粘土稳定剂室内实验

四、室内实验研究4.1粘稳剂研制及注入浓度确定4.1.1粘稳剂研制根据目前国内外研究成果，解决油田注水开发储层水敏问题较好的方法是依据储层敏感性矿物的不同，在注入水中加入适当浓度相配伍的粘土粘稳剂。针对XXX油田储层双重水敏特性，外协研制出QY-138型固体粘土稳定剂。QY-138型粘土稳定剂是有机阳离子型聚合物，其主要成份为聚季胺盐，并在主链和侧链上都有季氮原子的聚合物。季氮原子在主链和侧链上的分布多少，以及在主链和侧链元环上的位次决定粘土稳定剂的防膨、防分散效果。CH3!aCHz—CH"-'CH^—OHjQY-138型粘土稳定剂防膨、防分散主要原理是，在带负电的粘土表面有很强的吸附能力，当它进入储层时，有机阳离子代换原来存在于粘土矿物表面上的阳离子；发生了“交换吸附作用”。有机阳离子总是定量吸附在粘土上，直到所有交换位置都为它们所占据为止，胺基牢牢附着在粘土表面上。同时，碳氢链也附着在粘土表面并代换原先所吸附的水分子，产生“粘土一有机复合体”，它不仅能有效地中和粘土微粒的电荷，抑制粘土的表面渗透水化作用，在水中产生的聚阳离子能紧密地吸附在粘土表面，也能中和粘土的负电性，从而减少粘土表面的负电性，形成亲水弱或晶面间连接紧密的基团，使膨胀性粘土转化为非膨胀性粘土，达到抑制粘土粒子的膨胀、脱落、分散、运移目的，将油层粘土矿物、凝灰质易解物固定在原位。此类聚合物分子链上众多的季胺的阳离子与粘土表面产生强烈的吸附，同时聚合物链束对粘土有覆盖和包被作用。4.1.1.2粘稳剂与地层水的配伍性实验

粘稳剂与地层水的配伍性也是决定粘稳剂可用性的重要指标，考虑XX地层温度在50°C左右，选实验温度50°C。实验方法是将配制好的粘稳剂与地层水按1:1的比例混合，于50C下作用72小时，结果显示，7种粘稳剂与地层水配伍性都很好。表4-1 粘稳剂溶液与地层水的配伍性实验结果粘稳剂1号2号3号4号5号6号7号配伍性清清清清清清清4.1.1.3浸泡对比实验实验将XXX-XXX井岩心分别放入含有1.5%浓度的W2液体粘稳剂（图4-1、图4-2）和QY-138固体粘稳剂的液体（图4-3、图4-4）中。浸泡后对比，前者3天就明显坍塌，而后者2个月后没产生明显裂缝，岩心表面脱落现象也不明显。室内实验表明，新研制出的QY-138固体粘稳剂好于W2液体粘稳剂。图4-1岩心在W2型液体粘稳剂浸泡前 图4-2图4-1岩心在W2型液体粘稳剂浸泡前 图4-2岩心在W2型液体粘稳剂浸泡3天图4-3QY-138型固体粘稳剂浸泡前岩心图4-4QY-138型固体粘稳剂浸泡岩心40天4.1.1.4粘稳剂与储层配伍性实验实验目的是评价粘稳剂与储层的配伍性，优选出能有效稳定储层的理想粘稳剂。其实验程序如下：用地层水抽空饱和岩芯并浸泡24h，然后测岩芯地层水渗透率K。；接着向岩芯中注入含粘稳剂的注入水10倍孔隙体积（本次实验粘稳剂的含量是1.5%），浸泡24h；用该溶液测定岩芯的渗透率土；伤害率S=（1—K/K）x100%，伤害率越小，粘稳剂与储层的配伍性越好。1 0根据室内水敏性研究结果，应用XX井岩心对1-7号粘稳剂开展了驱替对比评价实验。通过对七种不同粘稳剂进行室内与储层配伍性实验，1号和3号粘稳剂配伍性好，2号、5号粘稳剂效果次之，最差的是7号。表4-2 XX断块XXX储层岩心粘土稳定剂评价结果粘稳剂名称岩样编号气体渗透率（10-3刖2）孔隙度（%）地层水渗透率（10-3舰）注后渗透率（10-3舰）伤害率（%）评价结果备注1号1-126425.4920.1118.169.7好液体1-232.222.821.1461.17-2.092号2-319722.510.369.488.49较好2-418.420.360.220.18713.433号3-529220.70.3630.376-3.58好固体3-628.923.40.0340.0325.884号4-724326.8340.0521.1847.12较差4-833.923.770.0830.085-2.415号5-953223.824.724.485.08较好5-1036.524.020.0940.08212.776号6-1155025.81.31.216.92较好6-1264.323.460.0290.02320.697号7-1326320.0922.4113.2540.87较差7-1424.425.670.0660.05221.214.1.2室内粘稳剂注入浓度实验为了探索粘稳剂的合理使用浓度，开展了粘稳剂使用浓度优选实验。从3号固体QY-138粘稳剂在不同含量时。渗透率伤害率对比曲线可以看出,3号固体QY-138粘稳剂对储层渗透率伤害率随着浓度的增加而减小。注入倍数XXX井QY-13型粘稳剂）岩心渗透率损失率曲线4.1.3段塞评价实验为了探讨周期注水的可行性，开展了QY-138固体粘稳液段塞评价实验。实验程序是用地层水饱和岩心并浸泡24h，测地层水渗透率，向岩心中注入不同PV的粘稳液，接着用注入水驱替。从注入水介入后对岩心渗透率的损害程度可以看出，在注入不同PV粘稳液段塞时注入水对储层的伤害程度。0 10 20 30 40注入倍数图XXa井（QY-138段塞）岩心渗透率损失率曲线从实验结果看出，岩心中注入不同PV粘稳液即粘稳液段塞用量不同，最终注水效果也不同。随着注入段塞的增大，粘土稳定效果越来越好。另一方面也说明在注入一定孔隙倍数的粘稳液段塞后再注入一定体积的淡水，然后再进行周期性处理，可以节约粘土稳定剂的用量避免注入流体对储层的伤害，保持注水井的注入能力.根据上述实验及现场前期试验取得的认识，确定应用3号固体QY-138粘稳剂，采取1.5%的注入浓度，进行现场注水试验。4.2增产、增注技术室内研究由于XX断块XX储层属于偏碱性凝灰质强水敏储层，在增产、增注措施过程中随着外来流体进入油层，遇水膨胀、分散、泥化，造成油层伤害，严重影响措施效果。为此，开展了凝灰质强水敏储层增产、增注工艺技术研究。目前已形成了以乳化压裂液、酸压为主的配套工艺改造技术，为凝灰质储层、强水敏储层的有效动用，提供了工艺保证。4.2.1乳化液压裂工艺技术研究针对含凝灰质储层易吸水且吸水分散的特点，从降低压裂液滤失，提高防膨性能出发，研究应用了乳化压裂液体系。乳化压裂液采用水基冻胶为外相、油相为内相的水包油冻胶型压裂液,降滤失主要机理：一是贾敏效应显著，乳化压裂液液滴通过孔候的压力为2.2MPa/m，大于油藏能达到的压力梯度0.1MPa/m。二是压裂液中的油水两相流动降低了油、水相渗透率，测定人造岩芯（水矿化度为5000ppm）乳化压裂液的水相渗透率下降了89%。三是压裂液的粘度与水基压裂液相比得到大幅度提高。乳化压裂液在36min时的滤失量比水基压裂液降低48.6%。4.2.1.1柴油乳化压裂液技术研究柴油乳化压裂液是以羟丙基瓜尔胶作为压裂液增稠剂、以柴油作为降滤失剂。即在70C条件下，添加5.0wt%柴油及表面活性剂，柴油与水形成的水包柴油乳化液液滴直径大于孔喉直径或与其相当时，会对流体的渗流产生阻力效应，也就是所谓的“贾敏效应”，尤其是多个液滴叠加时，阻力效应变得非常显著。柴油的加入减弱了强水敏性凝灰质灰岩石的吸水作用，乳化压裂液向储层的滤失过程实际上是柴油和水两相流动过程，两相流动降低了水相的渗透率，尤其是对于强水敏性储层岩石，二者共同作用降低了压裂液的滤失。4.2.1.2原油乳化压裂液技术研究为进一步降低乳化压裂液成本，研究了原油乳化压裂液。原油乳化压裂液与柴油乳化压裂液相比，除把柴油换成原油外，其它成分如羟丙基瓜尔胶、润湿改进剂、SP169、稳定剂、活性剂、纯碱（碳酸钠）、小苏打（碳酸氢钠）、有机硼交联剂等化学药剂均相同，只是各成分的用量比例做了适当调整。室内评价乳化性、破乳性及综合性能均能满足现场要求。乳化性：常温下8h乳化率100%，储层温度下1h乳化率100%。破乳性:乳化压裂液加破胶液10min内完全破乳，不产生乳化反转。综合性能：实验温度70。，数据见表4-3，完全与柴油乳化压裂液相当，可以满足现场要求。成本对比：柴油乳化压裂液的成本是338¥缶（柴油价格以XXX¥/t计算），原油乳化压裂液的成本是275¥/m3（原油以油公司价格XXX¥/t计算），原油乳化压裂液比柴油乳化压裂液的成本降低18.6%。乳化液类型剪切粘度（mPa-s）K'(Pa•Sn)n'破胶液粘度（mPa•s）滤失系数*10-4（m/min1/2）初滤失量*10-43/m2）初始30.0min60.0min原油乳化液81.474.566.21.340.463.413.440.93柴油乳化液178.094.892.01.200.602.803.600.944.2.2凝灰质储层酸压工艺技术研究XX断块XX群储层注水半年后，出现部分注水井顶破裂压力注水或不吸水。为此实施酸化3口井，施工后初期平均单井注水下降0.57MPa，平均单井增注5.0m3/d，但有效期仅七天。进行二次酸化时，依然产生了2.0MPa以上的压降，说明近井地带又产生了污染。由于XXX群属于凝灰质储层，近井区域虽然通过酸化解除污染堵塞，地层深部含凝灰质岩石仍保持着遇水泥化的特性，所以XXX群储层采用常规酸化，措施效果难以保证。为此,2006年开展了XXX凝灰质储层酸压室内实验。4.2.2.1酸液的选择在2005年酸液配方的基础上研究了两套针对性更强的新配方：针对物性条件好（孔隙度大于10%储层）研究了醇基防膨型酸配方S1；对物性条件差（孔隙度小于10%储层）研究了抑砂型酸配方S2。两套配方综合性能见下表，由表可见，该解堵剂对机械杂质具有很强的溶蚀能力，具有洗油率高、防膨效果好、界面张力低、破乳率高等特点。表4-4 综合性能数据表配方溶解泥浆溶解机械杂质膨胀率与岩屑反应洗油率界面张力产生二次沉淀值（PH）破乳率腐蚀速率S17.986.211134.960.96.510min100%0.847S25.664.251023.540.67.210min100%0.253采用新配方进行了5块（四个层段）岩芯驱替实验，各块岩芯酸后渗透率均有一定程度提高，另外，残酸清澈透明，说明新配方避免了Si（OH）4胶体沉淀的生成，可以满足该区块酸化解堵的需要。表4-5 不同酸液岩芯驱替实验序号深度井号配方油层组渗透率变化（10-3伽2）残酸情况酸前渗透率酸后渗透率提高率（%）11333XXXAS1I20.7655.91169.32清澈21371XXXBS1II50.52140.68178.46清澈31444XXXXS2III1.041.6659.62清澈41507XXXCS2III2.4914.56484.74清澈51848XXXDS2IV4.148.96116.43清澈平均201.714.2.2.2酸液用量设计酸量二裂缝体积量+裂缝滤失量裂缝滤失量以裂缝两侧滤失半径1.0-1.2m计算。小于15m薄油层缝高取油层厚度，大于15m厚油层，缝高取15m，缝宽0.005m，三口井计算结果见表4-6。表4-6 酸量计算结果井号缝长(m