生屑灰岩油藏颗粒伤害与孔喉结构配伍性

汪周华，赵华臻，朱光亚，李茜瑶，郭平，景明强

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石化胜利油田分公司滨南采油厂，山东 滨州 256600；3.中国石油勘探开发研究院中东所，北京 100083）

0 引言

伊拉克是世界上石油储量最丰富的国家之一[1]。现有勘探成果表明，伊拉克已探明石油储量中约有70%分布在白垩系碳酸盐岩储层中[1-2]，包括上白垩统的 Sa′di组、Hartha 组、Khasib 组以及中白垩统的Mishrif组[3-4]。 其中，Mishrif组约占该国白垩系油藏总地质储量的40%及总石油地质储量的近30%[5-6]。研究区众多岩心样品的孔隙度与气测渗透率统计结果表明：Mishrif组颗粒灰岩孔隙度主要分布在18%～25%，渗透率分布在 40×10-3～600×10-3μm2；泥粒灰岩的孔隙度主要分布在23%～28%，渗透率分布在3×10-3～12×10-3μm2[7]。 针对 Mishrif组储层，目前以大规模的注水开发为主[8]，但由于其储层厚度较大且非均质性较强，导致水窜现象严重，且当下研究仅局限于油藏孔隙结构特征，不能结合现阶段的注水开发提出指导性意见。因此，为合理开发中东地区生屑灰岩油藏，对影响储层渗流能力的微观孔喉结构特征进行了研究，并对注入水中悬浮物颗粒的储层伤害能力进行了评价。

恒速压汞技术在评价储层的孔隙结构方面有着广泛的应用。前人根据恒速压汞实验结果对鄂尔多斯盆地、大庆油田、吐哈油田、克拉玛依油田等地区的微观孔喉结构特征进行过详细的研究[9-15]。同时，众多学者对悬浮物颗粒的储层伤害也进行了系统的研究[16-25]。肖佃师等[14]结合恒速压汞与核磁共振检测技术，得到了致密砂岩全孔径范围内的孔隙分布。张鹏等[15]应用恒速压汞技术研究了定边长7致密砂岩储层的微观孔喉结构，发现储层物性与孔隙半径的相关性差，而与喉道半径的相关性较好。高建崇等[16]通过对岐口17-2油田主力注水层位的压汞数据分析，获得了主流喉道半径，并通过注入水中颗粒粒径与喉道的配伍性研究，得到注入水中悬浮物颗粒粒径应小于主流喉道直径的1/8。本文基于恒速压汞实验与颗粒运移实验结果，研究了影响中东地区生屑灰岩储层渗流能力的主要因素以及注入水中悬浮物颗粒质量浓度与粒径的上限，最后分析了注入水中悬浮物颗粒粒径的上限值与渗透率贡献峰值处所对应的喉道半径的相关性。

1 恒速压汞实验

1.1 仪器及设备

恒速压汞实验设备为美国coretest ASPE730型恒速压汞仪，包括注射泵与岩心夹持器，系统整体速率精度达到了 1×10-6mL/s。

1.2 材料

实验岩心取自H油田Mishrif组，样品长度为6.0 cm，直径为3.8 cm，相关物性参数见表1。

1.3 步骤

1）恒速压汞仪开机，预热；2）输入岩样信息，包括孔隙度、渗透率、密度、外观体积和孔隙体积等参数；3）抽真空2 h，设置恒速进汞速度，待压力达到6.21 MPa时，结束实验。

表1 恒速压汞实验岩心物性参数

1.4 结果与分析

1.4.1 岩心的孔喉分布特征

岩心的孔隙半径分布特征如图1所示。由图1可以看出，不同孔渗的岩心样品，其孔隙半径分布曲线形态相近，皆为单峰、近正态。岩样的孔隙半径分布均在100～300 μm，主峰孔隙分布频率一般超过22%。

图1 Mishrif组碳酸盐岩储层孔隙半径分布

岩心的喉道半径分布特征如图2所示。由图2可以看出，不同于孔隙半径的集中分布，喉道半径分布曲线形态变化较大。当渗透率小于20×10-3μm2时，喉道半径分布曲线呈现单峰、偏细态，峰值偏高，分布频率在25%以上，喉道半径分布较集中；当渗透率大于20×10-3μm2时，峰值降低，喉道半径分布偏向均匀。

图2 Mishrif组碳酸盐岩储层喉道半径分布

从数值上看，Mishrif组的喉道半径一般小于25.0 μm，峰值处的喉道半径在1.1～12.5 μm。而随着渗透率的增加，峰值向右偏移，且不断降低。当岩心渗透率小于20×10-3μm2时，峰值处对应的喉道半径在3 μm以内；当岩心渗透率在 20×10-3～50×10-3μm2时，峰值处对应的喉道半径在 3～8 μm； 当渗透率大于 50×10-3μm2时，曲线出现多处峰值，主峰值处对应的喉道半径在10 μm以内，但大于10 μm时出现多个小峰值。这说明随着岩心渗透率增加，大尺寸喉道在岩心中占比增加。

1.4.2 岩心的孔喉分布与物性的相关性

根据10块岩心的恒速压汞实验结果，得到每块岩心的平均孔隙半径、主流喉道半径，并分别绘制与渗透率的散点图（见图3、图4）。

图3 渗透率与平均孔隙半径的关系

图4 渗透率与主流喉道半径的关系

由图3可以看出，渗透率与平均孔隙半径相关性较差（R2＜0.1）。由此认为，平均孔隙半径不是影响H油田Mirshrif组储层渗流能力的主要因素。

由图4可以看出，渗透率与主流喉道半径的相关性较好。渗透率越大，主流喉道半径越大，主流喉道半径是影响Mirshrif组储层渗流能力的重要因素。因此，喉道半径及分布是中东地区碳酸盐岩油藏开发的关键因素。

2 悬浮物颗粒运移实验

2.1 仪器及设备

主要包括Ruska全自动泵（西南石油大学自主研发）、压力传感器、岩心夹持器等。

2.2 材料

实验岩心取自Mishrif组（直径为3.8 cm，长度为6.4 cm），岩心物性参数如表2所示。水样为根据现场水质分析报告配制的地层水（矿化度为212 420 mg/L、CaCl2型）和注入水（矿化度为 1 580 mg/L、CaCl2型），注入水中所加入的悬浮物颗粒来自江苏纳微科技股份有限公司。

表2 悬浮物颗粒运移实验岩心物性参数

2.3 步骤

1）分别配制含有相同质量浓度（3 mg/L）和不同粒径（1.5，5.0，10.0，20.0 μm）悬浮物颗粒的注入水；分别配制含有相同粒径（5.0 μm）和不同质量浓度（1，5，10，20，40 mg/L）悬浮物颗粒的注入水。

2）将岩心抽真空，饱和地层水，采用地层水驱替岩心，记录岩心两端的压差、出口端流量，计算岩心有效渗透率。

3）使用含有悬浮物颗粒的注入水进行驱替实验，每注入1 PV测试岩心的渗透率，累计注入20 PV后，结束实验。

2.4 结果与分析

2.4.1 悬浮物颗粒粒径对岩心渗透率的影响

相同质量浓度情况下，不同粒径悬浮物颗粒对岩心渗透率的伤害程度如图5所示。

图5 不同粒径悬浮物颗粒运移实验结果

由图5可以看出，当悬浮物颗粒粒径为1.5，5.0，10.0，20.0 μm时，对岩心渗透率的伤害率分别为7.1%，8.3%，25.0%，31.3%。当悬浮物颗粒质量浓度为3 mg/L、粒径小于10 μm时，渗透率伤害率会出现一定程度的波动，并不产生实质伤害；而当颗粒质量浓度不变、粒径大于10 μm时，悬浮物颗粒会对岩心渗透率产生不可逆的伤害。

随着悬浮物颗粒粒径的增大，岩心的渗透率伤害越严重。当悬浮物颗粒粒径为1.5，5.0 μm时，流量以及渗透率伤害率表现为起伏波动的变化，原因在于喉道处颗粒聚集，又在压力下被注入水冲散；当粒径为10.0，20.0 μm时，由于悬浮物颗粒粒径的增大，接近于岩心喉道直径，喉道处的颗粒不易被冲散，喉道被堵塞，渗流通道减少，导致渗透率降低。

2.4.2 悬浮物颗粒质量浓度对岩心渗透率的影响

相同悬浮物颗粒粒径情况下，不同质量浓度颗粒对岩心渗透率的伤害程度如图6所示。由图6可以看出：当悬浮物颗粒质量浓度为 1，5，10，20，40 mg/L 时，岩心渗透率的伤害率分别为7.14%，14.29%，20.00%，35.71%，53.70%。当悬浮物颗粒粒径为5.0 μm、质量浓度小于5 mg/L时，对渗透率不产生实质伤害；而当质量浓度大于5 mg/L时，悬浮物颗粒会对岩心渗透率产生不可逆的伤害。

图6 不同质量浓度悬浮物颗粒运移实验结果

3 喉道半径与颗粒粒径配伍关系

对主流喉道半径、平均孔隙半径以及渗透率贡献峰值处对应的喉道半径进行整理后（见表3）可知，渗透率在 20×10-3～40×10-3μm2的岩心平均孔隙半径主要分布在178.43～216.59 μm，而当注入水中的悬浮物颗粒粒径在1.5～20.0 μm时，颗粒很难通过堵塞孔隙，使得岩心渗流能力降低。岩心渗透率发生变化，原因在于悬浮物颗粒堵塞喉道，进而造成岩心渗流能力降低。

由表3可以看出，岩心的主流喉道半径存在一定的差异性，且全部小于10 μm，但从喉道对于渗透率的贡献方面看，岩心渗透率贡献峰值处对应的喉道半径在11 μm左右。

表3 部分岩心的恒速压汞实验数据 μm

由不同粒径悬浮物颗粒的运移实验可知，当颗粒质量浓度为3 mg/L、粒径大于10 μm时，岩心容易产生不可逆的渗透率伤害。由此认为，当注入水中的悬浮物颗粒粒径接近渗透率贡献峰值处对应的喉道半径时，生屑灰岩油藏会产生不可逆的渗流能力下降现象。

4 结论

1）通过恒速压汞实验发现，中东地区的生屑灰岩储层孔隙半径主要分布在100～300 μm，喉道半径一般小于 25 μm，峰值处的喉道半径在 1.1～12.5 μm。 喉道半径分布是影响Mishrif组储层渗流能力的重要因素，且随着渗透率的增大，喉道半径增大。

2）不同粒径悬浮物颗粒的运移实验表明，随着注入水中悬浮物颗粒粒径的增大，岩心的渗透率伤害率增加。在悬浮物颗粒质量浓度为3 mg/L、粒径大于10 μm情况下，注入水累计注入10 PV后，生屑灰岩储层会发生不可逆的渗透率伤害。

3）不同质量浓度悬浮物颗粒的运移实验表明，随着注入水中悬浮物颗粒质量浓度的增加，岩心的渗透率伤害率增加。在悬浮物颗粒粒径5 μm、质量浓度大于5 mg/L情况下，注入水累计注入15 PV后，生屑灰岩储层会发生不可逆的渗透率伤害。

4）对比恒速压汞实验与颗粒运移实验发现，在渗透率 20×10-3～40×10-3μm2的岩心中， 渗透率贡献峰值处对应的喉道半径在11 μm左右，而当悬浮物颗粒粒径接近11 μm时，生屑灰岩油藏会发生储层渗流能力下降的现象。

5）中东地区生屑灰岩油藏渗流能力的主要影响因素为喉道半径及其分布，可考虑采取措施，降低低渗储层注入水中的大粒径悬浮物颗粒质量浓度。