本发明涉及油气开采技术领域，特别涉及一种油气水井防砂用充填颗粒及其制备方法和使用工艺。
背景技术：
大港油田疏松砂岩油藏发育成熟，具有埋藏浅、成岩性差、胶结疏松和泥质含量高等特点，其出砂问题成为制约油田开发的重要因素之一。为了解决油井出砂问题，多种防砂工艺技术应运而生。其中，化学防砂工艺应用较为广泛，而防砂产品在化学防砂工艺中至关重要。
现有的化学防砂工艺中，通常采用的产品为树脂溶液、固砂剂等加固井壁类防砂产品，以及塑料预包砂等人工井壁类防砂产品。
在实现本发明的过程中，本发明人发现现有技术中至少存在以下问题：
油田进入中后期开发阶段，为了提高产量，主要采用完善注水和大泵提掖的生产方式，进入地层内的大量注入水造成油层温度普遍降低。而现有的化学防砂工艺中采用的防砂产品由于井温偏低的原因，胶结强度也受到影响，防砂产品的抗压强度达不到要求，应用有效性受到严重影响。
技术实现要素：
有鉴于此，本发明提供一种油气水井防砂用充填颗粒及其制备方法和使用工艺，该充填颗粒在低温环境下可以达到较高的抗压强度，满足油水井低温情况下防砂的要求。
具体而言，包括以下的技术方案：
第一方面，本发明提供了一种油气水井防砂用充填颗粒，所述充填颗粒包括多孔灰质砂芯及包覆于所述多孔灰质砂芯表面的涂覆层；
所述涂覆层为由硅酸盐水泥熟料与添加剂溶液混合形成的薄膜；
所述多孔灰质砂芯、所述硅酸盐水泥熟料及所述添加剂溶液的质量比为100：20～40：5～15；
所述添加剂溶液包括促进剂、增强剂和溶剂，所述促进剂、所述增强剂和所述溶剂的质量比为2～7：20～30：100。
可选择地，所述充填颗粒的粒径为0.5mm～1.4mm，所述多孔灰质砂芯的粒径为0.3mm～1.2mm。
可选择地，所述促进剂为氯化锂。
可选择地，所述增强剂为钙矾石。
可选择地，所述溶剂为清水。
可选择地，所述硅酸盐水泥熟料的粒径为40μm～100μm。
可选择地，所述充填颗粒的圆球度大于0.7。
第二方面，本发明提供了一种制备第一方面所述的油气水井防砂用充填颗粒的方法，其特征在于，所述方法包括：
步骤一：将促进剂、增强剂和溶剂按照质量比为2～7：20～30：100的比例混合均匀，制备得到添加剂溶液；
步骤二：将不同粒径的多孔灰质砂芯放入混砂机中搅拌；
向所述混砂机中加入所述添加剂溶液，继续搅拌；
向所述混砂机中加入硅酸盐水泥熟料，继续搅拌，使所述硅酸盐水泥熟料和所述添加剂溶液混合均匀，并包覆于所述多孔灰质砂芯表面，形成颗粒产品；
其中，所述多孔灰质砂芯、所述添加剂溶液及所述硅酸盐水泥熟料的质量比为100：20～40：5～15；
步骤三：将所述颗粒产品进行烘干，得到所述充填颗粒。
可选择地，所述多孔灰质砂芯的颗粒粒径为0.3mm～1.2mm，所述充填颗粒的粒径为0.5mm～1.4mm。
第三方面，本发明提供了一种使用第一方面所述的油气水井防砂用充填颗粒的防砂工艺，其特征在于，所述防砂工艺包括：
步骤一：采用泵车按照1.5m3/min～2.0m3/min的排量向油井内泵入前置液，控制泵压小于预设值；
步骤二：采用所述泵车按照1.3m3/min～2.0m3/min的排量向所述油井内泵入第一预设粒径的充填颗粒，所述第一预设粒径的充填颗粒通过携砂液带入防砂目的层段，所述第一预设粒径的充填颗粒在所述油井内的用量为防砂目的层段厚度的1～1.5倍，所述第一预设粒径的充填颗粒与所述携砂液的体积比为9～16：100；
步骤三：采用所述泵车按照1.3m3/min～2.0m3/min的排量向所述油井内泵入所述第一预设粒径的充填颗粒，所述第一预设粒径的充填颗粒通过所述携砂液带入所述防砂目的层段，所述第一预设粒径的充填颗粒在所述油井内的用量为防砂目的层段厚度的1～1.5倍，所述第一预设粒径的充填颗粒与所述携砂液的体积比为16～25：100；
步骤四：采用所述泵车按照1.0m3/min～1.5m3/min的排量向所述油井内泵入第二预设粒径的充填颗粒，所述第二预设粒径的充填颗粒通过所述携砂液带入所述防砂目的层段，所述第二预设粒径的充填颗粒用量为防砂目的层段厚度的0.5～1.0倍，所述第二预设粒径的充填颗粒与所述携砂液的体积比为25～30：100；
步骤五：采用所述泵车向所述油井内泵入顶替液，直到所述油井内压力增大。
可选择地，所述第一预设粒径为0.5mm～0.7mm，所述第二预设粒径为0.7mm～1.4mm。
本发明实施例提供的技术方案的有益效果：
包覆于多孔灰质砂芯表面的涂覆层中的硅酸盐水泥熟料在遇水后胶结到一起，从而使多个充填颗粒胶结，并且硅酸盐水泥熟料的胶结强度在低温下较强，因此可保证充填颗粒在低温环境下的抗压强度；包覆于多孔灰质砂芯表面的涂覆层中的促进剂使多孔灰质砂芯与硅酸盐水泥熟料形成紧密的结合体，而增强剂分散于硅酸盐水泥熟料中，进一步增强充填颗粒的抗压强度。如此，本发明实施例提供的油气水井防砂用充填颗粒在低温环境下抗压强度较高，可满足油水井低温情况下防砂的要求。
具体实施方式
除非另有定义，本发明实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的含义相同。在对本发明实施方式作进一步地详细描述之前，对本发明实施例中的一些术语做出解释说明。
为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施方式作进一步地详细描述。
第一方面，本发明实施例提供了一种油气水井防砂用充填颗粒，该充填颗粒包括多孔灰质砂芯及包覆于多孔灰质砂芯表面的涂覆层；涂覆层为由硅酸盐水泥熟料与添加剂溶液混合形成的薄膜；多孔灰质砂芯、硅酸盐水泥熟料及添加剂溶液的质量比为100：20～40：5～15；添加剂溶液包括促进剂、增强剂和溶剂，促进剂、增强剂和溶剂的质量比为2～7：20～30：100。
本发明实施例提供的油气水井防砂用充填颗粒的防砂原理如下：
本发明实施例提供的的油气水井防砂用充填颗粒是多孔灰质砂芯颗粒及包覆于多孔灰质砂芯颗粒表面的富含添加剂的硅酸盐水泥熟料的颗粒型产品。该产品常温下呈松散状态，颗粒间互不粘连。施工时采用携砂液，将充填颗粒携带至防砂目的层段，包覆于多孔灰质砂芯表面的涂覆层中的硅酸盐水泥熟料在遇水后胶结到一起，从而使多个充填颗粒胶结，并且硅酸盐水泥熟料的抗压强度在低温下较强，因此可保证充填颗粒在低温环境下胶结后的抗压强度；包覆于多孔灰质砂芯表面的涂覆层中的促进剂使多孔灰质砂芯与硅酸盐水泥熟料形成紧密的结合体，而增强剂分散于硅酸盐水泥熟料中，进一步增强充填颗粒的抗压强度。如此，本发明实施例提供的充填颗粒在低温环境下抗压强度较高，可满足油水井低温情况下防砂的要求。
在本实施例中，充填颗粒的粒径可为0.5mm～1.4mm，采用的多孔灰质砂芯的粒径可为0.3mm～1.2mm。将粒径为0.5mm～1.4mm的充填颗粒筛分为0.5mm～0.7mm及0.7mm～1.4mm两种不同粒径的充填颗粒，在采用本实施例提供的充填颗粒进行防砂时，首先向油井内泵入粒径为0.5mm～0.7mm的充填颗粒，由携砂液携带至防砂目的层段，形成挡砂层，再向油井内泵入粒径为0.7mm～1.4mm的充填颗粒，由携砂液携带至防砂目的层段，形成高渗透生产带。
本实施例中采用的促进剂可选为氯化锂，氯化锂中的阴离子与阳离子分别与多孔灰质砂芯和硅酸盐水泥熟料中的电荷发生离子交换作用，降低了水泥颗粒的分散性，使水泥颗粒发生聚结，提高了多孔灰质砂芯和硅酸盐水泥熟料的稳定性，使多孔灰质砂芯和硅酸盐水泥熟料形成紧密的结合体，同时也可起到调节固结时间，快速固化的作用。
本实施例中采用的增强剂可选为钙矾石，适量的钙矾石分散于硅酸盐水泥熟料中，在硅酸盐水泥熟料水化过程中形成一定量的晶体状钙矾石充填于水泥颗粒间的孔隙中，密实水泥，从而可以缩短硅酸盐水泥熟料水化反应时间，加快硬化过程，进而能够提高充填颗粒的抗压强度。
在制备添加剂溶液的时候，为了溶解氯化锂和钙矾石，方便其均匀分散于硅酸盐水泥熟料，并使硅酸盐水泥熟料均匀涂覆于多孔灰质砂芯表面，所采用的溶剂可为清水。
为了便于硅酸盐水泥熟料在多孔灰质砂芯上包覆均匀，本实施例中采用的硅酸盐水泥熟料的粒径可为40μm～100μm。硅酸盐水泥熟料的粒径越小，越易与添加剂溶液混合均匀，在多孔灰质砂芯上包覆越均匀。
为了使充填颗粒胶结后保留一定渗透率，本实施例中的充填颗粒的圆球度可选为大于0.7。充填颗粒的圆球度越大充填颗粒保留的渗透率越大。
第二方面，本发明实施例提供了一种制备第一方面所述的油气水井防砂用充填颗粒的方法，该方法包括以下步骤。
步骤一：将促进剂、增强剂和溶剂按照质量比为2～7：20～30：100的比例混合均匀，制备得到添加剂溶液。
为了便于制备添加剂溶液，可采用搅拌器。制备过程中，首先将100质量份溶剂加入搅拌器中开始搅拌，随后加入2～7质量份促进剂，继续搅拌，最后加入20～30质量份增强剂，继续搅拌一段时间后得到混合均匀的添加剂溶液。
其中，添加剂可为氯化锂，增强剂可为钙矾石，溶剂可为清水。
步骤二：将100质量份不同粒径的多孔灰质砂芯放入混砂机中搅拌；向混砂机中加入20～40质量份添加剂溶液，继续搅拌；随后向混砂机中加入5～15质量份硅酸盐水泥熟料，继续搅拌，使硅酸盐水泥熟料和添加剂溶液混合均匀，并包覆于多孔灰质砂芯表面，形成颗粒产品。
步骤三：将颗粒产品进行加热烘干处理得到充填颗粒。
可采用加热炉将上述步骤得到的颗粒产品进行加热烘干处理。具体地，可将上述步骤得到的颗粒产品在转速为400r/h～800r/h之间、温度为600℃～700℃之间的加热炉中加热30min，即得到充填颗粒。
待加热烘干处理后的充填颗粒降至室温后，采用振筛机筛选充填颗粒用于防砂工艺中。在本实施例中，可采用粒径为的0.3mm～1.2mm的多孔灰质砂芯，制备得到粒径为0.5mm～1.4mm的充填颗粒，并将粒径为0.5mm～1.4mm的充填颗粒筛分为0.5mm～0.7mm及0.7mm～1.4mm两种不同粒径的充填颗粒。在进行防砂时，首先向油井内泵入粒径为0.5mm～0.7mm的充填颗粒，由携砂液携带至防砂目的层段，形成挡砂层，再向油井内泵入粒径为0.7mm～1.4mm的充填颗粒，由携砂液携带至防砂目的层段，形成高渗透生产带。
为了便于本领域技术人员理解本发明实施例所提供的技术方案，提供以下具体实施例进行详细说明。且在以下实施例中，
氯化锂，购自天津市大茂化学试剂厂
钙矾石，购自天津市科德士科技发展有限公司
硅酸盐水泥熟料，购自天津市科德士科技发展有限公司
多孔灰质砂芯，购自天津市科德士科技发展有限公司
对以下实施例提供的充填颗粒形成的人工岩心进行如下检测：
1、抗压强度检测：
测定标准按照行业标准sy/t5338-2011加固井壁和人工井壁防砂工艺作法所规定的进行。
2、液相渗透率检测
测定标准按照行业标准sy/t5338-2011加固井壁和人工井壁防砂工艺作法所规定的进行。
充填颗粒形成的人工岩心的抗压强度和液相渗透率检测的具体步骤如下：
取30g充填颗粒，加入到携砂液中，搅拌均匀，使充填颗粒充分浸泡，将携砂液倒出，将充填颗粒装入人工岩心模具，模拟地层温度并持续48h～96h之后，取出所制成的人工岩心。采用电子拉力试验机和岩心流动试验仪分别测试人工岩心的抗压强度和液相渗透率。
实施例一
步骤一：配制添加剂溶液。
将100g清水加入到搅拌器中，开始搅拌，随后加入5g氯化锂，最后加入30g钙矾石，搅拌成为均匀水溶液，即为添加剂溶液。
步骤二：将硅酸盐水泥熟料包覆于多孔灰质砂芯上。
将1000g粒径为0.3mm～0.5mm的多孔灰质砂芯加入到混砂机中并开始搅拌，随后将100g添加剂溶液加入到混砂机中，最后将200g硅酸盐水泥熟料加入到混砂机中，使硅酸盐水泥熟料和添加剂溶液混合均匀并包覆于多孔灰质砂芯表面，形成具有一定圆球度的颗粒产品。
步骤三：将颗粒产品进行加热烘干处理得到充填颗粒。
具体加热烘干处理步骤不再详述。
待充填颗粒降至室温后，将充填颗粒进行筛分，得到圆球度在0.7以上、粒径为0.5mm～0.7mm的充填颗粒产品。
取两组充填颗粒产品，进行抗压强度和液相渗透率测试，测得两组充填颗粒产品形成的人工岩心的抗压强度分别为9.35mpa和9.56mpa，液相渗透率分别为1.08μm2和1.12μm2。
实施例二
步骤一：配制添加剂溶液。
将100g清水加入到搅拌器中，开始搅拌，随后加入5g氯化锂，最后加入20g钙矾石，搅拌成为均匀水溶液，即为添加剂溶液。
步骤二：将硅酸盐水泥熟料包覆于多孔灰质砂芯上。
将1000g粒径为0.5mm～1.2mm的多孔灰质砂芯加入到混砂机中并开始搅拌，随后将150g添加剂溶液加入到混砂机中，最后将300g硅酸盐水泥熟料加入到混砂机中，使硅酸盐水泥熟料和添加剂溶液混合均匀并包覆于多孔灰质砂芯表面，形成具有一定圆球度的颗粒产品。
步骤三：将颗粒产品进行加热烘干处理得到充填颗粒。
具体加热烘干处理步骤不再详述。
待充填颗粒降至室温后，将充填颗粒进行筛分，得到圆球度在0.7以上，粒径为0.7mm～1.4mm的充填颗粒产品。
取两组充填颗粒产品，进行抗压强度和液相渗透率测试，测得两组充填颗粒产品形成的人工岩心的抗压强度分别为6.44mpa和7.82mpa，液相渗透率分别为1.88μm2和1.56μm2。
实施例三
步骤一：配制添加剂溶液。
将100g清水加入到搅拌器中，开始搅拌，随后加入5g氯化锂，最后加入30g钙矾石，搅拌成为均匀水溶液，即为添加剂溶液。
步骤二：将硅酸盐水泥熟料包覆于多孔灰质砂芯上。
将1000g粒径为0.5mm～1.2mm的多孔灰质砂芯加入到混砂机中并开始搅拌，随后将150g添加剂溶液加入到混砂机中，最后将400g硅酸盐水泥熟料加入到混砂机中，使硅酸盐水泥熟料和添加剂溶液混合均匀并包覆于多孔灰质砂芯表面，形成具有一定圆球度的颗粒产品。
步骤三：将颗粒产品进行加热烘干处理得到充填颗粒。
具体加热烘干处理步骤不再详述。
待充填颗粒降至室温后，将充填颗粒进行筛分，得到圆球度在0.7以上，粒径为0.7mm～1.4mm的充填颗粒产品。
取两组充填颗粒产品，进行抗压强度和液相渗透率测试，测得两组充填颗粒产品形成的人工岩心的抗压强度分别为8.59mpa和8.47mpa，液相渗透率分别为1.42μm2和1.35μm2。
第三方面，本发明实施例还提供了一种使用第一方面所述的油气水井防砂用充填颗粒的防砂工艺，该防砂工艺包括：
步骤一：采用泵车按照1.5m3/min～2.0m3/min的排量向油井内泵入前置液，控制泵压小于预设值。
在本步骤中，预设值可为15mpa，向油井内泵入的前置液的量可为20m3～30m3。
在采用泵车向油井内泵入前置液之前，需将管柱与地面施工管线、反洗管线连接，摆好施工设备，在井口套管上安装压力传感器或压力表，并使设备试运转，对施工管线进行试压，当试压合格后再开始向油井内泵入前置液。
步骤二：采用泵车按照1.3m3/min～2.0m3/min的排量向油井内泵入第一预设粒径的充填颗粒，第一预设粒径的充填颗粒通过携砂液携带至防砂目的层，第一预设粒径的充填颗粒与携砂液的体积比为9～16：100。
在此步骤中，向油井内泵入的第一预设粒径的充填颗粒的用量为防砂目的层段厚度的1～1.5倍，形成初级挡砂屏障，第一预设粒径为0.5mm～0.7mm。
步骤三：采用泵车按照1.3m3/min～2.0m3/min的排量向油井内泵入第一预设粒径的充填颗粒，第一预设粒径的充填颗粒通过携砂液携带至防砂目的层，第一预设粒径的充填颗粒与携砂液体积比为16～25：100。
在此步骤中，向油井内泵入的第一预设粒径的充填颗粒粒径为0.5mm～0.7mm，用量为防砂目的层段厚度的1～1.5倍，形成更加致密的防砂层。
步骤四：采用泵车按照1.0m3/min～1.5m3/min的排量向油井内泵入第二预设粒径的充填颗粒，第二预设粒径的充填颗粒通过携砂液携带至防砂目的层，第二预设粒径的充填颗粒与携砂液的体积比为25～30：100。
在此步骤中，向油井内泵入的第二预设粒径的充填颗粒的用量为防砂目的层段厚度的0.5～1.0倍，形成高渗透生产带，第二预设粒径的充填颗粒的粒径为0.7mm～1.4mm。
步骤五：采用泵车向油井内泵入顶替液，直到油井内压力增大，结束施工。
在该步骤，顶替液的用量为油管容积。
之后，关井候凝3～7天。
此外，在进行防砂工艺之前，需进行施工准备，主要包括以下步骤：
步骤一：起出油井内的管柱。
步骤二：下入与生产套管尺寸相匹配的探冲砂管柱，确定砂面位置，冲砂至人工井底或距离下部油层20m左右处，关井沉降4h。
步骤三：下入与生产套管尺寸相匹配的通井规，通井至设计井段，使深度误差不大于0.5m。
步骤四：下入与生产套管尺寸相匹配的套管刮削器，刮削至设计井段，反复刮削至少三次，保证套管内通径畅通无阻。
步骤五：按设计要求下入找漏封隔器，检验坐封效果后，将管柱下至找漏位置并施加压力，5min内压降不超过0.5mpa为合格。
步骤六：复探砂面，合格后向油井内下入施工管柱。
在防砂工艺施工结束后，可执行以下步骤以进行生产。
步骤一：下螺杆钻钻至人工井底。
步骤二：下冲砂管柱，冲砂至人工井底并彻底洗井。
步骤三：起出冲砂管柱，下生产管柱，开始生产。
为了便于本领域技术人员理解本发明实施例所提供的技术方案，提供以下具体实施例进行详细说明。
步骤一：采用泵车按照1.8m3/min～2.0m3/min的排量向油井内泵入前置液，控制泵压小于预设值。
步骤二：采用泵车按照1.3m3/min～2.0m3/min的排量向油井内泵入第一预设粒径的充填颗粒，第一预设粒径的充填颗粒通过携砂液带入油井内，第一预设粒径的充填颗粒与携砂液的体积比为9～11：100。
在此步骤中，向油井内泵入的携砂液的用量为100m3，第一预设粒径的充填颗粒用量为10m3，第一预设粒径为0.5mm～0.7mm。
步骤三：采用泵车按照1.3m3/min～2.0m3/min的排量向油井内泵入第一预设粒径的充填颗粒，第一预设粒径的充填颗粒通过携砂液带入油井内，第一预设粒径的充填颗粒与携砂液的体积比为19～21：100。
在此步骤中，向油井内泵入的携砂液用量为50m3，第一预设粒径的充填颗粒用量为10m3，第一预设粒径为0.5mm～0.7mm。
步骤四：采用泵车按照1.0m3/min～1.2m3/min的排量向油井内泵入第二预设粒径的充填颗粒，第二预设粒径的充填颗粒通过携砂液带入油井内，第二预设粒径的充填颗粒与携砂液的体积比为25～30：100。
在此步骤中，向油井内泵入的携砂液的用量为30m3，第二预设粒径的充填颗粒用量为8m3，第二预设粒径为0.7mm～1.4mm。
步骤五：采用泵车向油井内泵入顶替液，直到油井内压力增大。
在该步骤中，向油井内泵入的顶替液的量为2.1m3，排量为0.3m3/min～0.5m3/min。
在整个防砂工艺中，前置液、携砂液及顶替液的总量为212.1m3，充填颗粒总量为28m3，其中第一预设粒径充填颗粒粒径0.5mm～0.7mm，用量20m3，第二预设粒径充填颗粒粒径0.7mm～1.4mm，用量8m3。
以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。