六東區(qū)克下組稠油油藏注汽防縮膨?qū)嶒?yàn)研究

徐莎，尹祥翔，劉林泉，張昕，曾憲友

六東區(qū)克下組稠油油藏注汽防縮膨?qū)嶒?yàn)研究

徐莎1，尹祥翔1，劉林泉2，張昕2，曾憲友1

（1.長江大學(xué)油氣鉆采工程湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，武漢430100；2.中國石油新疆油田分公司石西油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000）

針對六東區(qū)克下組稠油油藏的地質(zhì)特征，在蒸汽吞吐開采之前，開展了防縮膨?qū)嶒?yàn)研究。以儲層敏感性評價(jià)、防縮膨劑優(yōu)選及靜態(tài)性能評價(jià)結(jié)果為依托，通過對防縮膨劑耐溫性能的評價(jià)和巖心流動(dòng)等實(shí)驗(yàn)，確定了防縮膨周期、處理半徑及現(xiàn)場注入程序。研究表明：適用于六東區(qū)克下組的最佳防縮膨劑分別為質(zhì)量濃度為1%的HCS-G和質(zhì)量濃度為1%的EXHCS，均可耐230℃高溫，能滿足現(xiàn)場蒸汽吞吐要求；確定防縮膨處理半徑為3.5 m，防膨周期約為2年，縮膨周期約為1年，并設(shè)計(jì)了現(xiàn)場注入程序。

蒸汽吞吐；防縮膨；處理半徑；注入程序

0 引言

新疆油田六東區(qū)克下組為一典型的砂礫巖稠油油藏，稠油黏度高、流動(dòng)性差，對溫度非常敏感，目前常采用蒸汽吞吐來開采此類油藏［1］。由于地層中黏土礦物含量高且膠結(jié)疏松，當(dāng)注入高溫蒸汽時(shí)，大量的黏土礦物在高溫、高壓下會(huì)膨脹、分散甚至脫落運(yùn)移，堵塞孔隙和喉道，對地層的滲透性產(chǎn)生較嚴(yán)重的傷害，導(dǎo)致地層吸氣能力下降［2-4］。因此，在蒸汽吞吐開采之前，開展防縮膨?qū)嶒?yàn)研究顯得尤為重要。

由儲層敏感性評價(jià)、防縮膨劑優(yōu)選及靜態(tài)性能評價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：儲層存在中等偏弱速敏及中等偏強(qiáng)水敏傷害；優(yōu)選出質(zhì)量濃度為1.0%的HCS-G和質(zhì)量濃度為1%的EXHCS為研究區(qū)最佳防縮膨劑，且配伍性及耐酸堿性等靜態(tài)性能良好。故筆者通過開展巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，評價(jià)防縮膨劑的耐溫性能，確定防縮膨周期及處理半徑，最終制定現(xiàn)場防縮膨注入程序。

1 巖心物性

六東區(qū)克下組鉆井巖心以礫狀砂巖、砂礫巖和小礫巖為主，巖石碎屑主要為石英和長石，顆粒磨圓度和分選性差。顆粒間以泥質(zhì)膠結(jié)為主（體積分?jǐn)?shù)為10%），黏土礦物成分主要為高嶺石（體積分?jǐn)?shù)為73.6%），其次為伊/蒙混層和少量伊利石、綠泥石等。巖心孔隙度為16%～30%，平均為21%；滲透率為10～10 000 mD，平均為547 mD。綜合分析認(rèn)為六東區(qū)克下組巖心孔隙度和滲透率均較高。

2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

實(shí)驗(yàn)儀器：AC-FDS-800-10000型高溫高壓巖心流動(dòng)儀（美國）、DHG-9023A型電熱恒溫鼓風(fēng)干燥箱（上海）等。實(shí)驗(yàn)材料：直徑為2.54 cm的圓柱體巖心、黏土防膨劑HCS-G、黏土縮膨劑EXHCS、氯化鈉、氯化鉀和氯化鈣等。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

3.1防縮膨劑耐溫性能評價(jià)

為評價(jià)防縮膨劑的動(dòng)態(tài)熱穩(wěn)定性，采用質(zhì)量濃度為1%且在230°C下老化12 h的防縮膨劑作巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，得到滲透率隨驅(qū)替時(shí)間變化的關(guān)系曲線（圖1、圖2）。

圖1 防膨劑熱穩(wěn)定性曲線Fig.1 The thermal stability curves of anti-swelling agent

圖2縮膨劑熱穩(wěn)定性曲線Fig.2 The thermal stability curves swelling shrinkage agent

圖1 表明：采用經(jīng)230℃老化的防膨劑驅(qū)替之后，3塊巖心的滲透率均呈現(xiàn)出增大的趨勢，滲透率從小到大依次為32.67%，64.21%和115.83%，均高于30%。這是因?yàn)榻?jīng)230℃老化的防膨劑中陽離子基團(tuán)與黏土礦物層間的陽離子進(jìn)行了離子交換，削弱了黏土中的高價(jià)離子對水分子的靜電引力，使水分子不易與黏土顆粒結(jié)合，從而防止了黏土膨脹。另外，由于高分子有機(jī)陽離子吸附在黏土顆粒表面形成高分子保護(hù)膜，阻止了水分子進(jìn)入黏土晶格，抑制了黏土發(fā)生水化膨脹。因此，隨著驅(qū)替時(shí)間的增加，巖心的滲透率呈增大的趨勢，當(dāng)驅(qū)替時(shí)間增加到一定程度之后，巖心的滲透率趨于穩(wěn)定。

圖2表明：采用經(jīng)230℃老化的縮膨劑驅(qū)替之后，6塊巖心的滲透率呈現(xiàn)出增大的趨勢，滲透率從小到大依次為15.39%，56.00%和106.09%，均高于15%。這是因?yàn)榻?jīng)230℃老化的縮膨劑中高分子聚合物陽離子基團(tuán)與黏土礦物發(fā)生物理化學(xué)反應(yīng)，使黏土晶格改性，遇水后不膨脹。對于已經(jīng)膨脹的黏土晶格，由于該聚合物陽離子的水化能低于無機(jī)陽離子的水化能，因此其可優(yōu)先吸附在黏土上，使黏土顆粒釋放出水分子，晶格縮小，并依靠自身的分子結(jié)構(gòu)，通過多點(diǎn)吸附作用使這些改性的黏土礦物與原地層礦物牢固結(jié)合，從而抑制了黏土礦物顆粒遇水膨脹運(yùn)移。

另外，縮膨劑兼有傳統(tǒng)黏土穩(wěn)定劑的防膨性能，而且吸附能力強(qiáng)，受地層水pH值影響小，對地層的適應(yīng)性強(qiáng)，能使已經(jīng)水化膨脹的黏土脫水縮膨，恢復(fù)儲層的滲透能力。

綜合分析表明，動(dòng)態(tài)條件下，即使溫度高達(dá)230℃，防縮膨劑仍能有效地降低黏土礦物對儲層的傷害。由于研究區(qū)的蒸汽入口溫度為207.3℃，所以防縮膨劑的耐溫性能滿足現(xiàn)場要求。

3.2確定防縮膨周期及處理半徑

采用巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，以確定防縮膨周期。按照驅(qū)替體積從小到大的順序，測定注入防膨劑后油層滲透率的變化［5］，并繪制出注入防膨劑前后滲透率恢復(fù)值隨驅(qū)替體積的變化曲線（圖3、圖4）。

圖3 防膨劑防膨周期Fig.3 The anti-swelling cycle

圖4 縮膨劑縮膨周期Fig.4 The swelling shrinkage cycle

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：未加防膨劑時(shí)，巖心滲透率恢復(fù)值均小于100%，這說明巖心滲透率均降低，因此必須采取一定的防縮膨措施；在注入驅(qū)替體積為2PV的防膨劑之后，儲層巖心滲透率急劇上升，驅(qū)替體積達(dá)到50 PV時(shí)滲透率恢復(fù)值依舊略大于100%，此后滲透率快速下降，表明防膨劑失效（參見圖3）；在注入驅(qū)替體積為1 PV的縮膨劑之后，儲層巖心滲透率急劇上升，驅(qū)替體積達(dá)到25 PV時(shí)滲透率恢復(fù)值依舊略大于100%，此后滲透率快速下降，表明縮膨劑失效（參見圖4）?？梢姺揽s膨劑具有良好的耐水洗性能，可以長期有效地抑制黏土膨脹及運(yùn)移。

由于研究區(qū)采用的是蒸汽吞吐開采，并分別采用Marx-Langenheim模型、Willman模型及Frouq Ali模型等經(jīng)典方法［6-8］，計(jì)算出處理半徑為3.5 m，加之儲層傷害半徑為1.5 m，故將處理半徑確定為3.5 m較為穩(wěn)妥，繼而求得防膨周期約為2年，相當(dāng)于約9個(gè)周期的注汽量；縮膨周期約為1年，相當(dāng)于約5個(gè)周期的注汽量。

3.3防縮膨劑注入程序設(shè)計(jì)

根據(jù)研究區(qū)現(xiàn)場要求，在保證防縮膨效果的同時(shí)考慮施工成本，可采用段塞式注入方式。

調(diào)剖劑注入量公式為

式中：Q為防縮膨劑用量，m3；r為處理半徑，m；h為油層有效射開厚度，m；φ為油層平均孔隙度，小數(shù)。

因?yàn)榉揽s膨劑的處理半徑為3.5 m，儲層傷害半徑為1.5 m，為保證在處理半徑范圍內(nèi)防縮膨劑的質(zhì)量濃度不低于1.0%，且能有效地解除對儲層的傷害，現(xiàn)設(shè)計(jì)防縮膨劑的注入程序如下：

（1）注入縮膨劑段塞。泵車先以最小排量從油管注入質(zhì)量濃度為3%的EXHCS溶液10.10 m3。在泵車注入過程中，變化檔位及轉(zhuǎn)速，錄取不同泵速下的注入壓力，為后續(xù)注入液提供泵注參數(shù)。然后從油管注入質(zhì)量濃度為1%的EXHCS溶液38.40 m3。整個(gè)過程注入壓力控制在地層破裂壓力以下。關(guān)井，檢查井口各閥門是否緊閉，燜井24 h。

（2）注入防膨劑段塞。開井，泵車啟動(dòng)，從油管注入質(zhì)量濃度為3%的HCS-G溶液20.20 m3，注入速度同上，注入過程應(yīng)嚴(yán)格控制注入壓力在地層破裂壓力以下；然后從油管注入質(zhì)量濃度為1%的HCS-G溶液76.80 m3，注入速度同上，注入過程應(yīng)嚴(yán)格控制注入壓力在地層破裂壓力以下。關(guān)井，檢查井口各閥門是否緊閉，燜井24 h。

4 結(jié)論

（1）六東區(qū)克下組存在中等偏弱速敏、中等偏強(qiáng)水敏傷害；適合于六東區(qū)克下組的防縮膨劑分別為質(zhì)量濃度為1%的HCS-G和質(zhì)量濃度為1%的EXHCS。

（2）防縮膨劑可耐230℃高溫，能滿足現(xiàn)場蒸汽吞吐要求。

（3）防縮膨處理半徑為3.5 m，防膨周期約為2年，縮膨周期約為1年。

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（本文編輯：楊琦）

Experiment research on shrink-proof expansion to huff and puff for Kexia heavy oil reservoir in Liudong area

XU Sha1，YIN Xiangxiang1，LIU Linquan2，ZHANG Xin2，ZENG Xianyou1
（1.Key Laboratory of Drillng and Production Engineering for Oil and Gas of Hubei Province，Yangtze University，Wuhan 430100，China；2.Shixi Working District，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，Xinjiang，China）

Based on geologic characteristics ofKexia heavyoil reservoir,research on shrink-proofexpansion treatment was carried out before huff and puff test.Combined with the results of reservoir sensitivity evaluation,shrink-proof expansion optimization and static performance evaluation,through the research of temperature resistance performance and core flowexperiments,this paper determined the anti-swelling cycles,treatment radius and injection program on site.The results showthat the favorable anti-swelling agents are 1%HCS-G and 1%EXHCS,they are resistant to high temperature of230℃,and can meet the requirements ofsteamstimulation;The shrink-prooftreatment radius is 3.5 m, the anti-swellingcycle is about 2 years,and shrinkage and expansion cycle is about 1 year.And this paper alsodesigned the injection programon site.

huffandpuff；shrink-proofexpansion；treatmentradius；injectionprogram

TE345

A

1673-8926（2014）02-0125-03

2013-10-12；

2013-11-22

中國石油天然氣集團(tuán)公司科技項(xiàng)目“六東區(qū)克下組砂礫巖稠油油藏解堵、防膨工藝技術(shù)研究”（編號：2010-228-WK）資助

徐莎（1984-），女，長江大學(xué)在讀碩士研究生，工程師，研究方向?yàn)橛筒毓こ?。地址：?30100）湖北省武漢市蔡甸區(qū)大學(xué)路特1號長江大學(xué)武漢教育基地。E-mail：563440829@qq.com。