低渗透油藏有效注入水水质界限

熊生春，储莎莎，赵国梅，何　英，窦景平

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2.中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌736202）

低渗透油藏有效注入水水质界限

熊生春1，储莎莎1，赵国梅2，何英1，窦景平1

（1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007；2.中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌736202）

注水是低渗透油藏补充地层能量的主要方式，而注入水水质是影响注水开发效果的关键因素。在低渗透油藏注入水水质推荐指标中没有注入水矿化度的相关指标，且对渗透率低于10×10-3μm2的储层没有进一步的划分。通过恒速压汞实验，分析喉道分布差异及主流喉道对渗透率贡献程度，剖析不同渗透率级别储层影响注水效果的关键喉道区间；通过室内岩心水驱物理模拟实验，定量分析粘土微粒运移与水化膨胀对渗流能力的影响程度，结合喉道分布特征，初步提出了低渗透油藏不同渗透率储层注入水矿化度、颗粒粒径和颗粒浓度的水质界限。研究结果表明，岩心渗透率越低，注入水矿化度越接近地层水矿化度；岩心渗透率越低，注入水颗粒粒径越大，对储层渗流能力伤害越大；岩心渗透率越低，注入水颗粒质量浓度越高，对储层渗流能力伤害越大。

低渗透油藏 注入水水质界限 喉道半径 粘土矿物 颗粒粒径 颗粒质量浓度

低渗透油藏是目前各油田增储上产的主力［1-4］，其开发面临的主要问题是单井产量低、递减快和采收率低，主要根源是能量难以得到有效补充［5-8］。低渗透油藏主要靠注水补充能量［9-10］，注入水水质是注水有效开发的基本前提和重要保证。不同渗透率油藏储层对注入水水质的要求不同，目前低渗透油藏注入水水质标准［11］将渗透率划分为小于10×10-3，10×10-3～50×10-3，50×10-3～500×10-3，500×10-3～1 500×10-3和大于1 500×10-3μm2共5个区间，渗透率小于10×10-3μm2的储层没有划分标准，但目前主要开发的低渗透油藏的渗透率均小于5×10-3μm2，现有标准难以满足低渗透油藏有效注水的需求。

影响低渗透油藏注水开发效果的因素有储层粘土矿物、注入水矿化度、悬浮物粒径和悬浮物含量。为了厘清其对储层渗流能力的影响程度，笔者设计一系列室内岩心实验，研究水驱前后矿物成分变化、不同颗粒粒径和浓度对岩心的伤害程度，并结合储层喉道分布特征，总结出不同渗透率储层注入水矿化度、颗粒粒径和颗粒浓度等水质主要参数的界限，进一步细化了注水水质行业标准，为低渗透油藏有效注水开发提供了依据。

1　喉道分布特征

μm2时，喉道半径以微喉道为主，渗透率贡献全部来自半径小于1μm的喉道。岩心渗透率为0.1×10-3～1×10-3μm2时，半径小于2μm的喉道所占比例平均为96.2%，其对渗透率累积贡献率平均为76.8%；半径大于2μm的喉道所占比例平均为3.8%，其对渗透率累积贡献率平均为23.2%。岩心渗透率为1× 10-3～5×10-3μm2时，半径小于2μm的喉道所占比例平均为83.0%，其对渗透率累积贡献率平均为51.6%；半径大于2μm的喉道所占比例平均为17.0%，其对渗透率累积贡献率平均为48.4%。岩心渗透率为5×10-3～10×10-3μm2时，半径小于2μm的喉道所占比例平均为40.6%，其对渗透率累积贡献率平均为19.6%；半径大于2μm喉道所占比例平均为49.4%，其对渗透率累积贡献率平均为80.4%。岩心渗透率大于10×10-3μm2时，半径小于2μm的喉道所占比例平均为11.9%，其对渗透率累积贡献率平均为9.1%；半径大于2μm喉道所占比例为88.1%，其对渗透率累积贡献率平均为90.9%。因此，岩心渗透率越低，小喉道所占比例越高，其对渗透率累积贡献率越大；岩心渗透率越高，半径大于2 μm的喉道所占比例越高，其对渗透率累积贡献率越大。在注水开发过程中，不同储层的渗透率降低主要是由于注入水水质影响了喉道半径。因此，不同渗透率级别的低渗透油藏，需要进一步分析水质对其渗流能力的影响程度。

表1　不同渗透率岩心不同喉道半径所占比例及渗透率贡献率Table1　Proportionsofdifferent throat radiusand the corresponding penetration contribution rate in differentpermeability cores

储层孔隙结构主要由喉道和孔隙组成，是影响储层渗流能力的主要因素［12-13］。通过恒速压汞实验，测试9块低渗透油藏岩心喉道分布，岩心渗透率为0.08×10-3～18.56×10-3μm2，喉道半径为0～6 μm。从表1可以看出，当岩心渗透率小于0.1×10-3

2　注水水质影响因素

2.1粘土矿物

粘土矿物对储层渗流能力的作用机理主要有粘土分散、脱附、微粒运移（伊利石、绿泥石、高岭石等）和水化膨胀（蒙脱石、伊/蒙混层等）2种［14-17］。在水驱开发过程中，因为粘土分散、脱附和微粒运移会使得粘土矿物随水流出，粘土含量降低；而水化膨胀导致粘土矿物与储层表面作用力增强，流动能力减弱。储层粘土矿物的成分不同，对储层渗流能力的影响程度也不一样。

选取12块不同级别渗透率的岩心，对其水驱前后的粘土矿物含量（表2）进行分析。由表2可以看出，水驱后12块岩心平均粘土矿物含量由17.1%下降到16.0%，其中伊/蒙混层相对含量增加2.58%，伊利石相对含量下降1.17%，高岭石相对含量下降1.16%，绿泥石相对含量下降0.25%。研究结果表明，粘土矿物在驱替压力作用下脱附、颗粒运移，导致粘土矿物含量下降。低渗透油藏储层中粘土矿物含量较高，在长期注水开发过程中粘土矿物成分发生变化，导致易膨胀的伊/蒙混层等相对含量增加，不配伍的水质会对储层造成重复伤害［18］，导致注水压力高，注水难度大。

表2　水驱前后粘土矿物各组分含量变化Table2　Contentchangesof claymineralsand each componentbeforeand afterwater flooding

2.2注入水矿化度

不同储层中，粘土矿物微粒运移和水化膨胀都会改变储层渗流能力，其作用机理的影响程度存在差异，通过向岩心中注入不同矿化度的水来量化微粒运移和水化膨胀对储层渗流能力的影响程度。选取4块不同渗透率级别岩心，用地层水饱和后，在相同驱替速度下，依次用不同矿化度的水进行驱替实验。

从实验结果（表3）可以看出，当注入水为蒸馏水时，4块岩心渗透率变化分别是88.4%，70.1%，54.1%和41.3%，其中颗粒运移造成的伤害分别是23.4%，13.8%，8.7%和5.2%，水化膨胀造成的伤害分别是65.0%，56.3%，45.4%和36.1%。以渗透率为0.38×10-3μm2的岩心为例，注入水为地层水时，岩心渗透率变化为23.4%；注入水为蒸馏水时，岩心渗透率变化为88.4%，即注入水与地层水矿化度相差越大，对储层造成的伤害越大。岩心渗透率越低，水化膨胀所造成的渗透率降低幅度越大。参照行业规范［19］，以渗透率变化20%作为注入水临界矿化度的依据，可以确定不同渗透率岩心的注入水矿化度界限。分析可知，渗透率分别为0.38×10-3，1.26×10-3，7.44×10-3和18.56×10-3μm2岩心的临界注入水矿化度分别为1，0.72，0.58和0.38倍地层水矿化度。将临界注入水矿化度与渗透率进行拟合，得到注入水矿化度与渗透率的关系为

表3　不同渗透率岩心注入不同矿化度注入水实验结果Table3　Experiment resultof injectedwaterwith varioussalinity injected into variouspermeability cores

式中：c为注入水矿化度，mg/L；K为渗透率，10-3μm2。

2.3注入水颗粒粒径

首先选用粒径分别为0.25，0.5，1.0和1.5μm的颗粒配制悬浮液，悬浮液质量浓度均为0.1mg/L；然后选用渗透率分别为0.38×10-3，1.26×10-3，7.44×10-3和18.56×10-3μm2的4块岩心，依次注入含不同颗粒粒径的悬浮液进行水驱实验，测试注入水颗粒粒径对储层渗流能力的影响（表4）。

表4　不同渗透率岩心注入不同颗粒粒径悬浮液实验结果Table4　Experiment resultofsuspensionwith various diametersofparticles injected into variouspermeability cores

从表4可以看出，依次注入不同颗粒粒径的悬浮液进行水驱实验后，4块岩心最终渗透率损害率分别为95.1%，61.3%，36.4%和24.8%，即岩心渗透率越低，注入水颗粒粒径对储层渗流能力影响越大。以渗透率为1.26×10-3μm2的岩心为例，注入4种不同颗粒粒径的悬浮液，渗透率损失率从13.3%增加到61.3%。结合表1和表4可知，当注入水中悬浮物颗粒粒径小于0.5μm时，将堵塞半径小于1μm的喉道，虽然半径小于1μm的喉道占全部喉道的38.67%，但其对渗透率累积贡献率仅为8.94%，所以对岩心渗透率不会造成大幅度伤害，渗透率损失小于20%。当注入水中悬浮物颗粒粒径逐渐增加到1.5μm时，逐渐堵塞半径大于1μm的喉道，渗透率损害率逐渐增大。因此，注入水颗粒粒径增大，岩心渗透率损害率增加。参照行业规范［19］，以渗透率变化20%作为注入水颗粒粒径划分的依据，可确定不同渗透率岩心注入水颗粒粒径界限，并保证其注入水颗粒粒径对渗透率的损害率在20%以内。研究结果表明，渗透率分别为0.38×10-3，1.26×10-3，7.44×10-3和18.56×10-3μm2的临界注入水颗粒粒径分别为0.18，0.42，0.68和0.98μm。将临界注入水颗粒粒径与渗透率进行拟合，得到注入水颗粒粒径与渗透率的关系式为

式中：r为注入水颗粒粒径，μm。

2.4注入水颗粒质量浓度

根据注入水颗粒粒径对储层渗流能力影响的实验结果得知，渗透率分别为0.38×10-3，1.26×10-3，7.44×10-3和18.56×10-3μm2的临界注入水颗粒粒径分别为0.18，0.42，0.68和0.98μm。因此分别选用0.2，0.4，0.7和1.0μm的4种颗粒粒径配制悬浮液，每一种颗粒粒径配制的悬浮液质量浓度分别为0.5，1.0，1.5和2.0mg/L。然后选用渗透率为0.38×10-3，1.26×10-3，7.44×10-3和18.56×10-3μm2的4块岩心，依次注入不同颗粒浓度的悬浮液进行水驱实验，测试注入水颗粒浓度对储层渗流能力的影响（表5）。

表5　不同渗透率岩心注入不同颗粒质量浓度悬浮液实验结果Table5　Experiment resultofsuspensionwith various concentrationsofparticles injected into variouspermeability cores

从表5可以看出，依次注入不同颗粒质量浓度的悬浮液进行水驱实验，4块岩心最终渗透率损害率分别为95.3%，65.3%，40.7%和28.2%，即岩心渗透率越低，注入水颗粒质量浓度对储层渗流能力的影响越大。以渗透率为1.26×10-3μm2的岩心为例，当注入颗粒粒径为0.4μm，悬浮液颗粒质量浓度依次为0.5，1.0，1.5和2mg/L时，岩心渗透率损害率分别为18.2%，35.4%，50.8%和65.3%。因此随着注入水颗粒质量浓度的增大，岩心渗透率损害率逐渐增加。参照行业规范［19］，以渗透率变化20%作为临界悬浮颗粒质量浓度划分的依据，可确定不同渗透率岩心注入水颗粒质量浓度界限，并保证其注入水颗粒质量浓度对渗透率的损害率在20%以内。研究结果表明，渗透率为0.38×10-3，1.26×10-3，7.44×10-3和18.56×10-3μm2岩心的临界注入水颗粒质量浓度分别为0.34，0.55，0.87和1.31mg/L。将临界注入水颗粒质量浓度与渗透率进行拟合，得到临界注入水颗粒质量浓度与渗透率的关系式为式中：w为注入水颗粒质量浓度，mg/L。

3　注入水水质参数界限

低渗透油藏不同渗透率储层的喉道分布、粘土含量和粘土成分都是影响注水有效性的重要因素。根据所得注入水矿化度、注入水颗粒粒径和注入水颗粒质量浓度与渗透率的拟合关系式，并结合喉道分布特征，初步确定低渗透油藏不同渗透率级别的储层注入水矿化度、注入水颗粒粒径和颗粒质量浓度的界限（表6）。

表6　低渗透油藏储层参数与注入水水质界限Table6　Reservoir parametersand injected waterquality limitsof the low permeability reservoirs

4　结束语

在通用的注入水水质标准中，对注入水矿化度没有相关说明。通过水驱物理模拟室内实验研究得知，粘土矿物的2个作用机理粘土分散、脱附、颗粒运移和水化膨胀对储层渗流能力影响程度存在差异，当蒙脱石、伊/蒙混层等具有膨胀作用的粘土矿物含量较多时，注入水矿化度对储层渗流能力具有显著的影响，并且不同渗透率的储层对注入水矿化度的要求也是不同的，渗透率越低越接近地层水矿化度。注入水颗粒粒径越大，颗粒质量浓度越高，对储层渗流能力伤害越大。这次研究并未对含氧量、含油量和细菌含量进行分析，因此，研究结果具有一定的局限性，今后可以采用类似的实验方法确定其他注入水水质指标界限。

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编辑王星

Quality lim itof effective injection water in low permeability reservoirs

Xiong Shengchun1，Chu Shasha1，ZhaoGuomei2，He Ying1，Dou Jingping1

（1.Langfang Branch，PetroChina Research InstituteofPetroleum Exploration&Development，Langfang City，HebeiProvince，065007，China；2.PetroChina QinghaiOilfield Company，Dunhuang City，Gansu Province，736202，China）

Injection water is themain way to supply formation energy in the low permeability reservoirs，and waterquality is the key influencing factor ofwater flooding effect.Related salinity index of the injection waterwasnotproposed by the recommended specification of the injectionwater quality using in the low permeability reservoir.There are no standards for dividing the reservoirwith permeability less than 10×10-3μm2.The throat distribution difference and the contribution of the dominant throat to the permeability were analyzed through constant velocity mercury injection experiment，and the key throat intervals influencing injectionwatereffect in differentpermeability reservoirswere obtained.The effectsof clay particlemigration and hydration expansion on seepage capacity were analyzed quantitatively.The limits ofwater salinity，particle size and particle concentration with different permeabilities in the low permeability reservoirwere initially proposed by laboratory core physicalsimulation ofwater flood combined with throatdistribution.The results show that if core permeability is lower，the injection water salinity is closer to the formation water salinity；the damaged degree on reservoir seepage capacity isdeeperwith larger particle sizeorhigherwaterparticle concentration.

low permeability reservoir；injection water quality limit；throat radius；claymineral；particle diameter；particle concentration

TE348

A

1009-9603（2015）03-0100-06

2015-03-20。

熊生春（1981—），男，湖北宜昌人，高级工程师，博士，从事低渗透油藏渗流理论研究。联系电话：（010）69213407，E-mail：xiong shengchun@petrochina.com.cn。

国家科技重大专项“特低渗油藏有效开发技术”（2011ZX05013-006），中国石油科技攻关项目“柴达木盆地难采储量有效动用技术攻关研究”（2011E-0307）。