固相颗粒对储层的伤害规律研究

王倩，洪千里，曹晶，周娟，牛萌

（1.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安716001；2.延长油田股份有限公司开发部，陕西延安716001）

固相颗粒对储层的伤害规律研究

王倩1，洪千里1，曹晶2，周娟1，牛萌1

（1.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安716001；2.延长油田股份有限公司开发部，陕西延安716001）

目前整个延长油田执行的注入水水质标准中悬浮固体含量不大于1.0 mg/L，悬浮固体粒径中值不大于1.0 μm[1]。注水开发存在一系列的问题：针对性不强，不同开发层系物性差别很大，却在执行同一个标准；受处理成本、现有水处理工艺和方法等制约，含油污水处理后无法达到上述严苛的注入水水质标准。本论文通过注入水中悬浮固相颗粒浓度、粒径对储层伤害程度进行了研究，最终确定了适合延长油田注入水的水质指标：注入水水质的悬浮固相颗粒含量应不大于10 mg/L，颗粒粒径应不大于5 μm。

低渗透；固相颗粒；伤害程度；浓度；粒径

延长油田属于特低（超低）渗油田，探明储量24.5× 108t。其中渗透率小于10 mD特低渗透油层占总探明储量的80%以上，渗透率小于1 mD特低渗透油层占总探明储量的60%以上[2]。主力油层为延9、长2、长4+5、长6油层，渗透率分布范围0.1 mD～44 mD，孔隙度1.2%～34.2%，孔隙半径范围5 μm～200 μm。根据不同渗透率储层岩心的毛管压力曲线特征，平均喉道半径为0.02 μm～2.25 μm。

此类油田开发难度大，注水开发是其提高采收率最有效的方法，注水开发存在一系列问题使我们认识到：现有的注水指标是否适合作为延长油田各油层注入水水质控制标准，到底什么样的注入水水质标准更适合延长油田各油层的储层特点。为了解决上述问题，本论文根据延长油田各主力油藏的储层物性特点、地层水特征、采出水水质情况和现有处理工艺水平，通过大量实验研究，提出适合延长油田的注入水水质标准，使得注入水水质“有标准可循，有标准能循”，解决目前注水开发过程中存在的问题。

1 注入水中悬浮固体颗粒的粒径分布规律

用MASTERSIZER激光粒度仪测定水中悬浮固体颗粒的粒径分布规律得到：延长油田不同区块采出污水中悬浮颗粒平均粒径一般在8.0 μm～30 μm，经过沉降分离和各种方法处理后回注污水中悬浮颗粒的平均粒径可以降到3.0 μm～10.0 μm。一般均大于研究区块的平均喉道直径。说明外来固相颗粒一般很难进入储层深部造成油气储层伤害，外来固相颗粒的伤害可能主要是在射孔孔眼、裂缝表面、岩心端面等形成外泥饼造成的伤害[3]。

2 注入水中悬浮固体颗粒对储层的伤害规律研究

2.1 实验原理与方法

2.1.1 实验流程（见图1）

图1 实验流程图

2.1.2 实验步骤

（1）用相同矿化度的清水测岩心渗透率，具体方法如下：①接好实验流程，将实验用清水装入中间容器；②将岩心放入岩心夹持器，应使液体在岩样中的流动方向与测定气体渗透率时气体的流动方向一致；③缓慢将围压调至2.0 MPa，除应力敏感性评价实验外，检测过程中始终保持围压值高于岩心驱替压力2.0 MPa；④打开岩心夹持器进口端排气阀，开流量泵（泵速不超过1.0 mL/min），排出管线中的气体，关闭排气阀；⑤将驱替泵的流量调节到实验选定的流量，按规定时间间隔测量压力、流量、时间及温度，待流动状态趋于稳定后，记录检测数据，计算渗透率。

（2）向岩心注污水（或模拟污水），连续测不同注入孔隙体积倍数岩心的渗透率，计算污水对岩心的伤害率。

2.1.3 数据处理方法用岩心伤害率评价含固相污水对岩心的堵塞程度，岩心伤害率的计算公式如下[4]：

式中：Ia-岩心伤害率，%；K0-用地层水测定的初始渗透率，10-3μm2；Ka-不同注入倍数时测定的岩样渗透率，10-3μm2。

2.2 采油污水悬浮物颗粒浓度对储层伤害规律研究

2.2.1 实验用注入水选取靖边油田六号站长6储层采油污水，利用激光粒度仪测试污水中颗粒粒径分布情况，其污水的中值粒径为2.71 μm。测其固相含量，并用相同矿化度的清水稀释采油污水配制成悬浮物含量分别为5 mg/L、10 mg/L、20 mg/L、50 mg/L的实验驱替污水。

2.2.2 实验结果与分析选取了19块渗透率级别不同的人造岩心（气测渗透率5 mD、10 mD、25 mD、50 mD、100 mD、200 mD、1 000 mD），将粒径中值为2.71 μm的油田采出污水注入岩心，进行了4种不同悬浮物含量（5 mg/L、10 mg/L、20 mg/L、50 mg/L）污水的19块岩心的伤害实验，测不同注入倍数下岩心伤害率[5]。

是随着注入倍数增加（见图2～图5），不同悬浮物含量的注入液对不同渗透率岩心的伤害实验结果，从实验结果可以看出：（1）驱替污水中悬浮物含量为5 mg/L、10 mg/L时，对于渗透率小于40 mD的岩心，岩心渗透率越高，其伤害越大；注入水小于20 PV时，岩心伤害率增加幅度较大，当注入量大于20 PV时，不同渗透率岩心的伤害率增加的幅度越来越小，渗透率小于10 mD的岩心之间的伤害规律基本一致；（2）驱替污水中悬浮物含量为20 mg/L时，小于20 mD的岩心，岩心渗透率越高，其伤害越大，且小于10 mD的岩心伤害规律基本一致，基本小于40%；渗透率为186 mD岩心的伤害率小于16 mD而大于10 mD以下岩心的伤害率；（3）驱替污水中悬浮物含量为50 mg/L时，注入量小于20 PV时，岩心渗透率越大，其伤害情况越严重，到20 PV时，伤害率小于50%，注入量大于20 PV后，颗粒对渗透率小的岩心堵塞要严重些。

图2 不同注入倍数采油污水（5 mg/L）对岩心伤害率影响

图3 不同注入倍数采油污水（10 mg/L）对岩心伤害率影响

图4 不同注入倍数采油污水（20 mg/L）对岩心伤害率影响

图5 不同注入倍数采油污水（50 mg/L）对岩心伤害率影响

随着注入倍数增加，不同悬浮物含量的注入液对相同渗透率级别岩心的伤害实验结果（见图6～图10）。

（1）从图6看出，对于渗透率小于5 mD的岩心，其悬浮物含量越小，对岩心的伤害越大，依次为5 mg/L＞10 mg/L＞20 mg/L，当注入量达到100 PV时，悬浮物含量为5 mg/L、10 mg/L的污水对岩心伤害率均为44%；悬浮物含量为20 mg/L的污水对岩心伤害率为30%。当悬浮物浓度越低时，其中所包含的颗粒量也越少，在岩心端面很难形成有效的泥饼，对于低渗透率岩心而言，在正压差的作用下，小颗粒会不断的驱替进入岩心内部形成堵塞，而悬浮物浓度越大时，悬浮物颗粒会在岩心端面形成过滤泥饼，在一定范围下含量越大，形成的泥饼对岩心的保护效果越强。所以对于渗透率小于5 mD的岩心，悬浮物含量20 mg/L的污水对岩心的伤害不是很大[6]。

图6 不同悬浮物含量对相同渗透率级别（2.0）岩心伤害情况

图7 不同悬浮物含量对相同渗透率级别（7.0）岩心伤害情况

图8 不同悬浮物含量对相同渗透率级别（20.0）岩心伤害情况

图9 不同悬浮物含量对相同渗透率级别（40.0）岩心伤害情况

图10 不同悬浮物含量对相同渗透率级别（200.0）岩心伤害情况

（2）从图7～图10可以看出，对于渗透率为5 mD～200 mD范围内的岩心，总体表现为悬浮物含量越大，对岩心的伤害越大。当悬浮物含量越大时，侵入岩心内部和堆积在岩心污染端面的颗粒数量就会多，越容易形成内部泥饼和外部泥饼，悬浮物含量越大，形成的泥饼的厚度越大，泥饼的渗透率就会越小，对岩心的伤害程度越严重。

2.3 采油污水悬浮物颗粒粒径对储层伤害规律研究

2.3.1 采油污水的颗粒分布实验室选用靖边油田六号站长6采油污水，除油后，测污水的中值粒径分布为0.134 μm、2.71 μm、3.6 μm、4.5 μm。

2.3.2 实验结果与分析选取了5块渗透率级别不同的人造岩心，将粒径中值分别为0.134 μm、2.71 μm、3.6 μm、4.5 μm的油田采出污水注入岩心，进行了两种不同悬浮物含量（10 mg/L、50 mg/L）污水的5块岩心的伤害实验，测不同注入倍数下岩心渗透率及伤害率。

图11中岩心渗透率均为20 mD，图12中岩心渗透率均为40 mD。实验结果表明：（1）随着采油污水注入量增加，岩心渗透率降低，岩心伤害增加；当采油污水注入量小于20 PV时，岩心伤害增加的幅度较大，大于20 PV后，其伤害增加的幅度越来越小；（2）在岩心渗透率相同的条件下，采油污水中悬浮物粒径中值越大，固相颗粒对岩心的堵塞越严重，岩心渗透率伤害越严重[7]。

根据“1/3”原则，较小的颗粒主要形成了内部堵塞，随着注入量的增加，小颗粒堆积的越多，对岩心渗透率的伤害越严重。而相对较大的颗粒注入时，主要是形成外部泥饼堵塞。根据实验可以看出，颗粒粒径大小对岩心的伤害是复杂的过程，不是单纯的颗粒大小影响，颗粒对岩心的伤害本身就是颗粒浓度和大小共同作用的结果，当大量的小颗粒堆积在一起时，可以认为会形成一个相对较大的颗粒。

图11 不同粒径颗粒（10 mg/L）对岩心伤害关系曲线

图12 不同粒径颗粒（50 mg/L）对岩心伤害关系曲线

3 结论

（1）在实验用的固相颗粒含量（5 mg/L～50 mg/L）和岩心渗透率（2 mD～1 167 mD）范围内，随着悬浮液注入量增加，岩心的伤害率都可分为快速增加和趋于平缓两段。

（2）当岩心渗透率在一定范围内时，岩心渗透率越大，固相颗粒对岩心伤害情况越严重；当岩心渗透率大于一定值时，岩心渗透率越大，固相颗粒对岩心的伤害反而越小。

（3）同一级别渗透率岩心注入不同悬浮物含量的污水时，随着采油污水注入量增加，岩心渗透率降低，其伤害率增加；随着悬浮物含量变化，不同渗透率级别的岩心伤害规律表现不一样。

（4）在岩心渗透率相同的条件下，采油污水中悬浮物粒径中值越大，固相颗粒对岩心的堵塞越严重，岩心渗透率伤害越严重[8]。

（5）根据延长油田储层特点，注水水质的悬浮固相颗粒含量应不大于10 mg/L，颗粒粒径应不大于5 μm。

［1］任战利，杨县超，薛军民，等.延长油区注入水水质对储层伤害因素分析［J］.西北大学学报，2010，40（4）：667-671.

［2］王香增.特低渗油藏采油工艺技术［M］.北京：石油工业出版社，2013.

［3］黄立新.固相颗粒封堵喉道的机理研究［J］.江汉石油学院学报，1999，21（2）∶41-43.

［4］王富华，王瑞和，于雷，等.固相颗粒损害储层机理研究［J］.断块油气田，2010，17（1）∶105-108.

［5］王丰文，李建荣，焦红岩，牛富玲.注入水中固相颗粒对地层的伤害分析［J］.断块油气田，2003，10（4）∶30-32.

［6］郑苗，罗跃，苏高申.长庆油田回注水水质指标研究［J］.化学与生物工程，2013，30（11）∶63-65.

［7］张光明，汤子余，姚红星.注入水水质对储层的伤害［J］.石油钻采工艺，2004，26（3）∶46-48.

［8］伍家忠，孟红丽，徐杰.固相颗粒对低渗透砂岩油藏注水开发影响研究［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2014，（1）∶134-138.

其中：G的量纲为N/m。所以G也常称为“裂纹扩展驱动力”，代表裂纹扩展单位长度所需要的力。裂纹扩展的驱动能量一方面可能来自所加载荷所做的机械功，另一方面来自与裂纹面应力消失面所释放的弹性应变能。

式（5）中左边是裂纹扩展单位面积所需要的表面能，也是裂纹扩展单位面积所消耗的能量，称为“临界能量释放率”，记作Gc，又称为“裂纹扩展阻力”，记作R，故Gc=R=2γ。

由以上分析可知：（1）若G＜Gc，则裂纹不扩展；（2）若G=Gc且，则裂纹稳定扩展；（3）若G＞Gc或G= Gc且，则裂纹非稳态扩展。

基于以上研究分析K.Palsniswamy提出了Ⅰ、Ⅱ混合型裂纹失稳扩展的最大能量释放率准则[4]，该准则认为：（1）裂纹沿最大能量释放率Gmax的方向θ0开始扩展；（2）当此方向的能量释放率达到临界值Gc时，裂纹开始非稳态扩展。

3 高能气体加载压裂下煤储层的裂缝扩展研究

根据岩石的爆破理论[5]，压裂药在燃烧时在井筒周围依次形成粉碎区、压裂区及弹性应力波的振荡区。高能气体压裂过程中，当压裂药爆燃产生的能量的压力大于煤储层的破裂压力时，在储层中便会形成多裂缝体系，其裂缝产生初期不受地应力的控制，即不一定垂直于最小主应力的方向产生裂隙。但依据最大能量释放准则，其扩展的方向受能量释放方向的控制，首先在能量释放较多的方向产生裂隙，当某一方向的能量释放量产生的压力足以克服其最大拉伸强度时，便会沿该方向产生裂隙。因此，在适当的加载速率控制下可形成以3～8条裂隙为主体的多裂缝网络。这对于煤层气储层中吸附态煤层气的解吸、扩散及渗流具有重要的意义，有利于煤层气的有效开发。

4 结论

（1）高能气体加载压裂技术可在煤层气储层中形成多裂缝体系并沟通天然裂缝，促进煤层气的解吸扩散及渗流过程。

（2）高能气体压裂形成的裂缝初期不受地应力的控制，其裂缝扩展方向受最大能量释放率的方向控制，与其方向基本一致。

（3）开展煤储层高能气体压裂下的裂缝扩展规律研究对于以煤层气为代表的非常规资源开发具有重要的意义。

参考文献：

［1］刘贻军，娄建青.中国煤层气储层特征及开发技术探讨［J］.天然气工业，2004，24（1）：68-71.

［2］西安石油学院高能气体压裂研究室.高能气体压裂机理研究［R］.1991：372-373.

［3］吴晋军，等.煤层气开发新技术试验研究与探索［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2009，24（5）：45-49.

［4］王晓峰.煤储层水力压裂裂缝展布特征数值模拟［D］.北京：中国地质大学（北京），2011.

［5］戴俊，等.岩石动力学特性与爆破理论（第Ⅱ版）［M］.北京：冶金工业出版社，2014.

Study on the damage law of solid particles on the reservoir

WANG Qian1，HONG Qianli1，CAO Jing2，ZHOU Juan1，NIU Meng1
（1.Exploration&Development Technology Research Center of Yanchang Oilfield，Yan'an Shanxi 716001，China；2.Development Department of Yanchang Oilfield，Yan'an Shanxi 716001，China）

The Yanchang oilfield injection water quality standard in the solid particles content is not more than 1.0 mg/L,suspended solid particle size is less than 1 μm.There are a series of problems of water flooding.The pertinence is not strong,the physical of different layer series of development vary greatly,but in the implementation of the same standard.Restricted by the cost of processing,the existing water treatment technology and method.Oily sewage treatment not achieve the stringent water quality standards.This paper studies the suspended particle concentration,particle size on reservoir damagedegree,ultimately determine the appropriate water quality index of Yanchang oilfield water injection.Suspended solid content should be less than 10 mg/L,particle size should not be greater than 5 μm.

low permeability；solid particles；damage degree；concentration；particle size

TE258

A

1673-5285（2016）01-0021-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.01.006

2015－11-03

王倩，女（1983-），2010年毕业于西安石油大学油气田开发专业并获硕士学位，工程师，从事油藏工程和油气藏数值模拟研究工作，邮箱：wq_sol@126.com。