蘇北盆地海安凹陷紅1井區防膨注水開發實驗研究

尹先清，于寶石，孫 芳，曹紅英，彭豐衛，寇顯富，羅覺生

(1.長江大學，湖北荊州 434023;2.中國石油浙江油田公司，浙江杭州310023;3.北京中油石油技術有限公司，北京 100083）

蘇北盆地海安凹陷紅1井區防膨注水開發實驗研究

尹先清1，于寶石2，孫 芳1，曹紅英2，彭豐衛3，寇顯富2，羅覺生1

(1.長江大學，湖北荊州 434023;2.中國石油浙江油田公司，浙江杭州310023;3.北京中油石油技術有限公司，北京 100083）

在注水油田開發過程中，防止注水引起儲層黏土膨脹是非常重要的。蘇北油區紅1井區儲層巖石的水敏指數為0.43，臨界礦化度為6 000 mg/L，表現為中等偏強水敏，儲層能量不足，油層壓力低，地層水型為CaCl2，總礦化度111 643.71 mg/L。文章結合擬注入的清水，研究了三種防膨劑在不同溫度下的防膨率，其中1#防膨劑使用濃度為1.5%時其防膨率達到88%，在現場得到應用。

敏感性儲層;防膨注水;防膨劑;紅1井區

儲層水敏是制約油田新區塊開發效果的重要因素，直接影響到開發周期和成本。尤其是在注水開發過程中，會造成儲層滲透率下降，注水壓力升高，甚至注不進水的嚴重后果［1－5］。紅1井區是浙江油田分公司在蘇北盆地海安凹陷曲塘次凹紅陽斷塊的一個新區域。紅1井完鉆層位為阜一段，井深3 018 m，儲層孔隙度為 1.92% ～12.39%，滲透率(0.28 ～6.76） ×10－3μm2，物性較差，儲層為低滲透儲層，自然產能低。其黏土礦物分析結果表明:儲層以伊/蒙混層為主，伊/蒙混層相對含量67%，伊利石相對含量12%，綠泥石相對含量9%，高嶺石相對含量為12%;地層水礦化度11 643.71 mg/L，水型為CaCl2。儲層具有中等水敏，水敏指數0.43，臨界礦化度6 000 mg/L，擬采用的注入水為袁家水源井水(以下稱為注入清水）的礦化度僅919.47 mg/L，二者礦化度相差較大。本文通過注入水源的防膨劑評價實驗，研究了三種防膨劑在不同濃度、不同溫度下的防膨效果，提出了紅1井區注水開發時應采取的防膨措施，指導油田注水開發過程中的儲層保護。

1 實驗藥品及方法

防膨劑的作用機理主要是抑制水分子進入其晶格防止體積膨脹［6，7］。一類是無機防膨劑，其吸附性能一般，有效周期短，不耐沖刷，成本低;另一類為有機防膨劑，主要通過化學吸附起到穩定黏土的作用，特別具有耐溫、耐酸、耐鹽、耐流體沖刷的作用，是一種周期較長的黏土穩定劑，效果要好于無機防膨劑，但成本較高。研究中使用的三種防膨劑分別是:1#防膨劑為無機型防膨劑，主要成份為90%KCl+10%NH4Cl;2#防膨劑為小陽離子型，主要成份是60%的DMDAAC(二甲基二烯丙基氯化銨）水溶液;3#防膨劑是一種復合型防膨劑，由50%NH4Cl+20%DMDAAC+30%KCl復配而成。

實驗方法:黏土穩定劑靜態評價實驗按照標準SY/T5971—1994《注水用黏土穩定劑性能評價方法》中離心法進行。在一定溫度下將一定量的膨潤土與黏土穩定劑溶液混合，依據膨潤土膨脹體積的變化來評價防膨劑的防膨效果，實驗過程如下:

將膨潤土在105±2℃條件下恒溫干燥6 h，取出放置于干燥器內，備用。取三支離心試管，在第一支試管中加入0.3 g黏土，再加入10 mL煤油;第二支試管中加入0.3 g黏土，再加入10 mL蒸餾水;第三支試管中加入0.3 g黏土，再加入10 mL一定濃度的防膨劑溶液。在相應的實驗溫度下放置24 h后，在轉速為2 000 r/min的離心機上離心30 min，測定煤油中的黏土體積V0，蒸餾水中的黏土體積為V1，防膨劑溶液中黏土體積V2。并按下式計算防膨劑溶液的防膨率P，P值越大，防膨效果越好，反之，防膨效果越差。

2 實驗結果及討論

實驗水樣為注入清水和紅1井地層水，與蒸餾水進行對比，在不同條件下加入不同濃度的防膨劑進行實驗，評價防膨劑的防膨效果，各種水質離子成分見表1。

表1 水樣的化學離子分析結果Tab.1 Chemical compositions of water samples and water quality analysis mg/L

二種水樣的配伍性實驗表明，在80℃溫度下二種水樣不會產生結垢，二者配伍性較好。

2.1 兩種水源的防膨效果評價

表2中可以看出，紅1井地層水由于具有較高的礦化度，其對黏土的防膨率達85%以上，有一定的防膨效果，而清水的礦化度低，其對黏土的防膨率只有11% ～13%。因此，對于該水敏性儲層，采用清水作為注入水源時，要考慮防膨措施。

表2 不同水樣的防膨效果Tab.2 Anti-swelling effects of different water samples

2.2 室溫下單劑在不同濃度下的防膨效果

分別用蒸餾水和清水加三種防膨劑配制成濃度為 0.5%、1%、1.5%、2%、3% 的溶液進行室溫下的防膨效果評價，實驗結果見圖1。

圖1 室溫下不同防膨劑的防膨效果曲線Fig.1 Anti-swelling effects of different agents under room temperature

從圖1可以看出，常溫下三種防膨劑的防膨效果隨著防膨劑濃度的增大而變大，濃度≥1.5%后，防膨率提高不明顯。用清水配制的1#防膨劑，其防膨劑濃度為1.5%時，防膨率可以達到83.3%;3#防膨劑的濃度為1.5%時，防膨率可以達到80.5%;2#防膨劑的濃度為1.5%時，其防膨率僅為50%。與蒸餾水對比，清水中加入防膨劑后防膨率有所提高，表明水的礦化度是影響防膨效果的重要因素。

2.3 50℃下單劑在不同濃度下防膨效果

分別用蒸餾水和清水將1#防膨劑、2#防膨劑、3#防膨劑配制成濃度為0.5%、1%、1.5%、2%、3%的溶液進行50℃下的防膨效果評價，實驗結果見圖2。

圖2 50℃下不同防膨劑的防膨效果曲線Fig.2 Anti-swelling effects of different agents under 50 ℃

從圖2可以看出，在50℃時，清水配制的1#、3#防膨劑溶液，在防膨劑濃度為1.5%時，其防膨率分別為86.11%、84.7%，2#防膨劑溶液，在防膨劑濃度為1.5%時，其防膨率為54.1%，表明1#、3#防膨劑的防膨效果好于2#防膨劑。

2.4 80℃下單劑在不同濃度下的防膨效果

分別用蒸餾水和清水將1#防膨劑、2#防膨劑、3#防膨劑配制成濃度為 0.5%、1%、1.5%、2%、3%的溶液進行80℃下的防膨效果評價，結果見圖3。

圖3 80℃下不同防膨劑的防膨效果曲線Fig.3 Anti-swelling effects of different agents under 80 ℃

從圖3實驗結果可以看出，在80℃時，清水配制的1#、3#防膨劑溶液，在防膨劑濃度為1.5%時，其防膨率分別為88%、86.9%，而2#防膨劑溶液，在防膨劑濃度為1.5%時，其防膨率僅為56.5%，同樣說明溫度升高1#、3#防膨劑的防膨效果也好于2#防膨劑。

3 結論及現場應用情況

(1）防膨劑的防膨效果隨濃度的增大而增加;溫度對2#防膨劑影響較大，溫度升高，防膨效果有所下降，但對1#、3#防膨劑影響小。

(2）1#和3#防膨劑在使用濃度≥1.5%時，防膨率均＞85%，防膨效果較理想;地層水由于礦化度高，具有較好的防膨效果，在現場采出污水量達到可回注時，應停用清水改為注污水。

(3）1#防膨劑其使用濃度為1.5%時，其防膨率達88%以上。從2010年1月開始，紅1井區注水開發過程中，在注入清水中加入濃度為1.0% ～1.5%的1#防膨劑，注入壓力穩定在23 MPa，油井正常生產，沒有因為注清水引起注水壓力上升，表明加入防膨劑后的注入清水沒有引起黏土膨脹而造成儲層損害。

［1］馬洪興，肖馳俊，史愛萍.牛35塊酸化措施中的油層保護技術［J］.石油鉆采工藝，2003，25(1）:55－57.

［2］尹先清，曲乾生，羅覺生.管5特低滲透油藏注水防膨實驗研究［J］.鉆采工藝，2008，31(3）:108－110.

［3］宋斗貴，朱杜林，李金發，等.敏感性稠油藏防膨注水開發的前期研究與實踐［J］.油田化學，2004，21(4）:320－323.

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［7］徐同臺，趙敏，熊友明.保護油氣層技術(第二版）［M］.北京:石油工業出版社，2003:149－155.

Experiment research on anti-swelling agent in water injection exploitation in Hong 1 Well Area

YIN Xianqing1，YU Baoshi2，SUN Fang1，CAO Hongying2，PENG Fengwei3，KOU Xianfu2，LUO Juesheng1
(1.Yangtze University，Jingzhou Hubei 434023，China;2.Zhejiang Oilfield Company of CNPC，Hangzhou Zhejiang 310023，China;3.Beijing China Petroleum Technology Ltd.，Beijing 100083，China）

To prevent the reservoir clay swelling which caused by water injection was essential in the process of water injection exploitation.According to the study on reservoir bed rocks of Hong 1 well area in Subei Basin，the water sensitive index is 0.43 and critical mineral salt concentration is 6 000 mg/L，it assumed as follows:medium-high water sensitivity，shortage of energe in reservoir bed，low pressure in oil measures，the formation water of Hong 1 formation is CaCl2with the total mineral concentration of 111 643.71 mg/L.Combined with proposed injection of sweeping fluid，the anti-swelling rate among three types of anti-swelling agents under different temperatures was studied.It suggested that while the concentration of 1#anti-swelling agent was 1.5%，the anti-swelling rate could be up to 88%，so 1#anti-swelling agent was used in Hong 1 well area.

sensitivity reservoir bed;anti-swelling water injection;anti-swelling agent;Hong 1 well area

TE357.6

A

10.3969/j.issn.1008－2336.2011.04.077

1008－2336(2011）04－0077－03

2011－06－23;改回日期:2011－07－04

尹先清，男，1962年生，碩士，教授，現從事油田應用化學方面的研究工作。E-mail:jzyinxq@126.com。