苏北盆地海安凹陷红1井区防膨注水开发实验研究

尹先清，于宝石，孙 芳，曹红英，彭丰卫，寇显富，罗觉生

(1.长江大学，湖北荆州 434023;2.中国石油浙江油田公司，浙江杭州310023;3.北京中油石油技术有限公司，北京 100083）

苏北盆地海安凹陷红1井区防膨注水开发实验研究

尹先清1，于宝石2，孙 芳1，曹红英2，彭丰卫3，寇显富2，罗觉生1

(1.长江大学，湖北荆州 434023;2.中国石油浙江油田公司，浙江杭州310023;3.北京中油石油技术有限公司，北京 100083）

在注水油田开发过程中，防止注水引起储层黏土膨胀是非常重要的。苏北油区红1井区储层岩石的水敏指数为0.43，临界矿化度为6 000 mg/L，表现为中等偏强水敏，储层能量不足，油层压力低，地层水型为CaCl2，总矿化度111 643.71 mg/L。文章结合拟注入的清水，研究了三种防膨剂在不同温度下的防膨率，其中1#防膨剂使用浓度为1.5%时其防膨率达到88%，在现场得到应用。

敏感性储层;防膨注水;防膨剂;红1井区

储层水敏是制约油田新区块开发效果的重要因素，直接影响到开发周期和成本。尤其是在注水开发过程中，会造成储层渗透率下降，注水压力升高，甚至注不进水的严重后果［1－5］。红1井区是浙江油田分公司在苏北盆地海安凹陷曲塘次凹红阳断块的一个新区域。红1井完钻层位为阜一段，井深3 018 m，储层孔隙度为 1.92% ～12.39%，渗透率(0.28 ～6.76） ×10－3μm2，物性较差，储层为低渗透储层，自然产能低。其黏土矿物分析结果表明:储层以伊/蒙混层为主，伊/蒙混层相对含量67%，伊利石相对含量12%，绿泥石相对含量9%，高岭石相对含量为12%;地层水矿化度11 643.71 mg/L，水型为CaCl2。储层具有中等水敏，水敏指数0.43，临界矿化度6 000 mg/L，拟采用的注入水为袁家水源井水(以下称为注入清水）的矿化度仅919.47 mg/L，二者矿化度相差较大。本文通过注入水源的防膨剂评价实验，研究了三种防膨剂在不同浓度、不同温度下的防膨效果，提出了红1井区注水开发时应采取的防膨措施，指导油田注水开发过程中的储层保护。

1 实验药品及方法

防膨剂的作用机理主要是抑制水分子进入其晶格防止体积膨胀［6，7］。一类是无机防膨剂，其吸附性能一般，有效周期短，不耐冲刷，成本低;另一类为有机防膨剂，主要通过化学吸附起到稳定黏土的作用，特别具有耐温、耐酸、耐盐、耐流体冲刷的作用，是一种周期较长的黏土稳定剂，效果要好于无机防膨剂，但成本较高。研究中使用的三种防膨剂分别是:1#防膨剂为无机型防膨剂，主要成份为90%KCl+10%NH4Cl;2#防膨剂为小阳离子型，主要成份是60%的DMDAAC(二甲基二烯丙基氯化铵）水溶液;3#防膨剂是一种复合型防膨剂，由50%NH4Cl+20%DMDAAC+30%KCl复配而成。

实验方法:黏土稳定剂静态评价实验按照标准SY/T5971—1994《注水用黏土稳定剂性能评价方法》中离心法进行。在一定温度下将一定量的膨润土与黏土稳定剂溶液混合，依据膨润土膨胀体积的变化来评价防膨剂的防膨效果，实验过程如下:

将膨润土在105±2℃条件下恒温干燥6 h，取出放置于干燥器内，备用。取三支离心试管，在第一支试管中加入0.3 g黏土，再加入10 mL煤油;第二支试管中加入0.3 g黏土，再加入10 mL蒸馏水;第三支试管中加入0.3 g黏土，再加入10 mL一定浓度的防膨剂溶液。在相应的实验温度下放置24 h后，在转速为2 000 r/min的离心机上离心30 min，测定煤油中的黏土体积V0，蒸馏水中的黏土体积为V1，防膨剂溶液中黏土体积V2。并按下式计算防膨剂溶液的防膨率P，P值越大，防膨效果越好，反之，防膨效果越差。

2 实验结果及讨论

实验水样为注入清水和红1井地层水，与蒸馏水进行对比，在不同条件下加入不同浓度的防膨剂进行实验，评价防膨剂的防膨效果，各种水质离子成分见表1。

表1 水样的化学离子分析结果Tab.1 Chemical compositions of water samples and water quality analysis mg/L

二种水样的配伍性实验表明，在80℃温度下二种水样不会产生结垢，二者配伍性较好。

2.1 两种水源的防膨效果评价

表2中可以看出，红1井地层水由于具有较高的矿化度，其对黏土的防膨率达85%以上，有一定的防膨效果，而清水的矿化度低，其对黏土的防膨率只有11% ～13%。因此，对于该水敏性储层，采用清水作为注入水源时，要考虑防膨措施。

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

2.2 室温下单剂在不同浓度下的防膨效果

分别用蒸馏水和清水加三种防膨剂配制成浓度为 0.5%、1%、1.5%、2%、3% 的溶液进行室温下的防膨效果评价，实验结果见图1。

图1 室温下不同防膨剂的防膨效果曲线Fig.1 Anti-swelling effects of different agents under room temperature

从图1可以看出，常温下三种防膨剂的防膨效果随着防膨剂浓度的增大而变大，浓度≥1.5%后，防膨率提高不明显。用清水配制的1#防膨剂，其防膨剂浓度为1.5%时，防膨率可以达到83.3%;3#防膨剂的浓度为1.5%时，防膨率可以达到80.5%;2#防膨剂的浓度为1.5%时，其防膨率仅为50%。与蒸馏水对比，清水中加入防膨剂后防膨率有所提高，表明水的矿化度是影响防膨效果的重要因素。

2.3 50℃下单剂在不同浓度下防膨效果

分别用蒸馏水和清水将1#防膨剂、2#防膨剂、3#防膨剂配制成浓度为0.5%、1%、1.5%、2%、3%的溶液进行50℃下的防膨效果评价，实验结果见图2。

图2 50℃下不同防膨剂的防膨效果曲线Fig.2 Anti-swelling effects of different agents under 50 ℃

从图2可以看出，在50℃时，清水配制的1#、3#防膨剂溶液，在防膨剂浓度为1.5%时，其防膨率分别为86.11%、84.7%，2#防膨剂溶液，在防膨剂浓度为1.5%时，其防膨率为54.1%，表明1#、3#防膨剂的防膨效果好于2#防膨剂。

2.4 80℃下单剂在不同浓度下的防膨效果

分别用蒸馏水和清水将1#防膨剂、2#防膨剂、3#防膨剂配制成浓度为 0.5%、1%、1.5%、2%、3%的溶液进行80℃下的防膨效果评价，结果见图3。

图3 80℃下不同防膨剂的防膨效果曲线Fig.3 Anti-swelling effects of different agents under 80 ℃

从图3实验结果可以看出，在80℃时，清水配制的1#、3#防膨剂溶液，在防膨剂浓度为1.5%时，其防膨率分别为88%、86.9%，而2#防膨剂溶液，在防膨剂浓度为1.5%时，其防膨率仅为56.5%，同样说明温度升高1#、3#防膨剂的防膨效果也好于2#防膨剂。

3 结论及现场应用情况

(1）防膨剂的防膨效果随浓度的增大而增加;温度对2#防膨剂影响较大，温度升高，防膨效果有所下降，但对1#、3#防膨剂影响小。

(2）1#和3#防膨剂在使用浓度≥1.5%时，防膨率均＞85%，防膨效果较理想;地层水由于矿化度高，具有较好的防膨效果，在现场采出污水量达到可回注时，应停用清水改为注污水。

(3）1#防膨剂其使用浓度为1.5%时，其防膨率达88%以上。从2010年1月开始，红1井区注水开发过程中，在注入清水中加入浓度为1.0% ～1.5%的1#防膨剂，注入压力稳定在23 MPa，油井正常生产，没有因为注清水引起注水压力上升，表明加入防膨剂后的注入清水没有引起黏土膨胀而造成储层损害。

［1］马洪兴，肖驰俊，史爱萍.牛35块酸化措施中的油层保护技术［J］.石油钻采工艺，2003，25(1）:55－57.

［2］尹先清，曲乾生，罗觉生.管5特低渗透油藏注水防膨实验研究［J］.钻采工艺，2008，31(3）:108－110.

［3］宋斗贵，朱杜林，李金发，等.敏感性稠油藏防膨注水开发的前期研究与实践［J］.油田化学，2004，21(4）:320－323.

［4］张健，张黎明.新型耐温防膨剂的合成与性能研究［J］.石油与天然气化工，1999，28(3）:203－204.

［5］谢建勇，李建良，张绍鹏，等.沙丘5井区注水防膨技术研究［J］.新疆石油学院学报，2004，16(1）:59－62.

［6］裘亦楠，薛叔浩.油气储层评价技术［M］.北京:石油工业出版社，1997:288－323.

［7］徐同台，赵敏，熊友明.保护油气层技术(第二版）［M］.北京:石油工业出版社，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，硕士，教授，现从事油田应用化学方面的研究工作。E-mail:jzyinxq@126.com。