固体颗粒对扶杨油层伤害的评价

解凤强

(大庆油田有限责任公司 第五采油厂，黑龙江 大庆 163513)

固体颗粒对扶杨油层伤害的评价

解凤强

(大庆油田有限责任公司 第五采油厂，黑龙江 大庆 163513)

注入储集层水中固体悬浮物质量浓度及颗粒直径的大小是影响油田注水水质的重要指标。针对固体颗粒对于扶杨油层伤害程度的问题，通过室内岩心模拟实验的方法，作出固体颗粒对扶杨油层伤害的评价，说明不同固体悬浮物质量浓度及颗粒直径对储集层渗透率的影响。结果表明，注入水中颗粒质量浓度及悬浮固体颗粒粒径越大，油层渗透率损失幅度越大，其注入压力上升越快。当注入孔隙体积增加到一定程度时，渗透率损失及注入压力达到一个稳定值。对扶杨油层的有效开发具有重要参考价值，在扶杨油层开发方面取得了一定的成效。

低渗透； 扶杨油层； 注入水水质； 固体颗粒； 油层伤害

从钻井到油田开发过程中，很多外来因素能使储集层渗透率下降，造成油层伤害。松辽盆地是我国七大油气勘探战略盆地之一，石油产量长期稳居全国首位。截止2013年底，其资源探明率约为42%，还有58%有待探明，在未探明资源之中，集低渗透储层(如扶杨油层)的剩余资源要占70%～80%[1-3]。扶杨油层属于低孔、特低渗油藏，开采难度大，采出程度低。目前动用该储集层仍然以注水开发为主，注入水中的固体颗粒对油田的开采具有重要影响。某油田注入水主要是再处理污水，对于悬浮固体颗粒主要采用过滤工艺处理[4-5]，处理后水中颗粒物指标高于清水，在开发过程中，由于注入水中的固体颗粒物进入地层引起孔隙堵塞，使得油层渗透率下降，吸水能力下降，造成了油层伤害，这已成为影响扶杨油层开发的重要因素[6-8]。为保证油田开发效果，需要对注入水的水质进行严格控制，使油层伤害降到最低，因此进行了扶杨油层注入水伤害室内评价。通过室内评价，找到合适的注入水悬浮物颗粒条件，对扶杨油层的有效开发提供重要依据。

1 储集层特征

某油田扶杨油层最大埋藏深度一般在1 900～2 000 m，主要处于中成岩作用晚期。油层岩性为含泥长石岩屑细砂、粉砂岩，岩石成分石英质量分数38%～57%，平均47.7%，长石质量分数20%～31%，平均29.2%，砂岩碎屑胶结类型主要为孔隙式胶结、薄膜型，胶结物以泥质胶结为主，泥质质量分数17.59%，中砂质量分数3.19%，细砂质量分数35.74%，粉砂质量分数43.61%，粒度中值0.083 mm[9-10]。扶杨油层黏土含量较高，总质量分数为11%～24%，平均17.59%。在黏土矿物中，最多的为伊蒙混层，质量分数为30%～71%，平均为46.9%；其次为绿泥石，质量分数为1%～51%，平均为27.5%；然后为伊利石，质量分数为11%～29%，平均为15.9%。油层有效孔隙度分布在10%～18.5%，平均12.5%，空气渗透率分布在0.1～1.5 mD，平均为1.11 mD，储集层物性较差，变化范围大，属低孔特低渗透储集层[11-12]。

2 注入水化学特征及所含颗粒分析

通过对某油田现场注入水化验分析，得出注入水化学特征及所含颗粒的粒径及质量浓度。利用络合滴定法对某油田注入水和地层水进行取样化验，两种水的离子组成见表1。从表1中可以看出，某油田注入水和地层水矿化度分别为4 610.1 mg/L和3 772.0 mg/L，pH分别为7.00和6.70，两种水的钙、镁含量较小，产生沉淀的可能性较小。

表1 注入水和地层水的离子组成

利用激光粒度分析仪在室温条件下对某油田注入水进行了水中悬浮颗粒分析，分析结果为：注入水平均粒径1.98 μm，颗粒质量浓度为0.4 mg/L。

3 室内岩心注水实验

根据现场储集层特征，通过采用不同质量浓度及粒径的固体悬浮物进行室内岩心注水实验，研究注入水中的固体悬浮物对储集层渗透率的影响。

3.1 实验用水和岩心

油田开发对注入水水质悬浮物含量要求小于2 g/cm3(SY/T 5329—2012)，目前某油田现场注入水悬浮物颗粒要求小于1.5 mg/L。试验用水根据地层水化学特性配制而成，注入水取自现场，按实验方案配制，采用密度为1.5 g/cm3的石英砂作为实验用悬浮物颗粒，用滤膜法配制不同级别的的悬浮物质量浓度及颗粒直径悬浮液[13]。

3.2 实验流程

(1) 岩心洗油；

(2) 气测渗透率，选出气测渗透率为1 mD左右的岩心；

(3) 烘干岩心，称干重，测岩心长度及直径；

(4) 抽真空，注入饱和盐水；

(5) 10 MPa下，加压24 h；

(6) 注入不同质量浓度、不同粒径的悬浮液；

(7) 计算渗透率损失。

4 固体颗粒对油层伤害评价

根据实验数据，考虑多种因素，计算出固体颗粒注入岩心后渗透率损失量，作出注入水中固体颗粒对岩心渗透率伤害的评价。

式中，K1为地层水的渗透率，mD；K2为注入水后测得的渗透率，mD；ΔK为渗透率损失，%。

4.1 颗粒质量浓度对渗透率的影响

实验所用4块岩心孔径、岩心直径及长度相同。在注入流量相同时，流速差别不大。用孔径0.45 μm滤膜配制注入水悬浮物(按SY/T 5329—2012)，颗粒质量浓度为1.5、1.0、0.5、0.2 mg/L的4份石英砂悬浮液，分别注入4块岩心中，结果如图1、2所示。

从图1、2中可以看出，随着注入孔隙体积增加，岩心渗透率损失逐渐增大，注入压力也随之增加，达到一定的注入倍数后，渗透率损失及压力上升趋于稳定。相同悬浮物粒径，质量浓度越大，孔喉堵塞越大，渗透率损失越大，注入水压力也上升越大。颗粒质量浓度小于0.5 mg/L时，渗透率损失幅度在15%以内，压力上升幅度也较小。

图1 颗粒质量浓度与渗透率损失关系

Fig.1 Relationship between particle mass concentration and permeability loss

图2 颗粒质量浓度与注入压力关系

Fig.2 Relationship between particle mass concentration and injection pressure

这主要是由于以下两方面的影响：一是固体颗粒在岩心孔隙及喉道造成的渐变式堵塞，降低渗透率的同时增大了流体的流动阻力；二是固体颗粒在高渗透孔道处渐变式和单孔堵塞，使注入水沿着低渗透孔道流动，增大了流体渗流阻力。因此现场注入水颗粒质量浓度合适。

4.2 颗粒粒径对渗透率的影响

再取6块岩心，岩心孔径、岩心直径及长度相同。在注入流量相同时，流速差别不大。配制注入水悬浮物质量浓度为0.5 mg/L，采用孔径分别为2.000、1.500、1.000、0.450、0.275、0.115 μm的滤膜制作6份石英砂悬浮液，分别注入6块岩心中，结果如图3、4所示。

从图3、图4中可以看出，在岩心孔隙体积相同时，注入水悬浮颗粒粒径越大，渗透率损失幅度越大，其压力上升越快。当注入孔隙体积增加到一定程度时，渗透率损失达到一个稳定值，当岩心注入水悬浮颗粒粒径小于0.450 μm时，压力上升不明显。

从图1、3中可以看出，注入水进入岩心后，悬浮物对岩心渗透率的伤害主要有两个阶段，注入初期

由于悬浮颗粒堵塞孔道，通道逐渐变小，渗透率持续下降。后期在通道中形成滤饼，孔道变化不大，渗透率下降幅度逐渐减小。而颗粒质量浓度越低、颗粒直径越小，对岩心的伤害越小。

图3 不同颗粒孔径对岩心伤害的对比

Fig.3 Comparison of different particle radius on core damage

图4 不同颗粒孔径对注入压力的影响对比

Fig.4 Comparison of different particle radius on the injection pressure

5 结论

(1) 注入水中颗粒质量浓度越大，对地层伤害越大。随着注入孔隙体积增加，岩心渗透率损失逐渐增大，注入压力也随之增加，达到一定的注入倍数后，渗透率损失及压力上升趋于稳定，对地层损害程度减缓。

(2) 注入孔隙体积倍数相同时，注入悬浮固体颗粒粒径越大，渗透率损失幅度越大，其压力上升越快。当注入孔隙体积增加到一定程度时，渗透率损失达到一个稳定值。为降低渗透率损失，注入水悬浮颗粒粒径控制在0.450 μm以内, 应对油田现场注入水悬浮物粒径进行控制。

(3) 悬浮颗粒对岩心渗透率的伤害主要有两个阶段，注入初期渗透率持续下降，后期渗透率下降幅度逐渐变小。

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(编辑 宋官龙)

Experimental Evaluation of Formation Damage Caused by Particles in the Injected Water

Xie Fengqiang

(No.5ProtuctionPlantofDaqingOilfieldCompany,PetroChina,DaqingHeilongjiang163513,China)

The important index for the injected water quality of the oilfield contains the concentration of the suspended material and the diameter size of particle in the injected water. In view of the problem about the damage degree of the solid particles to the Fuyang oil layer, through the method of the core flooding test, the damage of the solid particles to the Fuyang oil layer is mainly evaluated. The effect of different solid particles and particle diameter on the permeability of reservoir is illustrated. It is concluded that the bigger the concentration of the suspended material and the diameter size of particle in the injected water, the greater the loss of permeability of reservoir, and the faster the injection pressure rise. When the pore volume is increased to a certain degree, the loss of permeability of reservoir and the injection pressure can reach a stable value. It will provide important reference for the effective development of Fuyang oil layer, and some achievements have been made in the development of Fuyang oil layer.

Low permeability; Fuyang oil layer; Injected water quality; Solid particle; Formation damage

1006-396X(2016)06-0043-04

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-07-16

2016-08-10

国家自然科学基金项目(50874023)。

解凤强(1981-)，男，工程师，从事油田开发方面的研究；E-mail:63442320@qq.com。

TE395

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.06.009