特低渗透油藏注水粘土稳定剂及评价方法——以海拉尔盆地贝尔油田为例

粘土膨胀与运移是特低渗透水敏地层注水开发过程中的突出问题.以平均渗透率为1.83x10-3 μm2的贝尔油田为例,采用天然岩心对地层的水敏性及粘土稳定剂进行了研究,并且对目前广泛采用的粘土稳定剂静态与动态评价方法在特低渗透油田的适用性进行了探讨.分析了水敏导致的渗透率损失对中、高渗透油藏与低渗透油藏产生的不同结果及其原因.通过对3种不同类型粘土稳定剂评价结果,发现室内合成的粘土稳定剂SN的防膨性能优于氯化钾、聚二甲基二烯丙基氯化按及环氧氯丙烷与二甲胺共聚物3种粘土稳定剂.实验结果表明:贝尔油田存在中等程度水敏性,粘土稳定剂SN对其具有较好的防膨效果.水敏对于特低渗透油藏渗透率的影响要远大于中、高渗透油藏.特低渗透油藏粘土的少量膨胀,会导致渗透率的大幅度降低.单纯的静态粘土稳定剂评价方法不适合特低渗透油藏注水过程中所用粘土稳定剂评价,应结合动态评价的实际渗透率损失结果进行粘土稳定剂优选.     

萨零组低渗透储层粘土稳定剂性能评价

针对萨零组低渗透油层强水敏特征,用多种方法系统评价了表征粘土稳定剂性能的岩心伤害率、防膨率、晶格间距、吸附量、溶失率、配伍性、有效物含量等七项指标,形成了一套完整的筛选评价粘土稳定剂性能指标的方法体系.所优选出的氯化钾型粘土稳定剂DNT-014具有良好的性能,在矿场防膨压裂及添加防膨剂水驱试验中取得了很好的应用效果,检验了该方法体系的有效性.     

石南21井区低伤害防膨压井液的研究

针对石南井区储层的水敏、碱敏、盐敏性研制了由高分子聚合物、粘土稳定剂、破乳助排剂、除氧剂组成的油气井防膨压井液LU-2。此防膨压井液具有防膨效果好、对地层伤害低等特点，并成功进行了现场试验，效果良好。     

JX-P有机液态粘土稳定剂试验研究

介绍了有机液体粘土稳定剂JX-P的防膨机理、静态防膨试验、耐冲刷性能试验、岩心破碎率评价试验、岩心伤害评价试验、与压裂液配伍性试验等情况。通过试验得出:与常用的粘土稳定剂相比,JX-P除具有显著的抑制粘土微粒膨胀、运移的作用之外,还可妥善解决固态粘土稳定剂固化结块问题。在肇源油田进行了65口井现场试验,压后初期平均单井日产液3.4t,日产油3.0t,采油强度0.29t/(d.m),与使用KCl和BCS851的30口井对比,产油强度提高了0.06t/(d.m),取得了很好改造效果。     

油田注水中缩膨剂预处理的室内研究

对于水敏油藏注水开发，必须进行防膨预处理。目前常规的粘土稳定剂对于新注水的粘土矿物有一定的抑制粘土膨胀作用，但对于已经发生粘土膨胀的地层作用不大。缩膨剂的室内实验研究表明，缩膨剂在防膨和缩膨性能上均优于常规的粘土稳定剂。缩膨剂在油田注水中，特别是水敏油藏具有很好的应用前景。     

注水处理用粘土稳定剂的优选

油井转注水前必须对油层进行防膨处理,而选择合适的粘土稳定剂是关键。由于粘土稳定剂传统评价方法存在不足以及现场使用存在随意性,因此建立了优选粘土稳定剂的系统评价方法。即用X射线衍射仪测定经不同浓度的粘土稳定剂浸泡过的Ca蒙脱石的晶面间距,确定粘土稳定剂最佳的使用浓度;采用乙二醇蒸汽饱和法、水洗实验法、水浸泡实验法评价粘土稳定剂防膨效果的稳定性和耐水冲刷能力;测定在不同温度下经最佳浓度的粘土稳定剂处理后的Ca蒙脱石晶面间距,了解粘土稳定剂的稳定性能;使用研究区块岩心并模拟注水过程进行岩心流动实验,优选出适合于具体区块注水前预处理用的粘土稳定剂。在低渗透油田河146区块,采用优选的粘土稳定剂对河2-斜4井处理后,平均注水量为60.2m3／d,注水油压为18NPa;而没有采用优选的粘土稳定剂的河146-63井,在油压为29MPa时还注不进水。实践表明所建立的粘土稳定剂的系统评价方法是有效的,对油田粘土稳定剂的使用具有一定的指导意义。     

宝北区块强水敏地层油层保护实验研究

宝北区块为一典型的低孔低渗油藏，注水开采造成油层伤害严重，针对该油田强水敏地层的特点．开展了防水敏伤害的油层保护实验研究。研究结果表明，造成地层强水敏伤害的矿物主要为高岭石和蚀变云母：通过实验评选出了性能较好的粘土稳定剂，提出了防水敏伤害的油层保护措施，并在现场进行了试验，取得了满意的效果。     

粘土稳定剂在宝浪油田注水过程中的筛选与应用

宝浪油田属于低孔低渗油气藏,储层属强水敏。注水过程中注入粘土稳定剂是保护油层的重要措施,它可以在一定程度上稳定粘土,从而稳定注水井的注入能力,通过室内试验对多种防膨剂进行评价,优选后的防膨剂配方在现场应用过程中取得了良好的效果,对宝浪油田的注水开发起到了十分重要的作用。     

新型高温粘土稳定剂XFP-2的研制及现场应用

为使水敏性稠油油藏注汽热采能顺利进行，合成了新型高温粘土稳定剂XFP-2，并对其耐温、抗盐、耐水洗和粘土防膨性能进行了评价。实验结果表明，XFP-2防膨能力强，室温、高温时的防膨率均超过90％，具有长效、抗盐的特性，XFP-2耐温可达300℃以上，能满足注蒸汽条件下开采稠油的需要。现场应用表明，该粘土稳定剂能有效保护油层，提高稠油油藏注汽开发效果。     

宝浪油田储层水敏性评价及粘土稳定剂筛选实验研究

宝浪油田为一典型的低孔低渗油藏,为防止注水开发时入井流体与地层不配伍而造成对储层的伤害,开展了防水敏伤害的油层保护实验研究.研究结果表明,造成地层强水敏伤害的矿物主要为高岭石和蚀变云母.通过实验筛选出了性能较好的粘土稳定剂,提出了防水敏伤害的技术措施.并在现场进行了试验,取得了满意的效果.     

海拉尔盆地贝301区块注水开采室内研究

海拉尔盆地贝301区块为中．低孔渗储层,储层敏感性矿物含量高。通过大量的静态与动态模拟实验,对储层的伤害机理与防治措施进行了室内实验研究,考虑在注水过程中控制粘土矿物的水化膨胀和分散运移,稳定注水井的注入能力。通过室内实验对现场即将使用的多种粘土稳定剂进行评价,优选出了与贝301区块油藏配伍的粘土稳定剂,形成了由室内实验到现场应用的注水开采技术。     

SSN—3粘土稳定剂的研制及应用

针对中原油田各采油厂的地质特征，进行室内试验，筛选的出适合本油田的粘土稳定剂，使粘土稳定效果达到最佳。方法：对筛选的ＳＳＮ－３粘土稳定剂的配伍性和热稳定性分别进行了动态，静态评价对比。结果：粘土稳定对剂注水井地层中粘土矿物给注水开发的油田带来不利影响。     

注水吞吐采油机理研究

单井注水吞吐采油是提高无能量补充井采出程度的方法之一。文章阐述了注水吞吐采油机理，模拟实验结果表明，各种润湿性油藏实施注水吞吐都有效，但随亲水性的增强，吞吐采出程度呈增大的变化趋势。在注入水中加入表面活性剂和粘土防膨胀剂后，可降低油水界面张力，减轻注入水对储层的损害，使润湿性向亲水方向转化．进一步提高油藏的采收率。     

耐高温两性离子粘土稳定剂TTA的制备及性能评价

在对两性离子聚合物抑制粘土水化膨胀作用机理研究的基础上,分别以丙烯酰胺（AM）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）和2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸（AMPS）为聚合单体,采用过硫酸钾和亚硫酸氢钠组成氧化还原引发体系的溶液聚合方法,研制了一种耐高温两性离子粘土稳定剂TTA,并采用红外光谱对其结构进行了表征。静态粘土膨胀实验和岩心流动渗透率伤害率实验结果表明：两性离子粘土稳定剂TTA不仅用量小,耐高温能力强,而且对粘土水化膨胀具有较好的抑制效果,是一种性能优良的粘土稳定剂,可应用于油气田开发的各个领域中。     

PCM粘土稳定剂的合成及评价

以非离子型单体B和阳离子单体DAC合成了PCM阳离子聚合物粘土稳定剂 ,进行了粘土抑制性静态试验和岩芯流动试验。结果表明 ,PCM粘土稳定剂具有很强的抑制粘土水化膨胀能力 ,可用于油田开发中注水井或采油井的注入水、酸化液、压裂液、射孔液等工作液中     

欠平衡钻井无粘土相海水水包油钻井液研究

针对渤海某些区块地层压力系数低及缝洞发育易发生井漏的实际情况,在室内通过优选不同油水比、增粘稳定剂、乳化剂、降滤失剂,确定出了适合该地区进行欠平衡钻井作业的无粘土相海水水包油钻井液配方。室内性能评价实验结果表明,该钻井液具有较强的抗海水、原油污染的能力,同时具有良好的抗温稳定性、抑制性、润滑性以及储层保护性能,能够满足该地区在低压储层和易发生井漏等复杂情况下进行欠平衡钻井作业的要求。     

用RV－E／PF－C复合剂解除蒸汽吞吐特稠油井的堵塞

本文介绍了用非离子表面活性剂用ＲＶ－Ｅ及粘土稳定剂ＰＦ－Ｃ联合处理蒸汽吞吐开采的特稠油井的工艺方法。经处理的特稠油井产量上升，回采水率提高，生产周期延长。     

阳离子聚合物粘土稳定剂有效期的评价及预测

研究了阳离子聚合物粘土稳定剂在蒙脱土上的吸附与解吸附规律,并通过对解吸附规律的分析和研究,确定了一种评价阳离子聚合物粘土稳定剂稳定粘土矿物有效期的方法和预测阳离子聚合物粘土稳定剂稳定粘土矿物时间长短的计算公式,为研制新型阳离子聚合物粘土稳定剂和评价、优选粘土稳定剂奠定了基础,同时为确定粘土稳定剂的最佳使用浓度、处理周期提供了依据。     

Evaluation and prevention of formation damage in offshore sandstone reservoirs in China

Reduction in water injectivity would be harmful to the waterflood development of offshore sandstone oil reservoirs. In this paper the magnitude of formation damage during water injection was evaluated by analyzing the performance of water injection in the Bohai offshore oilfield, China. Two parameters, permeability reduction and rate of wellhead pressure rise, were proposed to evaluate the formation damage around injection wells. The pressure performance curve could be divided into three stages with different characteristics. Analysis of field data shows that formation damage caused by water injection was severe in some wells in the Bohai offshore oilfield, China. In the laboratory, the content of clay minerals in reservoir rock was analyzed and sensitivity tests （including sensitivity to water, ftow rate, alkali, salt and acid） were also conducted. Experimental results show that the reservoir had a strong to medium sensitivity to water （i.e. clay swelling） and a strong to medium sensitivity to flow rate, which may cause formation damage. For formation damage prevention, three injection schemes of clay stabilizer （CS） were studied, i.e. continuous injection of low concentration CS （CI）, slug injection of high concentration CS （SI）, and slug injection of high concentration CS followed by continuous injection of low concentration CS （SI-CI）. Core flooding experiments show that SI-CI is an effective scheme to prevent formation damage and is recommended for the sandstone oil reservoirs in the Bohai offshore oilfield during water injection.