低滲透中等偏強(qiáng)水敏油層儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)的研究——以遼河油田強(qiáng)1塊為例

張 宏

（中國(guó)石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦124010）

1 地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀

強(qiáng)1塊位于前辛斷裂鼻狀構(gòu)造帶北段和七家子洼陷東北側(cè)斜坡部位，主要含油層在沙海組下段，2008年上報(bào)含油面積11.3km2，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量1.631×107t，試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量1.185×106t。截止到2010 年11 月底全塊完鉆32 口井，投產(chǎn)油井20口，投注水井4 口，待投井8 口。區(qū)塊日產(chǎn)油167.1t，累計(jì)產(chǎn)油量58 240.4t，日注水156m3，累計(jì)注水14 165m3。

2 開發(fā)存在的問題

強(qiáng)1塊在實(shí)施注水開發(fā)時(shí)，存在注水啟動(dòng)壓力高，隨注水量的增加，注水壓力也隨之升高，注水量逐漸遞減的困難局面，依據(jù)上述問題，分析有3方面的原因：1）儲(chǔ)層物性差，吸水能力低；2）水中粘土含量偏高，影響注水效果；3）注水速度快和注水中懸浮物含量高會(huì)對(duì)儲(chǔ)層造成傷害。

3 速敏性和水敏性評(píng)價(jià)

針對(duì)上述存在問題，通過控制現(xiàn)場(chǎng)注入液流速，進(jìn)行了強(qiáng)1－46－20井速敏性及水敏性評(píng)價(jià)試驗(yàn)［1－2］。

3.1 速敏性評(píng)價(jià)

表1為強(qiáng)1－46－20井速敏性評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果。

表1 強(qiáng)1－46－20井速敏性評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果Table 1 Result of Qiang 1－46－20 speed sensitivity experiment

結(jié)合儲(chǔ)層微觀特征可得，該儲(chǔ)層非均質(zhì)性屬于中等偏強(qiáng)，孔喉細(xì)小，大部分孔喉半徑小于5μm，速敏性粘土礦物伊利石相對(duì)含量在53%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)），從而進(jìn)行敏感性流動(dòng)試驗(yàn)宏觀評(píng)價(jià)，判定該儲(chǔ)層存在中等偏強(qiáng)速敏性，臨界流速為0.5mL／min。

3.2 水敏性評(píng)價(jià)

該井共進(jìn)行4塊樣品的水敏性評(píng)價(jià)試驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 強(qiáng)1－46－20井水敏性評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果Table 2 Result of Qiang 1－46－20 water sensitivity experiment

從3塊柱狀巖心流動(dòng)試驗(yàn)結(jié)果看，水敏指數(shù)在51%～64%，依據(jù)表2的水敏性評(píng)價(jià)指標(biāo)，確定該井儲(chǔ)層屬于中等偏強(qiáng)水敏。通過鑄體薄片在鏡下觀察看出，樣品孔隙吼道發(fā)育比較好，有伊蒙混層，碳酸鹽，綠泥石存在，而且伊蒙混層含量多，水敏性礦物當(dāng)遇到低于臨界礦化度的流體時(shí)，會(huì)發(fā)生水化膨脹，從而堵塞吼道，降低儲(chǔ)層滲透率，因此在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施注水時(shí)需要采取一定的防膨措施。

4 防膨劑篩選評(píng)價(jià)試驗(yàn)

4.1 防膨劑的靜態(tài)優(yōu)化方法與原理

防膨劑評(píng)價(jià)方法較多，各有優(yōu)缺點(diǎn)。傳統(tǒng)的評(píng)價(jià)方法為離心法、膨脹依法，測(cè)試設(shè)備簡(jiǎn)單，但重復(fù)性差。近年來(lái)，X 射線衍射微觀定量評(píng)價(jià)方法越受到重視，該方法精度高可以消除人為誤差。其原理根據(jù)X 射線衍射遵循Bragg方程：

式中：d 為晶面間距，nm；λ為射線的波長(zhǎng)，nm；θ為射線入射角，（°）。

用一束平行的特征X 射線照射粉末樣品中雜亂無(wú)章的無(wú)數(shù)晶粒，讓足夠數(shù)量的各組晶面能同時(shí)以所需的入射角（0°～90°）產(chǎn)生衍射，根據(jù)產(chǎn)生衍射的入射角值，可以算出晶面間距［3－6］。晶面間距越小，防膨效果越好，以此可以選擇效果最佳的粘土穩(wěn)定劑。其方法：配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%不同粘土穩(wěn)定劑，各取一定質(zhì)量的Ca蒙脫石分別放入粘土穩(wěn)定劑中，充分振蕩，放置1d后在一定濕度條件下立即制樣進(jìn)行X 射線衍射分析，從而通過晶面間距找出一種效果最佳的防膨劑。

為判定粘土穩(wěn)定劑的防膨效果，把Ca蒙脫石干樣（001）界面的晶面間距為1.205nm 作為下限對(duì)比值；把Ca蒙脫石完全水化狀態(tài)下（001）界面的晶面間距1.906nm 作為上限的對(duì)比值，見圖1。從圖1可以清晰的看出，在使用同一濃度有機(jī)防膨劑時(shí)，6＃防膨劑的晶面間距（1.430nm）小于7＃防膨劑的晶面間距（1.525nm）；從而篩選出效果最佳6＃防膨劑。

圖1 粘土在干樣狀態(tài)、有機(jī)防膨劑及完全水化時(shí)晶面間距的對(duì)比Fig.1 The comparison of interplanar spacing in the dry state，organic clay anti－swelling agent and complete hydration

4.2 防膨劑的動(dòng)態(tài)注入方式優(yōu)化與評(píng)價(jià)

連續(xù)注入防膨劑可以減輕儲(chǔ)層的傷害，當(dāng)巖心注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%的6＃防膨劑時(shí)，注水量在1PV時(shí)巖心滲透率保留率為96.56%，直到注入量在21 PV 時(shí)，巖心滲透率仍保留在83.01%；而在采用段塞式注入防膨劑時(shí)，當(dāng)6＃防膨劑以質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%注入0.3PV 后轉(zhuǎn)注水，注入水在5PV 時(shí)巖心滲透率保留率為95.14%，隨著注水量增加，當(dāng)注入水在10PV 時(shí)巖心滲透率保留率下降為86.2%，說明巖心內(nèi)部防膨劑被稀釋、吸附、防膨作用也隨之降低，因此隨著注入水的增加，滲透也隨之降低；當(dāng)再次注0.3PV 6＃防膨劑（質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%）時(shí)，注水量在16PV 滲透率保留率為75.58%，注水量增加到21 PV 時(shí)，滲透率保留率下降到49.67%，由兩條曲線對(duì)比來(lái)看，連續(xù)注入防膨劑效果優(yōu)于段塞式注入［7］。

4.3 連續(xù)注入并降低防膨劑濃度的實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

通過降低注入水中防膨劑的濃度，用巖心液測(cè)滲透率來(lái)評(píng)價(jià)防膨效果，先期采用一個(gè)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%高段塞注入，之后改用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%防膨劑連續(xù)注入，當(dāng)防膨劑注入量在5PV 時(shí)，滲透率保留率在99.63%，直到防膨劑注入量達(dá)到66PV 時(shí)，滲透率保留率下降到98.16%，下降較平緩，說明防膨劑作用時(shí)間長(zhǎng)，防膨劑中的離子或基團(tuán)一旦進(jìn)入粘土晶層，就不易被其他物質(zhì)置換，防膨效果顯著［8］。現(xiàn)場(chǎng)可以采用防膨劑連續(xù)注入方式，前期注入高濃度段塞，后期降低防膨劑濃度連續(xù)注入。

圖2 6＃防膨劑連續(xù)注入與段塞注入效果對(duì)比曲線Fig.2 The effective contrast of 6＃anti－swelling agent continuously injected and slug injected

圖3 連續(xù)注入并降低防膨劑濃度的評(píng)價(jià)曲線Fig.3 The evaluation curve of continuous injection and reduce anti－swelling agent concentration

5 應(yīng)用實(shí)例

強(qiáng)1塊前期開發(fā)籠統(tǒng)試注時(shí)，油壓12～13MPa（啟動(dòng)壓力4.8 MPa），達(dá)不到日配注要求20m3，后期調(diào)整注入速度，改善注水水質(zhì)，注水過程中連續(xù)添加防膨劑，防止粘土膨脹水化，堵塞喉道孔隙，影響注水效果，后期改善注水后，達(dá)到日配注量30 m3，注入狀況良好，2010年12月油井普遍見到注水效果，遞減程度得到有效減緩，月遞減率由天然能量開發(fā)13.0%下降至注水見效初期6.6%，2011年3月已經(jīng)下降至2%。

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