键。

根据“高砂比、少用液、高起压”原则，开展了排量、砂比、加砂强度等施工参数模拟优化，如表4所示，满足了新春、乐安等不同稠油区块高密实充填防砂要求。

表4不同稠油区块高密实充填防砂施工参数优化结果表

携砂液是重新构建人工井壁主要材料之一，目前主要采用清水(干净污水)、胍胶携砂液、聚合物携砂液三大类，为减少携砂液体系对储层伤害，研制了团聚稳砂携砂液体系。

从图7可以看出，携砂液做为充填防砂主要材料，通过在其分子链上接枝防膨基团、稳砂基团，携砂液充填同时，可实现充填砾石、地层砂稳定，确保充填层渗流能力。

该体系是在聚合物类携砂液分子链上，接枝阳离子季铵盐、有机硅基团，在保证携砂液携砂性能基础上，使其具有团聚、稳砂功能，以保持储层、充填层渗流能力稳定。

阳离子季铵盐水解的阳离子，被带负电砂岩表面吸附后，改变砂岩表面电性。

有机硅与细粉砂表面羟基发生缩合反应，增强砂粒间结合力，起到稳砂作用。

主要原理是储层砂岩表面呈电负性，Zeta电位较低，砂粒之间排斥力占主导地位，砂粒呈分散状态。团聚携砂液体系可使Zeta电位升高，砂粒间德华力 (吸引力)占主导地位，砂粒出现团聚，保持了储层微粒稳定，改善了储层和人工重建的充填层渗流能力。

在一实施例中，主要包括了以下步骤：

目标区块或目标井基础资料收集，包括渗透率等物性参数、累计出砂量、地层砂粒径、产液量、生产压差、流体粘度等资料。

通过室内模拟实验，确定最佳充填砂量、终止泵压、各级砾石粒径规格、人工充填井壁厚度。通过优化砂比、加砂时间等施工参数，减少10-30％低砂比加砂时间及砂量，增加30-60％高砂比加砂时间及砂量，提高充填层密实度。

下入重构人工井壁施工管柱，单层井下入23/8in、27/8in、31/2in等油管，多层井下入一体化注入管柱，该管柱一次下入，能够实现纵向各小层化学剂稳砂体系、充填砾石或覆膜砂等选择性注入。

采用防砂车组先充填小粒径石英砂，弥补储层亏空，降低材料成本；在炮眼附近充填可固结覆膜砂，建立高强度挡砂屏障，满足大压差生产要求。

施工过程中，通过在加砂后半程开套管、降排量顶替、提高循环充填终止泵压等现场控制技术诱导脱砂，提高近井地带充填层密实度。

关井反应、侯凝24-72小时，起出施工管柱(单层井无需起出施工管柱)，并记录井口压力。

下入探冲砂或钻塞管柱，探冲或钻至设计井深(单层井采用原井施工管柱冲砂即可)，洗井干净。

步骤105，井筒高渗流防堵塞滤砂管防砂技术。

滤砂管防砂是胜利油田主要防砂技术之一，年均实施500余井次，采用的滤砂管主要有机械、树脂滤砂管等，主要适用于出砂轻微、粒度中值较大、均质性好等砂岩油藏。

在细粉砂、高泥质及大液量井存在以下两问题：机械类滤砂管：强度高，耐冲蚀性强，但易被粉细砂、泥质和聚合物堵塞；化学类滤砂管：流通性好，但强度低、耐冲蚀性差。

研发了高渗流防堵塞滤砂管，满足了井筒低附加压差防砂要求。

滤砂管可单独作为防砂工艺措施，也可配合砾石形成筛套环空循环充填防砂工艺措施，实现地层深部稳砂、近井构建人工井壁支撑储层、井筒滤砂管支撑人工井壁三级防砂屏障，保持储层、人工井壁或充填层稳定，达到高含水后期提速提效开发要求。

通过改进机械式滤砂管筛网组合方式、基管布孔方式和保护套进液方式。

将多层相同精度筛网由重叠放置平行排列优化为不同角度交错排列，挡砂精度提高15-25％。

将不同精度筛网按内大外小放置，比内小外大放置附加压差降低12.5％，渗透率提高13.7％。

基管布孔方式由正方形布孔改进为三角形布孔，在孔间距离相等的条件下，渗流面积提高16％。

保护套进液方式由打孔直流式优化为侧向冲缝式，避免了含砂流体对筛网直接冲蚀，提高了耐冲蚀性能。

从图8可以看出，通过改进筛网式滤砂管基管补孔方式、筛网组合方式、保护套进液方式，提高了滤砂管的挡砂精度、过流面积、耐冲蚀性。

图8中1接箍；2基管；3上端环；4外保护套；5绕丝层；6筛网层。

通过优化树脂类滤砂管胶结挡砂层配方组成和成型工艺。

销钉固定式多次成型改为加装支撑纵筋一次成型，过滤器与中心管之间预留过油通道，渗流面积提高1.5倍，提高了树脂滤耐冲蚀、渗透性能和井底湿热条件下稳定性，化学滤砂管抗压强度12MPa，渗透率大于10μm²，胶结材料耐温 200℃。

可排出粒径<40um微粒，产生的附加压降仅为绕丝筛管的1/8，降低了井筒内附加阻力。

从图9可以看出，树脂滤砂管挡砂层是采用覆膜砂通过模具制备而成，通过对挡砂层配方和成型工艺改进，提高了树脂滤渗流能力、耐冲蚀性和耐温性能。

步骤106，储层渗流能力恢复处理体系

砂岩油藏进入开发后期，部分高泥质、细粉砂油藏、稠油油藏、聚驱油藏近井出现胶状聚合物、固相颗粒堵塞堵塞。

开展储层深部稳砂、近井人工充填井壁构建等多级稳定防砂前，需配套储层渗流能力恢复预处理工艺解除堵塞，避免堵塞物与化学稳定体系、充填砾石等混合，加剧堵塞，影响防砂有效期和油井产能。

采用复合过氧化物，添加具有羟基与羧基堵塞物软化助剂，研制了有机解堵剂，对堵塞物降解率较高，8hr为64.5％，48hr达94％。

降解剂对HPAM具有较好解聚效果，65℃、10小时、1％浓度解聚剂可将HPAM溶液粘度降至约清水粘度。

有机解堵剂只能解除聚合物堵塞，对高泥质聚驱油藏无机固相颗粒，需采用无机酸液解除，为兼顾解除效率和解堵深度，形成了由土酸、多氢酸组成的无机复合酸液体系。

多氢酸是一种有机膦酸，抑制二次沉淀能力强，适合于高泥质砂岩储层处理。基本配比为5％多氢酸、10-12％盐酸、3％氢氟酸，酸液体系与地层流体混合后无分层、无沉淀、无絮凝，配伍性良好。

针对射孔段部分炮眼堵塞问题，配套高压旋转水射流和均匀射流解堵工具，恢复炮眼和近井地层渗流能力，提高聚驱油藏解堵效果。

基于变渗透率达西渗流理论建立了解堵模型，优化解堵半径2-3m即可，对于堵塞特别严重油井，解堵半径扩大至3-4m即可。

以下为应用本发明的几个具体实施例的实施效果。

实施例1：流体流速实时调控储层失稳预防工艺实施效果

流体流速实时调控储层失稳预防工艺在胜利油田胜利采油厂胜一区沙二 1-3单元13口井开展现场应用，实施后单井平均日液增加55m³/d，而监测单井平均含砂量仅增加0.005％，实现了通过生产压差优化，实时调控流体流速达到了预防储层失稳目的。

从图10可以看出，当出砂指数小1.4×10⁴MPa时，储层严重出砂。随着生产压差增大，出砂程度加剧，因此将生产压差控制在合理范围内，可以避免储层大量出砂而影响生产。

表5提液前后监测出砂情况统计表

序号	井号	提液前含砂％	提液后含砂％
				1	ST1-2-73	0.0271	0.0365
2	ST1-1X822	0.0224	0.0329
				3	ST1-2-103	0.0314	0.0402
4	ST1-2-141	0.0353	0.0485
				5	ST1-2-9	0.0234	0.0399
6	ST1-2-94	0.0242	0.0304
				7	ST1-2X104	0.0311	0.0456
8	ST1-2X112	0.0428	0.0129
				9	ST1-3-63	0.0191	0.0235
10	ST1-4-111	0.0220	0.0332
				11	ST1-4-113	0.0432	0.0456
12	ST1-4-153	0.0319	0.0414
				13	ST1-4X136	0.0984	0.0982
平均		0.0348	0.0403

实施例2：高效化学剂物化耦合储层微粒原位稳定及骨架再建技术实施效果

储层微粒原位稳定及骨架再建技术立足于储层深部、近井地带两级高效稳砂，提高了高含水期后期防砂有效期和液量。

现场应用100井次以上，施工后平均单井液量提高40％以上，防砂有效期提高到460天继续有效。统计了其中21口井，累产油1.2508万吨、累增油4786吨，平均有效期205天，最长已达420天，且继续有效。

表6储层微粒原位稳定及骨架再建技术部分井实施效果表

实施例3：储层近井亏空坍塌高强高渗人工井壁重构技术实施效果

在孤岛、孤东等油田层近井亏空坍塌井实施人工井壁重构技术约200余次，起到了很好的防砂增产效果。如GO3-15-30井实施后，与上轮单规格砾石充填同期对比，日增液35.3m³，日增油1t，动液面回升457m。

表7高强高渗人工井壁重构技术实施效果表

实施例4：井筒高渗流防堵塞滤砂管防砂技术实施效果

高渗透滤砂管在孤东、孤岛等油田应用200余井次，措施后平均单井日增液28.9m³，日增油2t，满足了高导防砂的需求。机械高渗滤砂管现场推广应用了24 口井，孤岛厂实施后单井平均日增液17.5m³,日增油1.5t，累增油3200t，平均防砂有效期已达150d，且继续有效。

表8机械式滤砂管

孤岛GD2-32CN520：精密微孔滤砂管防砂后，液量逐渐降低，防砂有效期仅有152天机械高渗滤防砂后，液量油量明显增加，有效期已达240天，且继续有效，增产效果明显。

从图11可以看出，采用机械高渗滤砂管防砂后，孤岛采油厂GD2-32CN520油井液量、油量明显增加，增产效果明显。

树脂滤砂管现场应用41口井，孤岛厂实施后单井平均日增液17.5m³,日增油1.5t，累增油7600t，平均防砂有效期170d，且继续有效，效果显著。

表9树脂滤砂管实施效果

孤岛GDN4-08：后续水驱油井，实施前砾石充填防砂后液量逐渐降低，后期日液33.7t，日油1.1t。实施后树脂滤防砂后，日液80t，日油7.2t。

从图12可以看出，孤岛采油厂GDN4-08井采用树脂高渗滤砂管防砂后液量、油量大幅增加，取得了明显增产效果。

Claims (14)

1.砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，该砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法包括：

步骤1，建立储层失稳模型及失稳程度判别方法；

步骤2，进行基于流体流速实时调控的储层失稳预防；

步骤3，进行高效化学剂物化耦合储层原位稳定及骨架再建；

步骤4，进行储层近井亏空坍塌高强高渗人工井壁重构；

步骤5，进行井筒高渗流防堵塞滤砂管防砂；

步骤6，进行储层渗流能力恢复处理。

2.根据权利要求1所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，在步骤1中，耦合疏松砂岩强度参数动态模型、井周应力模型及失稳判断准则，建立了以力学分析为核心的井周失稳破坏模型，在失稳破坏模型基础上进行出砂模拟计算，形成了失稳定量评价标准。

3.根据权利要求2所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，在步骤1中，定量计算出砂临界生产压差及失稳出砂半径，明确了储层失稳级别，即一级失稳、二级失稳和三级失稳。

4.根据权利要求1所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，步骤2包括：

步骤201，采用储层动态出砂预测模型，计算目标储层不同生产压差下出砂指数，根据出砂指数判别储层出砂程度；

步骤202，计算不同生产压差下油井对应产液量；

步骤203，调节油井按较小压差连续生产24-72h，通过井口出砂实时监测系统，监测该压差下产液量及含砂量，判断该液量下油井出砂趋势；

步骤204，调节油井按中等压差即2-5MPa、较大压差即5MPa以上，分别连续生产24-72h，监测不同阶梯压差下产液量及含砂量，判断油井出砂趋势；

步骤205，调控过程中如果发现某个压差或液量下出砂量明显增大，含砂量有超过0.03-0.05％趋势，那么0.03％含砂量对应液量为该井合理液量，0.05％含砂量为该井最大液量，超过0.05％会导致储层失稳破坏，进而大量出砂躺井。

5.根据权利要求1所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，在步骤3中，针对出砂轻微储层，采用DX-1型储层深部多支化耐冲蚀稳砂体系；体系由刚性主链和多个官能团组成；酚醛-环氧树脂刚性主链热稳定性高，环氧基团活性大、易开环，通过自交联使线性分子形成体形分子，硅氧烷基团和地层砂表面硅羟基产生共价键合，NH+基团可与储层进行电性吸附，水溶性酚羟基钠、羟基和仲胺基和地层砂表面硅羟基产生氢键结合；和环氧基团产生共价键合。

6.根据权利要求5所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，在步骤3中，针对出砂中等储层，采用GC-1型储层近井高强高渗耐油稳砂体系；体系是在环氧树脂主链接枝亲油、亲水基团合成了耐油稳砂剂主剂，并添加了固化剂，形成了耐油稳砂剂基本配方：细粉石英砂、活性固砂剂、γ-缩水甘油醚氧丙基三甲氧基硅烷、改性胺类固化剂、软化剂质量比为100:10:8:10:15。

7.根据权利要求6所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，步骤3包括：

步骤301，开展出砂半径、DX-1型储层深部多支化耐冲蚀稳砂体系和GC-1型储层近井地带高强高渗耐油稳砂体系使用浓度、使用量模拟计算；

步骤302，下入储层高效稳定体系施工管柱，单层井下入23/8in、27/8in、31/2in这些油管，多层井下入一体化注入管柱；

步骤303，确定的用量分层注入稳砂体系，DX-1型储层深部多支化耐冲蚀稳砂体系处理半径为3-5米、GC-1型储层近井地带高强高渗耐油稳砂体系处理半径为1-3米；

步骤304，关井反应、侯凝24-72小时，起出施工管柱，并记录井口压力；

步骤305，下入探冲砂或钻塞管柱，探冲或钻至设计井深，洗井干净。

8.根据权利要求1所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，步骤4包括：

步骤401，进行目标区块或目标井基础资料收集，包括渗透率物性参数、累计出砂量、地层砂粒径、产液量、生产压差、流体粘度这些资料；

步骤402，通过室内模拟实验，确定最佳充填砂量、终止泵压、各级砾石粒径规格、人工充填井壁厚度；通过优化砂比、加砂时间这些施工参数，减少10-30％低砂比加砂时间及砂量，增加30-60％高砂比加砂时间及砂量，提高充填层密实度；

步骤403，下入重构人工井壁施工管柱，单层井下入23/8in、27/8in、31/2in这些油管，多层井下入一体化注入管柱；

步骤404，采用防砂车组先充填小粒径石英砂，弥补储层亏空，降低材料成本；在炮眼附近充填可固结覆膜砂，建立高强度挡砂屏障，满足大压差生产要求；

步骤405，施工过程中，通过在加砂后半程开套管、降排量顶替、提高循环充填终止泵压这些现场控制技术诱导脱砂，提高近井地带充填层密实度；

步骤406，关井反应、侯凝24-72小时，起出施工管柱，并记录井口压力；

步骤407，下入探冲砂或钻塞管柱，探冲或钻至设计井深，洗井干净。

9.根据权利要求1所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，在步骤5中，采用高渗流防堵塞滤砂管，满足了井筒低附加压差防砂要求；通过改进机械式滤砂管筛网组合方式、基管布孔方式和保护套进液方式,提高了滤砂管渗流能力；将多层相同精度筛网由重叠放置平行排列优化为不同角度交错排列；将不同精度筛网按内大外小放置；基管布孔方式由正方形布孔改进为三角形布孔；保护套进液方式由打孔直流式优化为侧向冲缝式。

10.根据权利要求9所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，在步骤5中，通过优化树脂类滤砂管胶结挡砂层配方组成和成型工艺，提高了树脂滤砂管胶结强度和抗堵塞能力；销钉固定式多次成型改为加装支撑纵筋一次成型，过滤器与中心管之间预留过油通道；树脂滤砂管挡砂层是采用覆膜砂通过模具制备而成。

11.根据权利要求1所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，在步骤6中，采用复合过氧化物，添加具有羟基与羧基堵塞物软化助剂，研制了有机解堵剂；采用对HPAM具有较好解聚效果的降解剂；对高泥质聚驱油藏无机固相颗粒，采用无机酸液解除，兼顾解除效率和解堵深度，形成了由土酸、多氢酸组成的无机复合酸液体系。

12.根据权利要求11所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，在步骤6中，采用的多氢酸为一种有机膦酸，基本配比为5％多氢酸、10-12％盐酸、3％氢氟酸。

13.根据权利要求11所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，在步骤6中，针对射孔段部分炮眼堵塞问题，配套高压旋转水射流和均匀射流解堵工具，恢复炮眼和近井地层渗流能力。

14.根据权利要求11所述的砂岩油藏高含水后期多级稳定长效防砂工艺方法，其特征在于，在步骤6中，基于变渗透率达西渗流理论建立了解堵模型，优化解堵半径2-3m即可，对于堵塞特别严重油井，解堵半径扩大至3-4m即可。

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