孤岛油田稠油热采防砂技术及设计方案.doc

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1、摘 要本文针对孤岛油田开发过程中稠油油井出砂和防砂存在的问题，对防砂方法和相应的配套工艺技术进行了筛选和改进。粉细砂岩油井由于埋藏浅、地层压实程度低、胶结疏松，在较大生产压差下容易出砂。研究表明，采用油并分级砾石充填防砂方法，并辅以物理解堵工艺和粘土防膨工艺，能明显增加油井产量、延长防砂有效期。稠油热采井由于地层疏松以及高温高压蒸汽的注入和高强度的采液，对油层产生了极大的冲击和破坏，这是造成稠油热采井出砂的原因。通过室内试验和研究，确定了采用注汽前化学一机械复合防砂一次性工艺以及高孔密射孔和地层深部处理配套技术，达到了提高稠油热采吞吐效果和防砂的目的。孤岛油田属于胶结疏松的砂岩油藏，随生产压差

2、增大容易出砂。本文对影响出砂因素进行了分析，研究了剪切、拉伸对砂岩的破坏机理，总结了出砂预测方法，进而对防砂方法和相应配套工艺技术进行了筛选和改进。关键词：油井防砂方法；油井生产配套工艺；孤岛油田AbstractAccording to the problems of sand production and sand control in the Gudao oil field,the mechanisms of sand production in various wells were analyzed,and the sand control methods and matching te

3、chnology were studied in this thesis.The fine siltstone reservoir is likely to produce sand under larger pressure drops because of its shallow depth,worse compaction and unconsolidated. To process such wells, graduated gravel packing combined with the physical unplugging technology and the clay expa

4、nding protection technology was used.During the thermal recovery of heavy-oil,the injection of steam under high pressure and high temperature and the production with high rate,the chemical-mechanical sanding control method before the injection of steam and matching technology were selected.Using suc

5、h methods can greatly improve the effect of steam soak during the heavy oil recovery.Gudao Oil Field is a sandstone reservore cementing loosely which is easy to produce sand under larger pressure drops .In this article, we will analyze the reasons such as the geological factors,the explortation fact

6、ors and the well completion factors and the well completion factors that leads to the sand production.And we do some research to the destroying mechanism of shera force and tensile force.Then we concluded some methods to forcast the sand production and mimprove the sand conteol methods and matching

7、technology. During the thermal recovery of heavy-oil,the injection lf steam under high pressure and high temperature and the production with high rate,the chemical-mechanical sanding control method before the injection of steam and matching technology were selected.Key words: sand control；matching t

8、echnology of oil production；Gudao oil field目 录1 绪 论11.1 研究的目的和意义11.2 国内外研究现状11.3 研究的目标、技术路线及所完成的工作31.3.1 研究的目标31.3.2 技术路线42 出砂原因和出砂机理52.1 出砂因素52.1.1 水平构造作用力下的胶结地层易出砂52.1.2 地层胶结疏松，容易出砂62.1.3 流体性质72.1.4 其它影响出砂因素72.2 油层出砂机理72.2.1 剪切破坏机理82.2.2 拉伸破坏机理92.2.3 微粒运移103 稠油井防砂技术调查113.1 孤岛油田稠油开发概况113.2 稠油热采一次防砂

9、工艺的研究123.2.1 稠油热采一次防砂工艺防砂机理123.2.2 割缝管防砂工艺的调研133.3 配套工艺技术研究193.3.1 高温防砂剂强度及耐温性能的研究193.3.2 射孔工艺203.3.3 深部处理油层技术213.4 现场应用效果分析213.5 小结224 方案设计234.1 完善实验数据234.2 增加射孔密度234.3 高温防砂剂优化234.4 油层深部处理234.5 防砂割缝筛管设计244.6 环空充填砂砾粒度的确定245 结论及建议255.1 结论255.2 建议25致 谢26参考文献271 绪 论1.1 研究的目的和意义自1971年孤岛油田投入开发以来，影响开发生产的主

10、要矛盾一直是砂、稠、水。进入90年代后，孤岛油田主力油层进入特高含水期开采阶段，经过长期的注水、大泵提液、强注强采以及Ng1+2油层、稠油低品位油藏的动用，油层状况发生了很大的变化，砂埋油层、砂卡油管、砂磨油泵等“砂害”更加严重和复杂化。常规的、单一的防砂工艺技术己难以满足开发生产需要，造成很大一部分油井因防砂失败而无法正常生产或长期停产。因此，及时进行防砂技术研究与应用，对孤岛油田的稳产、高产具有重要的意义。针对孤岛油田生产变化，需要不断对稠油井防砂技术及配套工艺进行研究，以达到稳产、高产的效果，同时为国内类似油田开发提供技术依据。1.2 国内外研究现状国外油气井防砂工艺技术研究起步较早，最

11、初采用限产的办法来控制油气井出砂，1932年开始采用砾石充填方法，目前国外在油气井防砂方面主要以机械防砂为主，约占防砂作业的90%，其中绕丝筛管砾石充填经过不断的完善和发展，到八十年代己发展成为一项较成熟的技术，如美国的贝克一休斯公司，道威尔一斯伦贝谢公司，哈里伯顿公司等都拥有自己专门的防砂器材、施工设备和施工工艺，从砾石充填工具、封隔器、滤砂管、泵送设备到施工液、化学药剂、技术咨询、现场服务等形式一条龙服务。随着油田的进一步开发，为满足其复杂性和多样性的要求，减少油井作业成本和修井费用，现在又相继研究开发出各种类型的滤砂管、可膨胀性割缝筛管和压裂防砂、过油管防砂等防砂工艺技术。化学防砂六十年

12、代在美国墨西哥湾地区曾占据防砂作业的主导地位，但由于机械防砂的完善和发展，其主导地位逐渐被后者所取代。进入九十年代后，性能较好的固砂剂不断出现，化学防砂的前景又趋看好。目前，国外化学防砂主要有树脂防砂、树脂深层砾石防砂、焊接玻璃固砂及四氯化硅固砂等方法，基本可满足某些特殊出砂井的防砂需要。国内防砂工艺技术的发展已有数十年的历史，其中起步较早，防砂工艺技术比较配套，已形成规模的研究单位是胜利油田防砂中心，该中心是1982年在联合国开发计划署资助下创立的，是全国唯一一所油气井防砂技术研究中心。近几年，辽河油田、大港油田在油气井防砂方面也作了大量工作，使防砂工具器材及防砂工艺等有了进一步发展，丰富和

13、提高了国内防砂工艺技术水平。国内化学防砂在60年代开始研究应用，很快形成能力，酚醛树脂溶液地下合成、水带干灰砂等多种防砂工艺，成为当时主要的防砂方法。随着油田的深入开发，70年代开始了机械防砂的研究，首先研制成了环氧树脂滤砂管并广泛应用，取得了良好的效果；进入80年代，在学习国外技术的基础上，又研制开发了以绕丝筛管砾石充填为主导的机械防砂技术；到了90年代，多种防砂工艺技术获得了广泛应用。目前国内己形成机械防砂、化学防砂工艺和复合防砂工艺三大体系的油气水井防砂工艺技术。近年来，国内机械防砂工艺技术发展较快，相继研究开发、发展了绕丝筛管砾石充填防砂工艺、树脂滤砂管防砂工艺、金属棉滤砂管防砂工艺、

14、双层预充填筛管防砂工艺、金属毡滤砂管防砂工艺等多种防砂工艺技术，可适用于常规井、热采井等不同类型油气水井防砂，仅胜利油田防砂中心在国内陆上、海上十几个油田现场应用9000余井次，施工成功率达90%以上；化学防砂近几年发展也很快，常用的化学防砂工艺主要有：酚醛溶液合成防砂、水带干灰砂人工井壁防砂、水泥砂浆人工井壁防砂、酚醛树脂核桃壳人工井壁防砂、脉醛树脂核桃壳人工井壁防砂、树脂涂层砂防砂等。化学防砂由于其施工简单，防砂后井内无异物而受到现场施工人员的欢迎，目前该项技术已累计施工数千井次，成功率达到了75%以上，取得了良好的防砂和增油效果，对孤东、孤岛等油田的高效开发发挥了重要作用。复合防砂是近几

15、年研究开发的一项新型防砂工艺，它是针对地层亏空的老井或地层砂较细的井而采用的一种综合防砂工艺，是将化学防砂和机械防砂有机结合起来的一种复合防砂工艺。由于机械防砂和化学防砂的方法、种类繁多，由此形成的复合防砂方法也就多种多样。目前应用较广的主要有涂料砂加滤砂管与涂料砂加砾石充填两大类，该项技术在胜利、大港及青海油田进行了现场应用，防砂效果良好，保证了油井的正常生产。随着压裂技术和连续油管、过油管技术的不断进步，近几年，压裂防砂和过油管防砂工艺技术在国外发展迅速，并己形成规模，大量进入现场应用，取得了较好的防砂与增油效果。目前国内己开展了压裂防砂的研究，除了国外常用的端部脱砂压裂防砂工艺外，另外有

16、所突破，现场应用方面也取得了良好的效果。胜利油田井下作业公司研究开发的PS防砂工艺技术，吸取了国外压裂防砂技术的长处，并有所创新，具备自己的特点，不仅在国内占有了一席之地，在土库曼司坦更是获得了前所未有的成功。过油管技术目前国内还未着手这方面的研究工作，但该项工艺对中后期低产井、海上油井和套管损害严重的井意义尤其重大，它不仅可以大大减少油井的修井费用，而且可以解决常规防砂技术无法解决的难题，经济效益显著。因此，目前国内迫切需要进行过油管防砂工艺技术方面的研究和应用。1.3 研究的目标、技术路线及所完成的工作1.3.1 研究的目标疏松砂岩油藏在我国分布范围广、储量大，其油井产量在原油总产量中占有

17、十分重要的地位，如我国的胜利、辽河、华北、大港以及渤海、南海等油田，其疏松砂岩油藏储量非常丰富。疏松砂岩油藏开采中的主要矛盾之一是油层出砂。油层出砂可分为游离砂和骨架砂，现场实践与室内试验均表明：游离砂随流体进入井内的程度取决于井底压差、储集层物性和采出液的物理性质，并随压差线性增大，这种类型的出砂在疏松油藏开发中不可避免地存在，一般属于不稳定出砂，量少且其它生产条件不变时递减很快，对生产的影响较小。骨架砂破坏后成为自由砂是油气井出砂的重要来源，这是防砂治砂的主要对象。由于油藏岩石的疏松程度以及油藏的温度、压力、流体性质、钻井完井措施等不同，各油藏及油井的出砂情况也不一样，有的油井只要一开井生

18、产就会出砂；而有的油井只是在作业强度、生产压差、地层压力、含水程度等参数超过某一限值时才出砂。因此，各个区块或油藏都有其各自的出砂原因，只有有针对性地进行相应的研究，开展出砂机理和出砂原因的研究和分析，找出各区块或油藏的出砂原因、出砂规律，确定防砂原则，进行防砂方法优化选择，从而在此基础上拟定切实可行的防砂措施。本文针对孤岛油田开发过程中油井出砂和防砂存在的问题，通过室内试验，对不同类型油井的出砂机理进行了研究，对防砂方法和相应的配套工艺技术进行了筛选并提出改进意见。1.3.2 技术路线以油藏出砂的基本理论为蓝本，充分运用国内外比较成熟先进的防砂技术与工艺，围绕孤岛油田原有常规的，单一的出砂预

19、测的方法研究和防砂方法的选择。展开到稠油热采井的出砂预测的方法研究和防砂方法的选择，复合防砂工艺研究与应用。2 出砂原因和出砂机理影响地层出砂的因素大体划分为三大类1，即地质因素、开采因素和完井因素。第一类因素由地层和油藏性质决定（包括构造应力、沉积相、岩石颗粒大小、形状、岩矿组成，胶结物及胶结程度，流体类型及性质等），这是先天形成的，当然在开发过程中，由于生产条件的改变会对岩石和流体产生不同程度的影响，从而改善或恶化出砂程度；第二、三类因素主要是指生产条件改变对出砂的直接影响，很多是可以由人控制的，包括油层压力及生产压差，液流速度，多相流动及相对渗透率，毛细管作用，弹孔及地层损害，含水变化，

20、生产作业及射孔工艺条件等。通过寻找这些因素与出砂之间的内在关系，可以有目的地创造良好的生产条件来避免或减缓出砂。2.1 出砂因素2.1.1 水平构造作用力下的胶结地层易出砂由岩石力学理论1可知：在疏松砂岩地层中只要完成钻井，则在井壁附近总是存在一个塑性变形地带，塑性带的稳定条件是2： （2-1） （2-2）式中：1最大主应力，MPa；p0地层孔隙压力，MPa；s0岩石固有剪切强度，MPa；破坏角；内摩擦角。对于疏松砂岩，一般地：， 则（2-1）式右端。左端表示岩石颗粒承受的有效径向应力，可见（2-1）式左端径向应力，则会破坏其稳定条件，使塑性半径向外扩张，即骨架结构失去平衡，开始出砂。由于在断

21、层附近或构造部位，原构造应力很大，己经局部破坏了原有的内部骨架（己产生局部天然节理和微裂隙），故s0更低。换言之，这些部位是地层强度最弱的部位，也是最易出砂的部位和出砂最严重的地区。断层附近或构造顶部区域是出砂最剧烈的区域，而远离断层和构造低部位区域出砂程度相对缓和。但是如果地层有一定胶结，孔隙度降低，很小的地球运动也会引起较大的定向地层应力，破坏地层原始结构，挤压胶结物及砂粒，导致出砂。2.1.2 地层胶结疏松，容易出砂颗粒胶结程度是影响出砂的主要因素3，胶结性能是否良好又和地层埋深，胶结物种类、数量和胶结方式、颗粒尺寸形状密切相关。表示胶结程度的物理量是地层岩石强度。关于胶结物，主要是看其

22、种类。钙质胶结为主的砂岩较致密，地层强度高。而以泥质胶结的砂岩较疏松，强度较低（此外泥质胶结物性能不稳定，易受外界条件干扰而破坏胶结）。胶结方式中以孔隙式胶结性能最好，其它如孔隙一接触式、接触式的胶结强度较低。颗粒的大小，形状及分选性也影响胶结强度，细的分选差而带有棱角的颗粒其胶结较好（其它条件相同时），反之粗颗粒分选好的园颗粒则表现为弱胶结。薄片分析结果表明4，如果砂岩颗粒为点接触，油层压实作用较弱，地层胶结类型为接触式，胶结物以粘土矿物为主，地层的这些性质决定了地层具备地层出砂的内在条件。从岩石力学的角度分析5，地层的胶结性质直接影响了岩石颗粒固有的剪切强度（见图2-l），低的地层强度是造

23、成地层出砂的主要内在因素。在生产过程中，流体流动的剪切破坏克服了砂粒之间的聚合力（岩石强度），使油井出砂。原油粘度越高，生产过程中与岩石表面产生的切力越大，携砂能力越强，造成的出砂就会加重。2.1.3 流体性质岩石的固结力还包括地层流体与颗粒之间的毛细管作用力。若含油饱和度越高，则胶结较好（其它对比条件相同），反之若含油饱和度低，则胶结程度下降。这是因为油相颗粒界面张力较大的原故。当然原油粘度也对胶结强度产生影响，稠油的毛细管作用力小于稀油。此外，毛管作用力大小还受颗粒表面润湿性的影响。若强亲水，则易与水牢固结合，内聚力就增加。原油性质较差，在生产中，施加在岩石颗粒上的拖曳力大，易造成出砂。2

24、.1.4 其它影响出砂因素原油粘度变化和岩石表面润湿性变化也会对出砂产生一定影响。若油藏压力下降造成原油脱气，原油粘度增加，从而增大对岩石颗粒的剪切作用力，而胶结疏松的砂岩抗剪切强度较低，易产生剪切破坏使砂粒脱落随油流运移到井底。此外，油/水乳化（在中、低含水阶段）也使原油变稠难于流动，这容易造成出砂。稠油井往往是出砂井，粘度越高，出砂越严重。若在油井作业处理过程中，应用了不适当的某些表面活性剂，使地层原亲水表面变成亲油表面使毛细管作用力由动力变成了流动阻力，加剧了出砂。2.2 油层出砂机理油井出砂通常是由于井底附近地带的岩层结构遭受破坏引起的6，其中，弱固结或中等胶结砂岩油层的出砂现象较为严

25、重。由于这类岩石胶结性差，强度低，一般在较大的生产压差下，就容易造成井底周围地层发生破坏而出砂。油井出砂与油藏深度、压力、流速、地层胶结情况、压缩率和自然渗透率、流体种类和相态（油、气、水的情况）、地层性质等有直接的关系。从力学角度分析油层出砂有两个机理：即剪切破坏机理和拉伸破坏机理，前者是炮孔周围应力作用的结果，与过低的井底压力和过大的生产压差有关；后者则是开采过程中流体作用于炮孔周围地层颗粒上的拖曳力所致，与过高的开采速度或过大的流体速度有关。这两个机理相互作用，相互影响。除上述两个机理外，还有微粒运移出砂机理，包括地层中粘土颗粒的运移，因为这会导致井底周围地层的渗透率降低，从而增大流体的

26、拖曳力，并可能诱发固相颗粒的产出。2.2.1 剪切破坏机理在未打开油层之前，地层内部应力系统是平衡的；打开油层后，在近井地带，地层应力平衡状态被破坏，当岩石颗粒承受的应力超过岩石自身的抗剪或抗压强度，地层或者塑性变形或者发生坍塌。在地层流体产出时，地层砂就会被携带进入井底，造成出砂7。图2-1 炮眼周围地层受损情况 图2-1是射孔造成弱固结的砂岩破坏的示意图。射孔使炮孔周围往外岩石依次可以分为颗粒压碎、岩石重塑、塑性受损及变化较小的较小受损区。远离炮孔的A区是大范围的弹性区，其受损小，BIBZ区是一个弹塑性区，包括塑性硬化和软化，地层具有不同程度的受损，C区是一个完全损坏区，岩石经受了重新塑化

27、，近于产生完全塑性状态的应变。紧挨炮孔周围的岩石受到剧烈震动被压碎，一部分水泥环也受到松动损害。从力学角度分析，这种条件下的油层出砂机理，为剪切（压缩）破坏机理，力学机理是近井地层岩石所受的剪应力超过了岩石固有的抗剪切强度。形成剪切破坏的主要因素是油藏压力的衰减或生产压差过大，如果油藏能量得不到及时补充或注水效果差或者生产压差超过岩石的强度，都会造成地层的应力平衡失稳，形成剪切破坏。由于井筒及射孔孔眼附近岩石所受周向应力及径向应力差过大，造成岩石剪切破坏，离井筒或射孔孔眼的距离不同，产生破坏的程度也不同，从炮眼向外可依次分为：颗粒压碎区、岩石重塑区、塑性受损区及变化较小的未受损区。若岩石的抗剪

28、切强度低，抵抗不住孔周围的周向、径向应力差引起的剪切破坏，井壁附近岩石将产生塑性破坏，引起出砂。2.2.2 拉伸破坏机理拉伸破坏是地层出砂的另一机理8。在开采过程中，流体由油藏渗流至井筒，沿程会与地层颗粒产生摩擦，流速越大，摩擦力越大，施加在岩石颗粒表面的拖曳力越大，即岩石颗粒前后的压力梯度越大。如下图：图2-2 拉伸破坏微观模型示意图流体对岩石的拉伸破坏在炮眼周围是非常明显的，由于过流面积减小，流体在炮眼周围形成汇聚流，流速远大于地层内部，另外，近井地带流体易脱气，粘度增大，对岩石颗粒的拖曳力也会增加。实际上，剪切和拉伸两种机理将同时起作用且会相互影响，受剪切破坏的地层会对流体的拖曳力更加敏

29、感。当剪切破坏是主要机理的情况下，流体流动对携带颗粒进入到井里也是很重要的。一般来说，地层剪切破坏引发地层的“突发性大量出砂”，而拉伸破坏引起地层“细砂长流”。出砂使孔穴通道增大，而孔穴增大又导致流速降低，从而使出砂有“趋停”趋势。因此，拉伸破坏有“自稳性”效应。2.2.3 微粒运移在疏松砂岩油藏，地层内部存在着大量的自由微粒，在流体流动时，微粒会在地层内部运移，直至井筒。如果这些微粒在被地层孔喉阻挡后，会使流体渗流阻力局部增大，增大了流体对岩石的拖曳力，未被阻挡的更细微粒随流体进入井筒，造成出砂。3 稠油井防砂技术调查3.1 孤岛油田稠油开发概况孤岛油田的稠油主要分布在位于底部的Ng5-Ng

30、6砂层组及边部的Ng3-4砂层组，储量丰富。该砂层组渗透性好，胶结疏松，非均质性强，岩性以粉细砂岩和细砂岩为主，胶结物以泥质为主，油藏埋深12001400m，油层厚度516m，平均孔隙度30.033.0%，空气渗透率1.652.035103m2含油饱和度60.061.5%，地面脱气原油粘度（50时）300035000mPas，原油相对密度0.951.00g/cm3，地层水矿化度500035000mg/l，泥质含量10-20%，净总比0.630.82。目前已形成了中一区Ng5、中二北Ng5等六个热采区9个开发单元，蒸汽吞吐含油面积15.7Km2，地质储量2525104t。表3-1孤岛油田稠油热采

31、区地质基础数据表效果防砂工艺粒度中值（mm)泥质含量（%）原油密度（g/cm3）原油粘度（mPas)孔隙度（%）渗透率（m2）含油饱和度（%）中二北Ng50.137.50.981.00300015000362.03560.0中二中东Ng50.157.50.981.00350010000311.65061.2中一区Ng50.126.07.50.981.00300015000362.03560.0孤北Ng3-40.116.68.00.981.00590024561321.26462.0中区Ng60.126.07.50.981.00230014000321.33262.5B210.127.50.97

32、0.9815003000310.450.865.0孤岛油田的原油对温度非常敏感，原油温度每上升10，粘度下降一半以上。根据这个特点，孤岛油田稠油油藏的开发采用了蒸汽吞吐热采和井筒加热采油的方式，在历年的开发生产过程中取得了比较好的开发效果。从1991年8月开始稠油注蒸汽吞吐热采试验，到已有六个区块投入开发，现有注蒸汽吞吐井300口，开井252口，日产油1600吨。3.2 稠油热采一次防砂工艺的研究随着稠油油藏开发技术的不断发展，形成了注汽前高温涂敷砂防砂、注汽后绕丝筛管防砂为主的稠油热采配套防砂工艺技术。从油田的防砂现状来看，现有防砂工艺技术基本能够满足生产要求，但也出现了一些难以解决的问题，

33、如绕丝筛管防砂施工复杂，在斜井或套损井上防砂有效率低，在热采井影响了热采效率等。稠油热采一次防砂工艺就是注汽前进行化学一机械综合防砂，注汽后直接下泵生产的稠油热采防砂工艺。要使该项工艺能够满足稠油热采高强度注汽和高强度采液的要求，实现一次防砂两（多）轮注汽生产，就必须对其防砂机理及影响因素进行全面地分析和研究，对工艺进行有针对性的改进和完善，才能满足稠油热采生产需求。3.2.1 稠油热采一次防砂工艺防砂机理稠油热采一次防砂工艺的防砂10机理是：首先在油层近井地带充填高温防砂剂（高温涂敷砂、RC-G高温防砂剂等），形成第一级挡砂屏障，生产时阻挡地层砂运移至近井地带。然后在油层部位下入机械防砂工具

34、（绕丝管、割缝管等）后进行环空充填石英砂，在油层部位形成完整的挡砂屏障，生产时阻挡地层砂进入井筒，达到防砂的目的。注汽时高温防砂剂固结形成的高强度挡砂屏障能阻挡环空石英砂进入地层，保证注汽正常进行。图3-2是稠油热采一次防砂工艺机理示意图。图 3-2 稠油热采一次防砂工艺机理图在稠油热采井一次防砂工艺机理图上，把由机械防砂工具环空充填砂地层充填高温防砂剂组成的现场大面积完整的挡砂屏障作为研究对象，对影响稠油热采并挡砂屏障性能的因素进行研究和分析。研究表明，影响稠油热采井挡砂屏障性能的主要因素为挡砂屏障本身的强度和完整性。它包括地层充填高温防砂剂的性能和固结强度、井筒内机械防砂工具的性能及强度，

35、而其中地层充填高温防砂剂的性能和固结强度是最重要的因素，它还包括环空充填砂及地层充填高温防砂剂的密实程度等。通过以上的分析，找出影响稠油热采井挡砂屏障的诸多因素，针对这些因素，对稠油热采一次防砂工艺进行如下研究和改进。3.2.2 割缝管防砂工艺的调研在整个稠油热采一次防砂挡砂屏障中11，机械防砂工具的作用是十分重要的。它不仅影响油井的正常注汽和生产，而且还影响着油井的后期处理难度。针对孤岛油田稠油热采生产中绕丝管因强度较低注汽后易出砂，失效后需大修处理的生产现状，利用国内激光及刀具割缝技术，进行了割缝筛管防砂工艺的调研工作。割缝筛管优化设计割缝筛管是用油田标准的管材来制造的，即在管子壁上割出一

36、系列纵向的“缝”，现在一般采用激光来割缝。割缝端面的形状可以是直槽形或梯形。梯形断面的割缝管子外表面的缝宽比内表面的缝宽稍窄。这种形状割缝的横断面象倒置的“V”字，它不容易被堵塞，因此任何通过了割缝的外表面开口的砂粒都能继续流入割缝衬管内，而不会堵塞在割缝处。割缝缝筛管设计时，需要确定以下参数：（1）缝眼梯形夹角。一般取12度左右。（2）缝口宽度。梯形缝眼的小底边宽度用下式计算： （3-1）式中：地层砂筛析曲线重量累积百分数为10%对应的砂的直径， mm；e缝口宽度，mm。（3）缝眼排列方式。一般采用平行轴向方向交错排列方式。（4）缝眼长度。平行割缝衬管取L=50300mm，垂直割缝取L=20

37、50mm，小直径高强度衬管取大值，大直径低强度衬管取小值。（5）缝眼纵向间距。一般取0.7L。（6）缝眼数量。保证衬管强度的前提下尽量增大流通面积，一般取缝眼总面积为衬管外表面积的2%。 （3-2）式中：n缝眼数量；缝眼总面积和筛管外表面积的比值，一般取2%；F每米割缝衬管的外表面积，mm2/m根据孤岛油田稠油热采井的生产现状，结合现场填砂施工的合理性和处理的方便性，对割缝筛管进行如下优化设计。（1）管材选择根据现有研究条件和孤岛油田油井套管规格，对割缝筛管管材作如下选择：139.7mm套管，89.7mm油管；177.8mm套管，114.3mm油管。从采油技术手册上查出，上述所有管材的抗拉载荷

38、均在50kN以上，能够满足现场作业要求。（2）割缝筛管筛缝宽度的确定A、地层充填砂砾粒度的确定地层充填砂砾的作用是通过稳定井壁和抑制地层砂的运移来防止地层出砂。选择的原则是砂砾能完全阻挡住地层砂，即砂砾粒度中值为地层砂的4倍；最大粒径为地层砂粒度中值的56倍；最小粒径为地层砂粒度中值的24倍。孤岛油田主力开发油层为馆陶组油层，根据地层砂粒度的差别及油层位置可分为馆1+2层段（地层砂平均粒度中值为0.12mm）、馆3以下层段（地层砂平均粒度中值为0.15mm）。经过计算，确定地层充填砂砾粒度为：馆1+2层段粒度中值为0.48mm，最大粒径0.6mm，最小粒径0.3mm；馆3以下层段粒度中值为0.

39、6mm，最大粒径0.8mm，最小粒径0.4mm。B、环空充填砂砾粒度的确定环空充填砂砾的作用是通过稳定割缝筛管和抑制地层充填砂（及地层砂）的运移来防止地层出砂，选择的原则是砂砾粒度必须大于（或等于）地层充填砂粒度，因此可根据地层充填砂粒度确定环空充填砂粒度。确定环空充填砂砾粒度为：粒度中值为0.65mm，最大粒径0.8mm，最小粒径0.5mm。C、筛缝宽度的确定割缝筛管筛缝宽度选择的原则是缝隙必须挡住充填的所有砂砾，即： （3-3）式中：b割缝筛管筛缝宽度，mm；D砾min环空充填砂砾最小粒径，mm。经计算，确定筛缝宽度为：馆1+2层段b=0.3mm；馆3以下层段b=0.350.4mm。（3）

40、割缝筛管几何形状的确定根据研究，确定筛缝为矩形缝，单体缝长为80mm，轴向缝间距为20mm，89.7mm割缝筛管的圆周缝分布为30条/周，114.3mm割缝筛管的圆周缝分布为48条/周。图3-3为割缝筛管实物图。图3-3 割缝筛管实物图（4）割缝筛管的防腐由于割缝筛管工作在井下高温高压的流体中，流体中含有腐蚀性物质，为了延长割缝筛管的使用寿命，对割缝筛管进行渗氮处理，可有效地防止地下流体的腐蚀。 室内滤砂试验从孤岛油田稠油热采防砂现场采集地层砂样和充填砂样，在室内滤砂流程（如图3-4所示）中进行割缝筛管防砂性能的检验与评价。（l）试验原理通过室内流程进行渗流试验12，其原理就是将一定压力下的水

41、（或带地层砂）通过挡砂屏障，以出口返砂情况和流量变化情况验证其挡砂能力和渗流能力。图3-4 室内滤砂试验流程图（2）试验结果A、空白割缝管渗流试验将割缝筛管放入流程模拟套管中，泵入清水，观察并记录不同压力下的出口流量。根据试验结果，作渗流压力一流量曲线（如图3-5）。从图3-5可以看出：曲线、曲线、曲线的斜率依次减小，这说明0.4mm、0.35mm、0.30mm割缝筛管的渗流能力依次降低。图3-5割缝筛管流量压力曲线B、充填渗流试验将己放入割缝管的模拟套管环空按要求填满石英砂，泵入清水，观察出口返砂情况，记录不同压力下的出口流量。根据试验结果，作渗流流量压力曲线（如图3-6）。图3-6充填割缝

42、筛管流量压力曲线图3-6中曲线、曲线、曲线、曲线IV分别表示0.4mm割缝管充填以0.50.8mm石英砂、0.35mm割缝管充填以0.50.8mm石英砂、0.35mm割缝管充填以0.40.8mm石英砂、0.30mm割缝管充填以0.40.8mm石英砂。从试验情况和图4-6可以看出：试验中出口未出砂，说明充填砂与割缝筛管的匹配合理可行，渗流能力从小到大依次为：0.30mm割缝筛管，0.35mm割缝筛管，0.35mm割缝筛管，0.4mm割缝筛管。C、滤砂试验将己放入割缝筛管的模拟套管环空填满石英砂后，泵入清水，携带地层砂通过模拟套管，观察出口返砂情况，记录不同压力下的出口排量。根据试验结果，作渗流压

43、力流量曲线（如图5-7）。图中为0.4mm割缝管滤砂曲线、为0.35mm割缝管（充填0.50.8mm石英砂）滤砂曲线、为0.35mm割缝管（充填0.40.8mm石英砂）滤砂曲线、为0.30mm割缝管（充填0.40.8mm石英砂）滤砂曲线。图3-7滤砂割缝筛管流量压力曲线从试验和图3-7可以看出：试验中出口未出地层砂，说明0.30mm、0.35mm割缝筛管与0.40.8mm充填砂，0.35mm、0.40mm割缝筛管与0.50.8mm充填砂配伍性较好，具有良好的挡砂性能，能满足现场防砂生产需要；0.4mm割缝筛管渗流能力稍大于0.35mm割缝筛管；由于加入地层砂量较少，试验效果不明显，但加入量稍大

44、，又因管线太细而产生堵塞，所以本项试验结果仅作定性参考。D. 室内试验结果分析对于地层砂粒度中值小于0.12mm的地层，0.30mm割缝筛管与0.40.8mm充填砂配伍，充填后挡砂性能良好；对于地层砂粒度中值大于0.12mm的地层，0.35mm及0.4mm。两种型号的割缝筛管均与0.50.8mm充填砂配伍，充填后挡砂性能良好，0.4mm割缝筛管渗流能力大于0.35mm割缝筛管；充填石英砂及填入地层砂后，渗流能力逐渐下降，充填石英砂后下降较快，为充填前的1/121/15，再填入地层砂后渗流能力下降较慢，为充填后的1/22/3。由于割缝筛管本身的渗流能力是很大的，所以填入地层砂后的渗流能力可以满足

45、现场生产的需求。 现场应用及效果A、应用条件适用于油层出砂严重、地层亏空大的油井防砂；油井套管无破裂或严重变形；防砂井段较短（一般不超过30m）的油井；注蒸汽热采、原油粘度小于3000mPas的油井防砂。B、施工工序压井冲砂，通井至人工井底；地层填砂，探冲砂或钻塞至人工井底，下入充填管柱至设计要求位置，环空充填，丢手后起出上部管柱及全部冲砂管，按设计要求坐封，下完井管柱。C、防砂效果及分析从1997年初到2000年12月，在因出砂而停产的22口井进行了割缝筛管防砂现场试验，在22口井中有13口井为热采井，由于使用涂敷砂地层充填，在近井地带形成了有效的挡砂屏障，这样既能阻挡地层砂进入井筒，又能减

46、少注汽的影响，阻挡环空充填砂进入地层，使充填层保持完整，所以防砂效果良好。从现场应用情况来看，高温涂敷砂（0.40.8mm）地层充填。割缝筛管（0.40mm）用（0.50.8mm）砾石环空充填防砂工艺能够满足孤岛油田注汽井防砂需求，解决热采井一次性防砂。其防砂有效率在93%以上，平均有效期大于240天。而且割缝筛管本体割缝，强度高，转周作业处理较易，己转周作业的7口井皆由小修处理完成，割缝筛管起出未损伤，未变形，经过处理后可以重复使用。3.3 配套工艺技术研究3.3.1 高温防砂剂强度及耐温性能的研究在整个稠油热采一次防砂挡砂屏障当中，近井地带高温防砂剂固结形成的人工井壁要承受高强度注汽和高强

47、度采液的双重冲击13，它的强度高低和耐温性能直接决定着稠油热采井防砂成功与否。因此，重点要提高高温涂敷砂固结强度和耐温性能。高温涂敷砂是通过在石英砂表面采用物理化学的方法均匀地涂敷上一层高温粘合剂而制成的。影响其固结强度的主要因素有高温粘合剂石英砂、偶联剂的性能及配比、固结时间及固结温度等。而其中石英砂、高温粘合剂的选择受到很大限制，固结时间及固结温度随高温粘合剂的选择而定。只有通过合理选择偶联剂和合理调整配方，才能有效提高高温涂敷砂固结强度。通过查阅大量的室内研究和试验资料，筛选出了一种高温性能较好的偶联剂，并对高温涂敷砂的配方进行了合理的调整，见到了明显的效果。60条件下高温涂敷砂胶结岩芯的抗折强度由2.0MPa提高到3.5MPa以上，330高温下胶结岩芯的抗折强度由1.2M