六东区克下组稠油油藏注汽防缩膨实验研究

徐莎，尹祥翔，刘林泉，张昕，曾宪友

六东区克下组稠油油藏注汽防缩膨实验研究

徐莎1，尹祥翔1，刘林泉2，张昕2，曾宪友1

（1.长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室，武汉430100；2.中国石油新疆油田分公司石西油田作业区，新疆克拉玛依834000）

针对六东区克下组稠油油藏的地质特征，在蒸汽吞吐开采之前，开展了防缩膨实验研究。以储层敏感性评价、防缩膨剂优选及静态性能评价结果为依托，通过对防缩膨剂耐温性能的评价和岩心流动等实验，确定了防缩膨周期、处理半径及现场注入程序。研究表明：适用于六东区克下组的最佳防缩膨剂分别为质量浓度为1%的HCS-G和质量浓度为1%的EXHCS，均可耐230℃高温，能满足现场蒸汽吞吐要求；确定防缩膨处理半径为3.5 m，防膨周期约为2年，缩膨周期约为1年，并设计了现场注入程序。

蒸汽吞吐；防缩膨；处理半径；注入程序

0 引言

新疆油田六东区克下组为一典型的砂砾岩稠油油藏，稠油黏度高、流动性差，对温度非常敏感，目前常采用蒸汽吞吐来开采此类油藏［1］。由于地层中黏土矿物含量高且胶结疏松，当注入高温蒸汽时，大量的黏土矿物在高温、高压下会膨胀、分散甚至脱落运移，堵塞孔隙和喉道，对地层的渗透性产生较严重的伤害，导致地层吸气能力下降［2-4］。因此，在蒸汽吞吐开采之前，开展防缩膨实验研究显得尤为重要。

由储层敏感性评价、防缩膨剂优选及静态性能评价实验结果可知：储层存在中等偏弱速敏及中等偏强水敏伤害；优选出质量浓度为1.0%的HCS-G和质量浓度为1%的EXHCS为研究区最佳防缩膨剂，且配伍性及耐酸碱性等静态性能良好。故笔者通过开展岩心驱替实验，评价防缩膨剂的耐温性能，确定防缩膨周期及处理半径，最终制定现场防缩膨注入程序。

1 岩心物性

六东区克下组钻井岩心以砾状砂岩、砂砾岩和小砾岩为主，岩石碎屑主要为石英和长石，颗粒磨圆度和分选性差。颗粒间以泥质胶结为主（体积分数为10%），黏土矿物成分主要为高岭石（体积分数为73.6%），其次为伊/蒙混层和少量伊利石、绿泥石等。岩心孔隙度为16%～30%，平均为21%；渗透率为10～10 000 mD，平均为547 mD。综合分析认为六东区克下组岩心孔隙度和渗透率均较高。

2 实验设备

实验仪器：AC-FDS-800-10000型高温高压岩心流动仪（美国）、DHG-9023A型电热恒温鼓风干燥箱（上海）等。实验材料：直径为2.54 cm的圆柱体岩心、黏土防膨剂HCS-G、黏土缩膨剂EXHCS、氯化钠、氯化钾和氯化钙等。

3 实验结果与讨论

3.1防缩膨剂耐温性能评价

为评价防缩膨剂的动态热稳定性，采用质量浓度为1%且在230°C下老化12 h的防缩膨剂作岩心驱替实验，得到渗透率随驱替时间变化的关系曲线（图1、图2）。

图1 防膨剂热稳定性曲线Fig.1 The thermal stability curves of anti-swelling agent

图2缩膨剂热稳定性曲线Fig.2 The thermal stability curves swelling shrinkage agent

图1 表明：采用经230℃老化的防膨剂驱替之后，3块岩心的渗透率均呈现出增大的趋势，渗透率从小到大依次为32.67%，64.21%和115.83%，均高于30%。这是因为经230℃老化的防膨剂中阳离子基团与黏土矿物层间的阳离子进行了离子交换，削弱了黏土中的高价离子对水分子的静电引力，使水分子不易与黏土颗粒结合，从而防止了黏土膨胀。另外，由于高分子有机阳离子吸附在黏土颗粒表面形成高分子保护膜，阻止了水分子进入黏土晶格，抑制了黏土发生水化膨胀。因此，随着驱替时间的增加，岩心的渗透率呈增大的趋势，当驱替时间增加到一定程度之后，岩心的渗透率趋于稳定。

图2表明：采用经230℃老化的缩膨剂驱替之后，6块岩心的渗透率呈现出增大的趋势，渗透率从小到大依次为15.39%，56.00%和106.09%，均高于15%。这是因为经230℃老化的缩膨剂中高分子聚合物阳离子基团与黏土矿物发生物理化学反应，使黏土晶格改性，遇水后不膨胀。对于已经膨胀的黏土晶格，由于该聚合物阳离子的水化能低于无机阳离子的水化能，因此其可优先吸附在黏土上，使黏土颗粒释放出水分子，晶格缩小，并依靠自身的分子结构，通过多点吸附作用使这些改性的黏土矿物与原地层矿物牢固结合，从而抑制了黏土矿物颗粒遇水膨胀运移。

另外，缩膨剂兼有传统黏土稳定剂的防膨性能，而且吸附能力强，受地层水pH值影响小，对地层的适应性强，能使已经水化膨胀的黏土脱水缩膨，恢复储层的渗透能力。

综合分析表明，动态条件下，即使温度高达230℃，防缩膨剂仍能有效地降低黏土矿物对储层的伤害。由于研究区的蒸汽入口温度为207.3℃，所以防缩膨剂的耐温性能满足现场要求。

3.2确定防缩膨周期及处理半径

采用岩心流动实验，以确定防缩膨周期。按照驱替体积从小到大的顺序，测定注入防膨剂后油层渗透率的变化［5］，并绘制出注入防膨剂前后渗透率恢复值随驱替体积的变化曲线（图3、图4）。

图3 防膨剂防膨周期Fig.3 The anti-swelling cycle

图4 缩膨剂缩膨周期Fig.4 The swelling shrinkage cycle

由实验结果可知：未加防膨剂时，岩心渗透率恢复值均小于100%，这说明岩心渗透率均降低，因此必须采取一定的防缩膨措施；在注入驱替体积为2PV的防膨剂之后，储层岩心渗透率急剧上升，驱替体积达到50 PV时渗透率恢复值依旧略大于100%，此后渗透率快速下降，表明防膨剂失效（参见图3）；在注入驱替体积为1 PV的缩膨剂之后，储层岩心渗透率急剧上升，驱替体积达到25 PV时渗透率恢复值依旧略大于100%，此后渗透率快速下降，表明缩膨剂失效（参见图4）。可见防缩膨剂具有良好的耐水洗性能，可以长期有效地抑制黏土膨胀及运移。

由于研究区采用的是蒸汽吞吐开采，并分别采用Marx-Langenheim模型、Willman模型及Frouq Ali模型等经典方法［6-8］，计算出处理半径为3.5 m，加之储层伤害半径为1.5 m，故将处理半径确定为3.5 m较为稳妥，继而求得防膨周期约为2年，相当于约9个周期的注汽量；缩膨周期约为1年，相当于约5个周期的注汽量。

3.3防缩膨剂注入程序设计

根据研究区现场要求，在保证防缩膨效果的同时考虑施工成本，可采用段塞式注入方式。

调剖剂注入量公式为

式中：Q为防缩膨剂用量，m3；r为处理半径，m；h为油层有效射开厚度，m；φ为油层平均孔隙度，小数。

因为防缩膨剂的处理半径为3.5 m，储层伤害半径为1.5 m，为保证在处理半径范围内防缩膨剂的质量浓度不低于1.0%，且能有效地解除对储层的伤害，现设计防缩膨剂的注入程序如下：

（1）注入缩膨剂段塞。泵车先以最小排量从油管注入质量浓度为3%的EXHCS溶液10.10 m3。在泵车注入过程中，变化档位及转速，录取不同泵速下的注入压力，为后续注入液提供泵注参数。然后从油管注入质量浓度为1%的EXHCS溶液38.40 m3。整个过程注入压力控制在地层破裂压力以下。关井，检查井口各阀门是否紧闭，焖井24 h。

（2）注入防膨剂段塞。开井，泵车启动，从油管注入质量浓度为3%的HCS-G溶液20.20 m3，注入速度同上，注入过程应严格控制注入压力在地层破裂压力以下；然后从油管注入质量浓度为1%的HCS-G溶液76.80 m3，注入速度同上，注入过程应严格控制注入压力在地层破裂压力以下。关井，检查井口各阀门是否紧闭，焖井24 h。

4 结论

（1）六东区克下组存在中等偏弱速敏、中等偏强水敏伤害；适合于六东区克下组的防缩膨剂分别为质量浓度为1%的HCS-G和质量浓度为1%的EXHCS。

（2）防缩膨剂可耐230℃高温，能满足现场蒸汽吞吐要求。

（3）防缩膨处理半径为3.5 m，防膨周期约为2年，缩膨周期约为1年。

［1］庞维奇，陈冬霞，张俊.隐藏油气藏的概念与分类及其在实际应用中需要注意的问题［J］.岩性油气藏，2007，19（1）：1-8.

［2］穆芫.朝阳沟油田蒸汽吞吐防膨预处理研究［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（4）：80-81.

［3］孙康，李国艳，王波，等.切12号构造下干柴沟组下段储层特征及影响因素分析［J］.岩性油气藏，2010，22（增刊1）：49-52.

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［5］张绍槐，罗平亚.保护储集层技术［M］.北京：石油工业出版社，1993.

［6］Marx J W，Langenheim R H.Reservior heating by hot fluid injection［J］.Petroleum Transactions，1959，216：312-315.

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［8］Ali F.Oil recovery by steam injection［M］.Bradford PA：Producers Publishing Co.Inc.，1970.

（本文编辑：杨琦）

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

中国石油天然气集团公司科技项目“六东区克下组砂砾岩稠油油藏解堵、防膨工艺技术研究”（编号：2010-228-WK）资助

徐莎（1984-），女，长江大学在读硕士研究生，工程师，研究方向为油藏工程。地址：（430100）湖北省武汉市蔡甸区大学路特1号长江大学武汉教育基地。E-mail：563440829@qq.com。