高渗含砾砂岩储层敏感性及注入水伤害研究

宋梓语

（中国石油大学（北京）非常规天然气研究院，北京 102249）

高渗含砾砂岩储层敏感性及注入水伤害研究

宋梓语

（中国石油大学（北京）非常规天然气研究院，北京 102249）

本文以西部某油田含砾砂岩储层为例，通过X衍射射线分析、物性测试、扫描电镜及岩心流动实验，从内因和外因两方面对油田注水开发过程中产生的储层伤害进行了研究。研究结果表明，研究区块具有较高临界盐度、中等偏弱水敏和弱速敏特征。在经过不同处理程度的注入水伤害评价实验中，将注入水驱替实验前后岩心的扫描电镜照片进行对比，发现储层中敏感性矿物的形态和分布变化不大，对渗流通道影响较小，认为储层伤害主要是来自注入水中的较高的悬浮物含量。建议该油藏在注水开发过程中，应提高注入水处理工艺水平，严格控制注入水中的悬浮物含量，从而减小储层伤害，改善注水开发效果。

砂岩；敏感性；注水；储层伤害；悬浮物

国内外大量油气田开发的实例表明，向油气层中注水补充能量的过程中，会造成储层伤害[1]。引起储层伤害的原因分为内因和外因两部分。储层中含有的敏感性矿物[2]如蒙皂石、伊利石、高岭石等是储层伤害的内在原因，注入速度、注入流体的水质好坏等等是导致储层伤害的外在原因。为了减小注水开发过程中造成的储层损害，首先要通过常规岩心分析、岩石学分析来了解储层的矿物成分、孔隙结构、物性特征等储层潜在的损害因素，定性判断储层可能的伤害程度。在此基础上，通过岩心流动，找出储层的速敏、水敏和盐敏性等敏感程度，从而为注入与该储层相配伍的流体提供理论依据。油田中常将采油污水[3]经过相关工艺处理后注入到地下来补充地层能量，可有时候效果并不好，这是因为注入水水质存在问题，如其中的细菌、悬浮物固体[4]等含量过高，造成了地层伤害，严重影响了注水开发的过程。本文以某油田含砾砂岩储层为例，从内因和外因两方面对注水开发过程产生的储层伤害进行研究。

1 储层基本特征

1.1 岩石学特征

通过岩石学分析表明，研究区块的储层岩性以细粒岩屑长石砂岩、中细粒岩屑长石砂岩为主。岩石中碎屑颗粒分选性中－好，磨圆度为次圆状，接触关系以点－线接触、点接触为主，胶结类型以孔隙－压嵌及压嵌型胶结为主。石英平均含量为68%；长石平均含量为17%；岩屑平均含量为15%，以变质岩为主，其次为岩浆岩。填隙物中的杂基主要为泥质，其平均含量为1.4%，胶结物中方解石和铁白云石平均含量为3.9%，硅质平均含量1.7%。

1.2 黏土矿物特征

由X射线衍射分析结果发现，储层岩石中黏土矿物总量较低，平均含量为1.6%。伊利石为主要的黏土矿物，平均含量为62%；伊蒙混层矿物平均含量为15%，绿泥石平均含量为12%，高岭石平均含量为11%。扫描电镜下，伊利石呈弯曲片状、定向片状分布于粒表，绿泥石呈不规则片状分布于粒表，高岭石呈蠕虫状分布于粒间。

1.3 孔隙结构特征

由铸体薄片、压汞等资料分析可知储层岩石以原生粒间孔、剩余粒间孔为主。储层岩石孔喉半径平均值为11.18 μm，排驱压力平均值为0.04 MPa，中值压力平均值为0.13 MPa；分选系数平均值为3.00，歪度平均值为1.07；退汞效率平均值为11.43%。该储层储集性能很好。

1.4 储层物性特征

经测试和分析储层物性，储层孔隙度在10.2%~ 22.8%，平均值为16.3%，孔隙度值主要集中在15%~ 18%；岩心渗透率在34.2 mD~1 380 mD，平均值为279.58 mD，渗透率值主要集中在20 mD~490 mD。该储层属于中孔高渗储层[5]。

2 储层敏感性评价

通过室内岩心流动实验，对该储层的敏感性进行了评价[6]，主要研究了速敏性、水敏性和盐敏性，岩心参数（见表1）。

表1 敏感性评价实验所用岩心参数表

2.1 流速敏感性评价实验

图1 储层流速敏感性实验曲线

由实验结果可知（见图1），该储层具有弱速敏特征。由于该储层中黏土矿物含量较低，其中伊利石含量最高，当储层孔隙内流体流速过大，当受到流体高剪切力作用时，伊利石矿物易发生破碎[7]，被运移至孔隙喉道处形成堵塞，导致储层渗透率降低。在T1-1和T2-1岩心速敏实验中，随着流速增大，岩心渗透率并没有明显降低，这是因为该储层中存在较多的大孔道，孔喉较粗大，大大降低了速敏伤害。

2.2 水敏、盐敏性评价实验

由水敏实验结果可知（见图2，图3），随着注入水矿化度的减小，渗透率不断下降。该储层的水敏指数为45.5%，根据水敏性引起的渗透率损害程度评价标准[8]，该储层表现出中等偏弱水敏特征。矿化度较小的外来流体进入岩心后，造成了黏土矿物的膨胀，导致渗透率降低。储层物性及孔隙结构特征也是影响储层水敏性的重要原因。

图2 储层水敏性实验曲线

图3 储层盐敏性实验曲线

由盐敏实验结果可知，注入水矿化度降低，储层渗透率下降。该储层临界盐度接近地层水矿化度，为53 000 mg/L。该储层表现出较高临界盐度的特征。

3 注入水伤害评价

对T1井的3块岩心分别进行注入水伤害评价实验，所用流体为未过滤注入水、粗过滤注入水和精过滤注入水，悬浮物固体含量平均值为42 mg/L、15.7 mg/L和7.6 mg/L。注入水取自T1井区联合站。实验结果（见图4）。

由经过不同处理程度注入水伤害评价结果可知，常温条件下，未过滤、粗过滤和精细过滤后的注入水长期注入岩心进行驱替后，对储层渗透率伤害率分别为44.6%、39.5%、15.1%。

由于该储层具有中孔高渗的特征，孔喉较粗大，因此当注入30倍孔隙体积倍数的注入水后，渗透率损失率不高，室内实验研究表明，将注入水中悬浮物含量控制在小于8.0 mg/L时，储层渗透率伤害率平均值为15%。在90℃高温下进行实验发现，精细过滤后的注入水长期注入对储层渗透率伤害率平均值为15.6%。

图4 T1井岩心注入水伤害评价曲线

对比注水伤害评价实验前后岩心微观扫描电镜照片（见图5和图6），发现储层中敏感性矿物的形态、分布变化不大，对流体渗流通道的影响也较小。由此可知，注入水中悬浮物含量对储层渗透率具有较大的影响。

图5 注水伤害实验前定向片状伊利石

图6 注水伤害实验后定向片状伊利石

4 认识与结论

（1）通过开展储层岩石学、黏土矿物、孔隙结构、储层物性特征等方面的研究，并结合室内岩心流动实验，综合评价该储层具有较高临界盐度、中等偏弱水敏和弱速敏的特征。

（2）使用经过不同处理程度的注入水进行伤害评价实验研究，发现注入水中悬浮物的含量对储层伤害程度影响很大。

（3）对比注入水伤害实验前后岩心的微观扫描电镜照片，发现储层中敏感性矿物的形态、分布变化不大，流体渗流的通道没有明显破坏。认为造成储层伤害的原因主要是注入水中的较高的悬浮物含量和较低的矿化度。

（4）当注入水中的悬浮物含量控制在小于8.0 mg/L时，储层渗透率伤害率平均值接近15%。因此，在该储层注水开发的过程中，应该提高注入水处理工艺技术水平，严格控制注入水中的悬浮物含量，以减小对储层的伤害，改善油田注水效果。

［1］Zhang G R.The Influence of Injected Water Quality on the Effect of Waterflooding Effectiveness［J］.Journal of Oil& Gas Technology，2008.

［2］彭仕宓，尹旭，张继春，等.注水开发中粘土矿物及其岩石敏感性的演化模式［J］.石油学报，2006，27（4）:71-75.

［3］于洪敏，左景栾，任韶然.油田采油污水回注处理技术及工艺探讨［J］.腐蚀与防护，2008，29（12）:776-779.

［4］刘晓冬，徐景祯.含聚合物污水回注时污染地层的主要物质分析［J］.环境科学研究，2001，14（2）:54-56.

［5］Bloch S，Lander R H，Bonnell L.Anomalously High Porosity and Permeability in Deeply Buried Sandstone Reservoirs，O－rigin and Predictability［J］.Aapg Bulletin，2002，86（2）:301-328.

［6］Bourgeat A，Jurak M，Sma F.Formation Damage Due to Scale Formation in Porous Media Resulting From Water Injection［J］.Spe International Symposium&Exhibition on Formation Damage Control，2008，13（1）:29-42.

［7］杨胜来，魏俊之.油层物理学［M］.北京:石油工业出版社，2015.

［8］徐同台，熊友明，康毅力.保护油气层技术［M］.北京:石油工业出版社，2010.

Research on sensitivity and water damage of high permeability gravel-bearing sandstone reservoirs

SONG Ziyu
（Unconventional Natural Gas Research Institute，China University of Petroleum-Beijing，Beijing 102249，China）

In this paper,the formation damage caused by water injection during the process of water flooding is studied by X-ray diffraction analysis,physical property test,scanning electron microscope and core flow experiments.The results show that the reservoir has high critical salinity,moderate weak water sensitivity and weak velocity characteristics.In the experimental evaluation of formation damage of injected water with different degree of treatment,the scanning electron microscopy photos of the core was compared before and after core flow experiments.It was found that the morphology and distribution of the sensitive minerals in the reservoir changed little and had little effect on the seepage channel.It is considered that the reservoir damage is mainly from the injection of water in the higher suspended solids content. It is suggested that the water injection process should be improved during the development of water injection,and the content of suspended solid in water should be strictly controlled,so as to reduce reservoir damage and improve water injection development effect.

sandstone；sensitivity；water injection；formation damage；suspended solid

TE122.23

A

1673-5285（2017）04-0115-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.029

2017－03-08

宋梓语，男（1990-），在读硕士研究生，现从事储层保护与改造方面的研究工作，邮箱:cupszy@163.com。