张 宏

（中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦124010）

1 地质特征及开发现状

强1块位于前辛断裂鼻状构造带北段和七家子洼陷东北侧斜坡部位，主要含油层在沙海组下段，2008年上报含油面积11.3km2，探明石油地质储量1.631×107t，试验区地质储量1.185×106t。截止到2010 年11 月底全块完钻32 口井，投产油井20口，投注水井4 口，待投井8 口。区块日产油167.1t，累计产油量58 240.4t，日注水156m3，累计注水14 165m3。

2 开发存在的问题

强1块在实施注水开发时，存在注水启动压力高，随注水量的增加，注水压力也随之升高，注水量逐渐递减的困难局面，依据上述问题，分析有3方面的原因：1）储层物性差，吸水能力低；2）水中粘土含量偏高，影响注水效果；3）注水速度快和注水中悬浮物含量高会对储层造成伤害。

3 速敏性和水敏性评价

针对上述存在问题，通过控制现场注入液流速，进行了强1－46－20井速敏性及水敏性评价试验［1－2］。

3.1 速敏性评价

表1为强1－46－20井速敏性评价试验结果。

表1 强1－46－20井速敏性评价试验结果Table 1 Result of Qiang 1－46－20 speed sensitivity experiment

结合储层微观特征可得，该储层非均质性属于中等偏强，孔喉细小，大部分孔喉半径小于5μm，速敏性粘土矿物伊利石相对含量在53%（质量分数），从而进行敏感性流动试验宏观评价，判定该储层存在中等偏强速敏性，临界流速为0.5mL／min。

3.2 水敏性评价

该井共进行4块样品的水敏性评价试验，实验结果见表2。

表2 强1－46－20井水敏性评价试验结果Table 2 Result of Qiang 1－46－20 water sensitivity experiment

从3块柱状岩心流动试验结果看，水敏指数在51%～64%，依据表2的水敏性评价指标，确定该井储层属于中等偏强水敏。通过铸体薄片在镜下观察看出，样品孔隙吼道发育比较好，有伊蒙混层，碳酸盐，绿泥石存在，而且伊蒙混层含量多，水敏性矿物当遇到低于临界矿化度的流体时，会发生水化膨胀，从而堵塞吼道，降低储层渗透率，因此在现场实施注水时需要采取一定的防膨措施。

4 防膨剂筛选评价试验

4.1 防膨剂的静态优化方法与原理

防膨剂评价方法较多，各有优缺点。传统的评价方法为离心法、膨胀依法，测试设备简单，但重复性差。近年来，X 射线衍射微观定量评价方法越受到重视，该方法精度高可以消除人为误差。其原理根据X 射线衍射遵循Bragg方程：

式中：d 为晶面间距，nm；λ为射线的波长，nm；θ为射线入射角，（°）。

用一束平行的特征X 射线照射粉末样品中杂乱无章的无数晶粒，让足够数量的各组晶面能同时以所需的入射角（0°～90°）产生衍射，根据产生衍射的入射角值，可以算出晶面间距［3－6］。晶面间距越小，防膨效果越好，以此可以选择效果最佳的粘土稳定剂。其方法：配制质量分数为1%不同粘土稳定剂，各取一定质量的Ca蒙脱石分别放入粘土稳定剂中，充分振荡，放置1d后在一定湿度条件下立即制样进行X 射线衍射分析，从而通过晶面间距找出一种效果最佳的防膨剂。

为判定粘土稳定剂的防膨效果，把Ca蒙脱石干样（001）界面的晶面间距为1.205nm 作为下限对比值；把Ca蒙脱石完全水化状态下（001）界面的晶面间距1.906nm 作为上限的对比值，见图1。从图1可以清晰的看出，在使用同一浓度有机防膨剂时，6＃防膨剂的晶面间距（1.430nm）小于7＃防膨剂的晶面间距（1.525nm）；从而筛选出效果最佳6＃防膨剂。

图1 粘土在干样状态、有机防膨剂及完全水化时晶面间距的对比Fig.1 The comparison of interplanar spacing in the dry state，organic clay anti－swelling agent and complete hydration

4.2 防膨剂的动态注入方式优化与评价

连续注入防膨剂可以减轻储层的伤害，当岩心注入质量分数为1%的6＃防膨剂时，注水量在1PV时岩心渗透率保留率为96.56%，直到注入量在21 PV 时，岩心渗透率仍保留在83.01%；而在采用段塞式注入防膨剂时，当6＃防膨剂以质量分数0.5%注入0.3PV 后转注水，注入水在5PV 时岩心渗透率保留率为95.14%，随着注水量增加，当注入水在10PV 时岩心渗透率保留率下降为86.2%，说明岩心内部防膨剂被稀释、吸附、防膨作用也随之降低，因此随着注入水的增加，渗透也随之降低；当再次注0.3PV 6＃防膨剂（质量分数为0.5%）时，注水量在16PV 渗透率保留率为75.58%，注水量增加到21 PV 时，渗透率保留率下降到49.67%，由两条曲线对比来看，连续注入防膨剂效果优于段塞式注入［7］。

4.3 连续注入并降低防膨剂浓度的实验评价

通过降低注入水中防膨剂的浓度，用岩心液测渗透率来评价防膨效果，先期采用一个质量分数为1%高段塞注入，之后改用质量分数为0.5%防膨剂连续注入，当防膨剂注入量在5PV 时，渗透率保留率在99.63%，直到防膨剂注入量达到66PV 时，渗透率保留率下降到98.16%，下降较平缓，说明防膨剂作用时间长，防膨剂中的离子或基团一旦进入粘土晶层，就不易被其他物质置换，防膨效果显著［8］。现场可以采用防膨剂连续注入方式，前期注入高浓度段塞，后期降低防膨剂浓度连续注入。

图2 6＃防膨剂连续注入与段塞注入效果对比曲线Fig.2 The effective contrast of 6＃anti－swelling agent continuously injected and slug injected

图3 连续注入并降低防膨剂浓度的评价曲线Fig.3 The evaluation curve of continuous injection and reduce anti－swelling agent concentration

5 应用实例

强1块前期开发笼统试注时，油压12～13MPa（启动压力4.8 MPa），达不到日配注要求20m3，后期调整注入速度，改善注水水质，注水过程中连续添加防膨剂，防止粘土膨胀水化，堵塞喉道孔隙，影响注水效果，后期改善注水后，达到日配注量30 m3，注入状况良好，2010年12月油井普遍见到注水效果，递减程度得到有效减缓，月递减率由天然能量开发13.0%下降至注水见效初期6.6%，2011年3月已经下降至2%。

［1］ 赵敏，徐同台.油层保护技术［M］.北京：石油工业出版社，1995：23－41.

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