在油田开发过程中，注水是保持储层压力、实现稳产高产的一项重要措施，而保证注水井能够注入水、注好水的关键在于注水储层不被伤害。粘土矿物在储层保护中起着至关重要的作用，尤其是蒙脱石和伊/蒙混层矿物，具有很大程度的水化膨胀特性，对于强水敏储层造成的伤害难以估计[1-7]。因此，在注水开发过程中，有针对性地筛选出适合油田地层特点的粘土防膨剂，减少储层的水敏伤害，对改善特高含水后期油藏开发效果和提高老油田采收率有非常重要的意义。
粘土防膨剂也称为粘土稳定剂，是油气田开发中使用量较大的一类油田化学品[8]。防膨剂评价方法较多，各有利弊。传统的评价方法为离心法、膨胀仪法、静态吸附法，测试设备简单，但重复性差；X-射线衍射法近年来引起广泛重视，该方法精度高，但费用昂贵；应用激光粒度仪法速度快、直观，但是通过粒径的分布状况只能定性判断粘土防膨剂防膨效果 [8-11]。单一的评价方法会导致许多粘土防膨剂的现场使用效果不佳，达不到有效防膨的目的。因此，本实验应用多方法综合筛选防膨剂，将各方法进行对比，选择各方法中防膨效果好的作为优选防膨剂，然后对其进行动态评价。动态评价主要是评价防膨剂的稳定性和长效性，筛选出最适宜海上某油田东营组储层的防膨剂。
海上某油田东营组储层为含砾砂岩、中砂岩、细砂岩的岩性组合，岩石矿物主要成分的质量分数为石英(42%~80%)、长石(18%~43%)、岩屑(10%~15%)和胶结物(10%~28%)，岩石颗粒分选、磨圆较好，石英含量较高。储层孔隙度较高，主要分布在24%~34%之间，平均渗透率为859.84×10-3 μm2，具有高孔、中高渗特征。
该油田储集层结构疏松，胶结模式以孔隙型为主，颗粒间以点线接触为主。胶结物包括泥质、白云石和方解石，以泥质为主；粘土矿物主要为蒙脱石、其次是伊利石和高岭石，几乎不含绿泥石。其中蒙脱石或伊/蒙混层高达50%以上，蒙脱石产状主要呈孔隙衬垫式，其次是孔隙充填；伊利石主要以片状充填于孔隙中。实验研究表明，该油田储层存在中等偏强的水敏和速敏，因此要求采用的粘土防膨剂具有较强的抑制水化膨胀和防止微粒运移的能力。
通过对理论研究、室内实验以及实践经验的总结，注水用粘土防膨剂应具备以下几个特性才能较好地起到粘土防膨作用。
(1) 粘土稳定能力高。较高的粘土稳定能力可以有比较好的粘土稳定效果，从而减少防膨作业次数，减少投资。
(2) 水溶解性好，配伍性好。注水用粘土防膨剂必须具有良好的水溶性，在水中的分散程度高，分布均匀，在海上油田平台比较容易配制。当防膨剂注入油层中时，可以比较均匀地吸附在粘土矿物的表面上，阻止粘土矿物与水接触。防膨剂的注入必须与地层水以及其它药剂的配伍性好，防止药剂失效，也不能溶解地层的矿物而导致可能产生的溶蚀颗粒运移、堆积造成储层孔喉堵塞。
(3) 耐冲刷性强。注入水对孔喉表面有很强的冲击和剪切作用，流速越高，剪切力越大。海上油田开发首要的特点是强采，为了保持地层压力始终有较高的采油速度，必须保证地层压力不至于下降得太快，这样较高的采油速度必然需要较高的注入速度。如JZ9-3油田的注水速度一般都在15 mL/min左右，所以防膨剂没有较好的耐冲刷性能就无法适应高强度注入水所产生的剪切力。
(4) 热稳定性好。渤海海域油田的温度较陆上油田温度要高的多，所以要求防膨剂有一定的耐热性，同时由于注入水为冷水，在油层中的不同部位将存在温差，所以防膨剂应有较宽的使用温度范围。
海上油田注水用防膨剂的评价标准见表 1。
粘土防膨剂被注入水稀释后进入储层，如果与注入水配伍性差或不配伍，产生的沉淀物必然堵塞储层。本实验选择的注入水分别为蒸馏水、标准盐水、馆陶水、东营水以及采出污水，矿化度在0 mg/L~6490 mg/L，水型为NaHCO3和CaCl2型。将17种粘土防膨剂分别按质量分数0%、0.5%、1.0%、1.5%和2.0%在60 ℃和常温(24 ℃)下与经过精细过滤的注入水混合，在高温高压反应釜中放置24 h后观察实验现象。
配伍性实验结果表明：FS-1、FP-3A、KCS-18、FP-1等11种防膨剂与注入水混配后清亮透明无沉淀，说明配伍性好；BC6-1、HW、AQ-540-1、PR-CS-851等其它6种粘土防膨剂与注入水的配伍性较差，均出现不同程度的浑浊现象。
对防膨剂的室内静态评价一是分析岩石使用防膨剂前后的结构变化，如X-射线衍射法、扫描电镜法等主要的侧重点在于通过微观或者岩心来直接测量防膨剂的防膨效果；第二就是借用其他的物质对防膨剂进行评价，如膨胀仪法则侧重于利用最容易膨胀的物质来检验防膨剂的防膨效果。
采用离心法、X-射线衍射法、膨胀仪法、岩心线性膨胀法及静态吸附量法对11种与注入水配伍性较好的粘土防膨剂进行室内静态筛选实验，评价防膨剂的防膨效果。实验结果见表 2。
(1) 离心法。离心法测防膨率依据SY/T 5971-1994《注水用粘土稳定性能评价方法》进行。
离心法对11种防膨剂的评价结果表明，在相同浓度条件下，防膨效果较好的依次为：FS-1、KCS-18、FP-1、FP-3A和S2001-4。
(2) X射线衍射法。本实验评价方法是直接测试11种粘土防膨剂处理前后钠蒙脱石的d(001)晶面间距大小，然后根据其处理前后晶面间距的变化计算防膨率。
通过X射线衍射法评价出防膨剂效果依次为：XT-6、EX3-1b、CPCS-8、FP-3A、FP-3B、FS-1和FP-1。
(3) 岩心线性膨胀率。岩心线性膨胀率通过页岩膨胀仪来直接测试岩粉在处理剂中体积膨胀的大小。为紧密结合现场，本实验选用海上某油田XX井东营组1 271.60 m~1 272.65 m的泥页岩夹层作为评价对象。
综合前面离心法、X-衍射实验选出效果较好的8种防膨剂进行线性膨胀率测试，实验结果表明，由于岩心本身粘土含量少，膨胀体积增加不是很显著，但还是能够根据膨胀率效果好坏评价防膨剂的性能，FS-1和FP-1防膨剂好于其它防膨剂。
(4) 静态吸附量法。粘土防膨剂的静态吸附量实验主要是用来评价防膨剂在岩石中的吸附、滞留量。吸附量越大，防膨作用时间越长，粘土稳定有效时间长，但防膨剂在储集层推进的有效距离越近；反之，则相反。
本次评价实验选用海上某油田XX井东营组1 678.20 m~1 678.25 m的岩样，实验温度为60 ℃，评价的防膨剂有9种。实验流体是采用该油田生产污水与防膨剂配制，质量分数为2%，同时实验中并列做一个空白样，以消除防膨剂与污水不配伍产生的沉淀。由表 2可知，前面筛选出的几种防膨效果好的防膨剂，如FP-3A、FP-1、FS-1、FP-3B和EX3-1b吸附量都较大，表示有较好的防膨效果。
(5) 页岩膨胀仪法。页岩膨胀性实验通过测定岩心粉在粘土防膨剂溶液和水中的线膨胀增量来评价防膨率。针对上述几种评价法中效果好的6种防膨剂进一步进行页岩膨胀仪评价。由表 2可知，粘土防膨剂FP-1、FS-1、FP-3对该油田储层具有较好防膨性能，可用于注水中以防止储层粘土的水化膨胀。
防膨剂动态实验评价主要是评价防膨剂在注入过程中通过岩心的驱替效果，该方法能更真实地反映现场情况。通过不断降低注入水中防膨剂的质量分数，用岩心的液测渗透率来评价防膨效果。如果岩心的液测渗透率在防膨剂浓度不断减小的过程中下降不明显或是有上升趋势，说明防膨剂中的离子或基团进入粘土晶层不易被其他物质置换，防膨剂作用时间长；反之则说明岩心的液测渗透率受浓度影响明显。
利用静态评价方法优选出的3种防膨剂进行岩心驱替实验，实验用岩心均取自该油田主力层位东营组下段1 667.4 m~1 689.7 m。实验流程为：在临界流速以下，首先用地层水测定初始渗透率；然后依次转注防膨剂质量分数分别为2.0%、1.0%和0.5%的现场注入水，注入5PV~10 PV孔隙体积至流速稳定，测定渗透率；最后转注地层水观察地层恢复情况，实验温度60 ℃。
由粘土防膨剂动态实验评价曲线可知(图 1)，依次降低防膨剂的质量分数后，渗透率保留率大于70%的防膨剂只有FP-3A。在注入防膨剂FP-3A后，渗透率相对稳定，说明该防膨剂效果显著。其它3种防膨剂在高质量分数时防膨效果较好，但随质量分数的下降渗透率波动较大，地层水恢复渗透率保留率不到60%，对该层位的防膨效果不佳。
针对3.2.1优选出的防膨剂FP-3A，评价其最佳注入浓度和长效性。在临界流速以下，用平流泵对已处理好的岩心注入地层水，测其初始渗透率；再向岩心中注入10 PV~15 PV粘土防膨剂，停泵，放置8 h~10 h；在同样流速下向岩心中注入不同孔隙体积倍数的注入水，测试岩心渗透率并计算渗透率保留率，实验温度60 ℃。根据渗透率保留率评价不同浓度粘土防膨剂的防膨效果，防膨剂质量分数分别为0、0.3%、0.5%、1.0%和1.2%。
从图 2的测试结果可以发现，FP-3A在质量分数为0.3%时防膨效果不佳；质量分数为0.5%~1.0%时岩心渗透率保留率上升到73.4%、78.0%，有较好的防膨效果；质量分数增至1.2%，防膨效果增效不明显。同时，从实验曲线来看，在防膨剂浓度为0.5%和1.0%时，随着注入倍数的增加岩心渗透率下降缓慢，注入100PV渗透率保留率依然在70%以上，说明粘土防膨剂FP-3A抗冲刷能力强，防膨有效时间长。因此，推荐FP-3A防膨剂使用的质量分数为0.5%~1.0%。
(1) 综合多种防膨剂筛选方法，经大量静态与动态相结合的实验筛选出的最佳粘土防膨剂类型为FP-3A，该防膨剂防膨效果显著，且作用时间长，有利于海上油田长期高效稳定注水，可作为该油田主力层位东营组注水用优选防膨剂。
(2) 由于海上油田注水工艺受平台限制，各种水质处理剂加药点密集，粘土防膨剂与其它药剂的配伍性问题需做进一步的探讨。
2012, Vol. 41 Issue (3): 304-307
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