商105区块粘土稳定措施效果评价

李新（中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院 中国石油大学（华东）石油工程学院 山东 东营257000）

一、储层岩石基本特征

1.储层物性特征

商105块沙三段储层的取心井有商105井和商105-16井。对现场取得的岩心，经液氮钻取，得到圆柱状岩心为39块，全部进行了洗油、洗盐处理。两口井所取岩心层位均为Es3上，井段为1480.81m～1512.00m，岩性均为粉砂岩。气测渗透率分布范围为 8.37×10-3μm2～116×10-3μm2，渗透率平均值为 47.8×10-3μm2，属低渗储层。

2.孔喉结构特征

针对商105井的2＃、3＃岩心进行洗油、洗盐处理后，进行了压汞试验。孔喉结构主要特征参数如表1所示。

喉道半径分布曲线见图1。由图1可以看出：该区块孔喉分布呈现双峰曲线，高峰为2～3μm左右的喉道，低峰为0.15μm左右的喉道。对渗透率起主要贡献的喉道主要是大于1μm的喉道，低峰值对渗透率贡献率相对较小。

表1 压汞试验岩心气测资料

图1 商105井孔喉半径分布频率图

3.岩石矿物特征

岩石的矿物特征特别是粘土矿物的类型、分布、含量及产状等是储层伤害的内部因素，因此对实验所用的岩心进行了岩矿分析，从而对储层潜在伤害因素进行分析。试验分析结果详见表2、表3。

表2 X-衍射全岩矿物分析结果

表2、表3分别为所取样品的全岩及粘土矿物分析的结果。商105区块全岩矿物组分主要有石英、斜长石、粘土矿物、钾长石和粘土矿物，其中粘土矿物相对含量分布范围为9%～15%，平均含量为11.4%，粘土矿物中以伊蒙间层矿物和高岭石为主，伊/蒙混层矿物平均相对含量为79.8%，高岭石平均相对含量为12.0%。因此，具有潜在的水敏、微粒运移等敏感性伤害。

表3 粘土矿物X-衍射分析结果

二、水敏感性评价

水敏性是指较低矿化度的注入水进入储层后引起粘土膨胀、分散、运移，使得渗流通道发生变化，导致储层岩石渗透率发生变化的现象。水敏实验可以判断该储层被低矿化度流体直接冲刷后渗透率的降低程度。

表4 实验样品基础资料

根据地层水资料，室内配制了模拟地层水，用模拟地层水对试验岩心作了水敏评价试验，岩心基础数据见表4，试验结果如图2所示。

由试验曲线可以看出，水敏实验是随着注入介质矿化度的降低呈不断下降趋势，从模拟地层水到次地层水时，渗透率下降了36.0%，从次模拟地层水到蒸馏水，渗透率下降了39.2%。可以看出随矿化度的降低，渗透率下降幅度较大。试验结果分析表明：储层水敏损害程度为强水敏，水敏损害率为75.2%。实验样品强水敏特征主要与岩石孔隙结构和粘土矿物特征有关。储层岩石粘土矿物相对含量为15%，伊蒙间层相对含量为86%，因此水敏程度较强。

图2 水敏感性实验曲线

三、粘土稳定剂效果评价

目前国内使用的粘土稳定剂有无机盐类粘土稳定剂和有机阳离子粘土稳定剂两大类。这两类粘土稳定剂根据自身性质不同各有优缺点，无机盐类粘土稳定剂（如KCl、NH4Cl等）的优点是来源广、对低渗储层不会有堵塞伤害，但很容易被淡水稀释置换，粘土稳定时间较短；有机阳离子粘土稳定剂的优点是吸附粘土颗粒稳定，不易被其它离子取代，在各种环境下均能保持较好的粘土稳定效果，但分子量太大的有机阳离子粘土稳定剂吸附在孔道壁上会减小或堵塞低渗透储层孔喉，降低储层渗透率。从商105区块2口井、39块样品的压汞资料统计结果来看，低渗透储层的平均孔喉半径小于1.4251mm，因此大分子或高分子的粘土稳定剂对于低渗透水敏性储层不适用。本项研究结合商105区块低渗储层微细孔喉的特点研制了低分子聚季胺类粘土稳定剂KS-1，室内采用动态实验方法对其粘土稳定效果进行了评价。

1.与水源水的配伍性

粘土稳定剂需要用水源水稀释后注入储层，必须验证它与水源水的配伍性，否则产生沉淀物质必然堵塞储层。选用106-3污水处理站水源水，将KS-1粘土稳定剂按2.04%、1.36%、0.68%、0.34%四种浓度分别在室温（18℃）和57℃的条件下与经过精细过滤的水源水混合，放置4小时后观察混配液的状态，不同浓度的粘土稳定剂在常温和57℃的条件下与水源水混配后均呈清亮透明无混浊现象，由此可见KS-1粘土稳定剂与水源水的配伍性好。

2.使用浓度及注入倍数

粘土稳定剂主要是靠吸附在粘土颗粒外表面和晶层内表面，阻止其它阳离子的置换作用和水分子的进入起到抑制粘土矿物遇淡水后的膨胀作用，使用浓度和注入倍数是影响其粘土稳定效果的两个重要参数。选取商河油田极强水敏性（注入蒸馏水后渗透率降低95%左右）的四块岩心，177-1、177-2、177-3、177-4的气体渗透率分别为36.2×10-3μm2、25.4×10-3μm2、27.7×10-3μm2、40.9×10-3μm2，177-1、177-2、177-3三块岩心分别注入1.32%、0.68%、0.34%粘土稳定剂5倍孔隙体积，177-4号岩心注入0.68%的粘土稳定剂2倍孔隙体积。

实验程序：岩心洗油后抽空饱和3%的KCl溶液→用3%的KCl溶液测定岩心的初始渗透率→分别注入用精细过滤水源水配制的KS-1粘土稳定剂，并静置4小时→长期注入蒸馏水测定渗透率值。

图3 使用浓度和注入量对粘土稳定效果的影响

实验结果：由图3的实验结果可看出KS-1粘土稳定剂的使用浓度和注入量直接影响到粘土稳定剂的作用效果，浓度过低（0.34%）的177-3号岩心和注入量较小（注入倍数2倍孔隙体积）的177-4号岩心的粘土稳定效果不明显；当浓度大于0.68%后粘土稳定效果基本相同；注入5倍孔隙体积KS-1粘土稳定效果显著。因此KS-1的最佳使用有效浓度不低于0.68%并且注入量要不小于处理孔隙体积的5倍。

3.粘土稳定剂效果评价

选用商105井和商105-16井强水敏性岩心，洗油后用2%的KCl溶液测定初始渗透率Kws后分成两组，一组直接注入水源水、另一组先用KS-1粘土稳定剂处理再注水源水，通过对比注入水源水后两组渗透率保留值，评价KS-1粘土稳定剂的粘土稳定效果。

表5为实验结果，对于强水敏性的储层，先注入5倍孔隙体积0.68%～2.04%的粘土稳定剂，后注入各种不同矿化度的水源水（两块样品注入蒸馏水）30倍孔隙体积渗透率均保持在初始渗透率的90%以上，与直接注入水源水相比较渗透率可提高32.9%～90.1%，由此可见KS-1粘土稳定剂对中～强低渗透水敏性储层的岩心粘土稳定效果好。

表5 KS-1粘土稳定效果室内评价结果

结论

通过实验验证，KS-1粘土稳定剂与水源水的配伍性好、适应地层温度条件、耐冲刷能力强、粘土稳定效果好，其浓度和注入量直接影响其粘土稳定效果，使用浓度应不小于0.68%、注入量达到孔隙体积的5倍；综合来说，KS-1粘土稳定剂是商105区块理想的粘土稳定措施使用药剂。

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