張 宏

（中國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1塊位于前辛斷裂鼻狀構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年上報含油面積11.3km2，探明石油地質(zhì)儲量1.631×107t，試驗區(qū)地質(zhì)儲量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，累計產(chǎn)油量58 240.4t，日注水156m3，累計注水14 165m3。

2 開發(fā)存在的問題

強1塊在實施注水開發(fā)時，存在注水啟動壓力高，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對儲層造成傷害。

3 速敏性和水敏性評價

針對上述存在問題，通過控制現(xiàn)場注入液流速，進行了強1－46－20井速敏性及水敏性評價試驗［1－2］。

3.1 速敏性評價

表1為強1－46－20井速敏性評價試驗結(jié)果。

表1 強1－46－20井速敏性評價試驗結(jié)果Table 1 Result of Qiang 1－46－20 speed sensitivity experiment

結(jié)合儲層微觀特征可得，該儲層非均質(zhì)性屬于中等偏強，孔喉細小，大部分孔喉半徑小于5μm，速敏性粘土礦物伊利石相對含量在53%（質(zhì)量分數(shù)），從而進行敏感性流動試驗宏觀評價，判定該儲層存在中等偏強速敏性，臨界流速為0.5mL／min。

3.2 水敏性評價

該井共進行4塊樣品的水敏性評價試驗，實驗結(jié)果見表2。

表2 強1－46－20井水敏性評價試驗結(jié)果Table 2 Result of Qiang 1－46－20 water sensitivity experiment

從3塊柱狀巖心流動試驗結(jié)果看，水敏指數(shù)在51%～64%，依據(jù)表2的水敏性評價指標，確定該井儲層屬于中等偏強水敏。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，水敏性礦物當遇到低于臨界礦化度的流體時，會發(fā)生水化膨脹，從而堵塞吼道，降低儲層滲透率，因此在現(xiàn)場實施注水時需要采取一定的防膨措施。

4 防膨劑篩選評價試驗

4.1 防膨劑的靜態(tài)優(yōu)化方法與原理

防膨劑評價方法較多，各有優(yōu)缺點。傳統(tǒng)的評價方法為離心法、膨脹依法，測試設備簡單，但重復性差。近年來，X 射線衍射微觀定量評價方法越受到重視，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，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章的無數(shù)晶粒，讓足夠數(shù)量的各組晶面能同時以所需的入射角（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)量分數(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 作為上限的對比值，見圖1。從圖1可以清晰的看出，在使用同一濃度有機防膨劑時，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)、有機防膨劑及完全水化時晶面間距的對比Fig.1 The comparison of interplanar spacing in the dry state，organic clay anti－swelling agent and complete hydration

4.2 防膨劑的動態(tài)注入方式優(yōu)化與評價

連續(xù)注入防膨劑可以減輕儲層的傷害，當巖心注入質(zhì)量分數(shù)為1%的6＃防膨劑時，注水量在1PV時巖心滲透率保留率為96.56%，直到注入量在21 PV 時，巖心滲透率仍保留在83.01%；而在采用段塞式注入防膨劑時，當6＃防膨劑以質(zhì)量分數(shù)0.5%注入0.3PV 后轉(zhuǎn)注水，注入水在5PV 時巖心滲透率保留率為95.14%，隨著注水量增加，當注入水在10PV 時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；當再次注0.3PV 6＃防膨劑（質(zhì)量分數(shù)為0.5%）時，注水量在16PV 滲透率保留率為75.58%，注水量增加到21 PV 時，滲透率保留率下降到49.67%，由兩條曲線對比來看，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驗評價

通過降低注入水中防膨劑的濃度，用巖心液測滲透率來評價防膨效果，先期采用一個質(zhì)量分數(shù)為1%高段塞注入，之后改用質(zhì)量分數(shù)為0.5%防膨劑連續(xù)注入，當防膨劑注入量在5PV 時，滲透率保留率在99.63%，直到防膨劑注入量達到66PV 時，滲透率保留率下降到98.16%，下降較平緩，說明防膨劑作用時間長，防膨劑中的離子或基團一旦進入粘土晶層，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價曲線Fig.3 The evaluation curve of continuous injection and reduce anti－swelling agent concentration

5 應用實例

強1塊前期開發(fā)籠統(tǒng)試注時，油壓12～13MPa（啟動壓力4.8 MPa），達不到日配注要求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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