利用泡沫解除黏土造成的储层伤害试验研究①



利用泡沫解除黏土造成的储层伤害试验研究①

张珈铭1,2韩国庆1吴晓东1陈掌星2张 佳1张 凯2朱 峰1

1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室2.卡尔加里大学，卡尔加里 T2N1N4，加拿大

摘要黏土膨胀或运移/沉积会造成孔隙堵塞或吼道堵塞，从而引起储层孔隙度及渗透率的下降，导致油气井产能降低。提出了利用泡沫解堵技术来解除黏土造成的储层伤害，并设计了氮气泡沫解堵试验系统。为了模拟黏土造成不同程度的储层伤害，以PVA薄膜包裹细粉砂及钙基膨润土的方式，制备了3块可出砂人造岩心。岩心测试结果显示，黏土含量越高，岩心的渗透率越低，说明黏土造成的储层伤害越严重。泡沫解堵试验结果显示，将泡沫注入岩心再放喷，可携带出部分砂土混合物，能够有效解除黏土造成的储层伤害，渗透率恢复速度较快；黏土造成的伤害比由细粉砂造成的储层伤害严重。此研究可为储层伤害修复提供理论依据。

关键词黏土膨胀堵塞储层伤害泡沫解堵渗透率

当黏土与注入地层的工作液接触时，会有两种机理导致储层伤害[1]。吸水的黏土膨胀造成孔隙堵塞；运移/沉淀的黏土会堵塞孔喉。解决的方法有以下几种：黏土膨胀和运移所造成的储层伤害可以通过在修复流体中加入特定的阳离子来避免，如无机阳离子稳定剂[1]。利用无机阳离子聚合物可以保证黏土的稳定性，如羟基铝、氯氧化锆[1]，这些药剂可以阻止阳离子交换。此外还有有机阳离子聚合物[1]、低聚物、PH缓冲溶液[2]，通过注入KOH来改变黏土的化学结构[3]等。但以上所提到的修复方式皆为化学修复，化学修复存在二次储层伤害和污染环境的风险[4]。

在油气藏中，泡沫通过捕获气体和增加流动阻力大大降低了气体的流动能力[5-11]。泡沫具有低密度、高黏度及独特的流变特性[12-16]，因此，将泡沫用于修复由于黏土造成的储层伤害,并设计了氮气泡沫解堵试验系统。为了模拟黏土造成的不同程度的储层伤害，以PVA薄膜包裹细粉砂及钙基膨润土的方式，制备了3块可出砂人造岩心。试验结果表明，泡沫解堵技术可有效解除黏土带来的储层伤害，此研究可为储层伤害修复提供理论依据。

1泡沫解堵原理

泡沫解堵是通过向地层中注入泡沫，利用泡沫的膨胀能及携带能力，将储层中的堵塞物携带出来，进而提高近井地带的孔隙度和渗透率，增加油气井产能的一种物理解堵技术。泡沫解堵施工流程图见图1。泡沫解堵工艺可分为5个阶段：

(1) 井筒内循环泡沫，排出井筒内液体。

(2) 向地层内注泡沫。通过井筒向地层内注入一定量的泡沫，注入过程需控制注入速度与注入压力，防止将堵塞推向更深的储层。泡沫注入量取决于储层伤害程度。注入的高压泡沫起到扩张孔喉的作用，并为排出堵塞提供能量。

(3) 关井反应。这一阶段是为了使泡沫在地层中扩散，为将堵塞物携带出储层做准备。

(4) 放喷。泡沫将堵塞物携带到井筒中，其中一部分堵塞物会随着泡沫直接由井口喷出，另一部分则沉积于井底。这个阶段一直持续到井口无泡沫排出。

(5) 井筒内循环泡沫。通过井筒内循环一定质量的泡沫，将井底的堵塞物携带出来。

2泡沫解堵试验研究

2.1　试验设备

泡沫解堵试验系统见图2。

泡沫解堵试验系统由泡沫注入部分、油藏部分、井筒部分以及计量部分构成。

泡沫注入部分包括：氮气瓶、高压容器(装存起泡剂溶液)、泡沫发生器(均匀混合氮气和起泡剂溶液)以及高压泵。

油藏部分包括：岩心夹持器(与油藏缓冲容器连接一端装有筛网，防止堵塞物进入油藏缓冲容器)、岩心、油藏缓冲容器(储存更多的泡沫)以及回压泵(提供环压)。

井筒部分包括：井筒容器(入口端装筛网，将携带出的砂收集于井筒)、两个数字压力计(分别置于井筒两端)。

2.2　试验材料

氮气：体积分数99.99%；起泡剂：采用阴离子磺酸盐起泡剂(Fa220)，质量分数0.5%；岩心：目前出砂试验大多采用填砂管来模拟岩心，但填砂管中的砂没有胶结，无法准确反映实际储层的规律。本次试验采用可出砂人造岩心(中国石油大学(北京)研制)来模拟实际可出砂储层。

岩心制作流程示意图如图 3所示。

使用出砂岩心前，将其放入PVA溶解液中静置8 h左右，使PVA薄膜降解，释放出其中的细粉砂及钙基膨润土，并用地层水饱和，然后放入烘干机中,在80 ℃下恒温烘干24 h以上,备用。

本次试验中所采用的岩心物性参数如表 1所示。

表1 试验岩心物性Table1 Physicalpropertiesofthecores岩心序号岩样高度/cm游离砂粒径/μm游离砂质量/g膨润土质量/gB18.04148400B28.35148404B38.46148408

2.3　试验过程

(1) 先测试岩心的初始渗透率，然后将其放入岩心夹持器。

(2) 通过六通阀，向泡沫发生器中注入一定压力(P1)的氮气。

(3) 将起泡剂溶液加入高压容器，利用高压泵，通过六通阀，向泡沫发生器中注入一定压力(P2)的起泡剂溶液。

(4) 开启泡沫发生器中的磁力搅拌装置，让氮气和起泡剂溶液在泡沫发生器中充分混合5 min。

(5) 利用高压泵，将泡沫发生器中的泡沫缓慢注入井筒-岩心夹持器-油藏缓冲容器，同时记录井筒两端的压力。

(6) 关闭注入阀门，使泡沫在岩心中充分反应一段时间。

(7) 打开放喷阀门，使泡沫迅速排出，从而携带岩心中的砂，解除堵塞，期间记录两个压力计读数。

(8) 一段时间后关闭放喷阀，取出井筒容器中的沉淀物并烘干，测量质量。烘干岩心，测试解堵后岩心的渗透率。将岩心装入岩心夹持器后，重复步骤(7)和步骤(8)。

2.4　试验结果

渗透率恢复系数βK：

βK=(K1-K0)/K0

(1)

式中：K0为岩心原始渗透率；K1为泡沫解堵后的岩心渗透率。

定义排出程度ε：

ε=m1/m0

( 2 )

式中：m0为岩心充填游离砂和膨润土的质量；m1为泡沫解堵排出砂和膨润土的质量。

如表 1所示，B1、B2和B3岩心都填充粒径为148 μm的细粉砂40 g，不同的是填充膨润土的质量不同。B1、B2和B3填充膨润土的质量分别为0 g、4 g和8 g，用来模拟黏土所造成的不同程度的储层伤害。

从图 4 可看出，B系列岩心在排砂前，渗透率由大至小依次为：B1、B2、B3。由此可看出，黏土含量越高，储层伤害所造成的渗透率下降越明显。随着细粉砂及膨润土的排出，岩心渗透率逐渐恢复，说明泡沫解堵工艺对于砂堵及黏土所造成的储层伤害修复效果较好。在相同的实验条件下，注入地层水溶液无法解除黏土造成的储层伤害。

从图 5可看出，B2、B3岩心的恢复程度远高于B1岩心的渗透率恢复程度。说明黏土造成的伤害比由细粉砂造成的储层伤害严重。在出砂比小于11%时，渗透率恢复速度较快；当出砂比达到11%时，渗透率恢复速度变缓。说明在排出程度达到11%时，已修复了大部分堵塞的孔隙，连通了大部分孔隙。因此，在排出程度达到11%前，渗透率恢复速度较高。

3结论与认识

(1) 提出了泡沫解堵概念，利用泡沫的膨胀能及携带能力，将储层中的砂土混合物携带出来，从而提高近井地带的孔隙度和渗透率，是增加油气井产能的一种物理解堵技术。

(2) 为了研究泡沫解堵技术对黏土造成伤害的修复效果，制备了可出砂人造岩心，采用对比解堵前后岩心渗透率的方式，设计了氮气泡沫解堵试验。

(3) 实验结果显示，黏土含量越高，岩心的渗透率越低；泡沫解堵技术能够有效解除黏土造成的储层伤害；排出程度在达到约11%之前，渗透率恢复速度较快；黏土造成的伤害比由细粉砂造成的储层伤害严重。

参 考 文 献

[1] HIMES R, VINSON E, SIMON D. Clay stabilization in low-permeability formations [J]. SPE Production Engineering, 1991, 6(3): 252-825.

[2] HAYATDAVOUDI A, GHALAMBOR A. Controlling formation damage caused by kaolinite clay minerals: Part I[C]//Proceedings of the International symposium on formation damage control, F, 1996.

[3] NORMAN C, SMITH J. Experience Gained from 318 injection well KOH clay stabilization treatments[C]//Proceedings of the SPE rocky mountain regional/low-permeability reservoirs symposium and exhibition, F, 2000Society of Petroleum Engineers.

[4] XU H, PU C. Removal of near-wellbore formation damage by ultrasonic stimulation [J]. Pet Sci Technol, 2013, 31(6): 563-71.

[5] BOUD D C, HOLBROOK O C. Gas drive oil recovery process [M]. Google Patents. 1958.

[6] AARRA M, SKAUGE A, MARTINSEN H. FAWAG: A breakthrough for eor in the north sea[C] //Proceedings of the SPE annual technical conference and exhibition, F, 2002 Society of Petroleum Engineers.

[7] CASTANIER L M. Steam with additives: field projects of the eighties [J]. J Pet Sci Eng, 1989, 2(2): 193-206.

[8] ZHDANOV S A, AMIYAN A, SURGUCHEV L M, et al. Application of foam for gas and water shut-off: review of field experience[C] //proceedings of the European Petroleum Conference, F, 1996 Society of Petroleum Engineers.

[9] FALLS A, HIRASAKI G, PATZEK T E A, et al. Development of a mechanistic foam simulator: the population balance and generation by snap-off [J]. SPE reservoir engineering, 1988, 3(3): 884-892.

[10] FALLS A, MUSTERS J, RATULOWSKI J. The apparent viscosity of foams in homogeneous bead packs [J]. SPE Reservoir Engineering, 1989, 4(2): 155-164.

[11] ROSSEN W, WANG M-W. Modeling foams for acid diversion[C]//proceedings of the SPE european formation damage conference, F, 1997 Society of Petroleum Engineers.

[12] PERSOFF P, PRUESS K, BENSON S, et al. Aqueous foams for control of gas migration and water coning in aquifer gas storage [J]. Energy Sources, 1990, 12(4): 479-497.

[13] ZHOU Z, ROSSEN W. Applying fractional-flow theory to foams for diversion in matrix acidization [J]. SPE Production and Facilities, 1994, 9(1): 29-35.

[14] 张星, 赵金省, 张明, 等. 氮气泡沫在多孔介质中的封堵特性及其影响因素研究 [J]. 石油与天然气化工, 2009, 38(3): 227-230.

[15] 刘祖鹏, 李兆敏, 李宾飞, 等. 多相泡沫体系调驱提高原油采收率试验研究 [J]. 石油与天然气化工, 2010, 39(3): 242-245.

[16] 熊颖, 贾静, 刘爽, 等. 抗高温泡沫排水用起泡剂的研究与性能评价 [J]. 石油与天然气化工, 2012, 41(3): 308-310.

Experimental study of formation damage caused by

clay with cyclic foam stimulation

Zhang Jiaming1,2, Han Guoqing1, Wu Xiaodong1, Chen Zhangxing2,

Zhang Jia1, Zhang Kai2, Zhu Feng1

(1.MOEKeyLaboratoryofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum，

Beijing102249,China; 2.UniversityofCalgary,CalgaryT2N1N4,Canada)

Abstract:Reservoir damage caused by clay is due to clay swelling or transport/deposition, which causes porous media blockage, drop of reservoir porosity and permeability, and reduce of oil and gas well production capacity. Foam plugging technology is proposed in this paper to remove the reservoir damage caused by clay, and cyclic foam stimulation test system is designed. In order to simulate formation damage caused by clay in different levels, 3 man-made sand producible cores invent firstly based on PVA film wrapped fine sand and calcium bentonite. Experiments results show that more weight percentage of clay in formation will cause lower of core permeability, the reservoir damage more seriously. Foam has good discharge effect on sand blockage and clay swelling. Permeability restitution coefficient is defined; the damage caused by the clay is severer than by the fine sand.

Key words:clay, swelling, blockage, formation damage, foam, formation plugging removal, permeability

收稿日期：2015-06-18；编辑：冯学军

中图分类号：TE357.3

文献标志码：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2016.01.012

作者简介：张珈铭,男，博士研究生，中国石油大学(北京)，研究方向:油气田开发工程。E-mail：zjiaming86@163.com

基金项目：①国家留学基金和加拿大CMG基金会项目“Industrial Research Chair in Non- Conventional Reservoirs Modeling”(1602316)。