高尚堡油田注入水固相颗粒对储层伤害评价及指标优化

张 霞，王金忠，李海涛，刘子民，胡慧莉，吴训平

（1.中国石油冀东油田分公司钻采工艺研究院，河北唐山 063042；2.油气藏开发及地质工程国家重点实验室，四川成都 610500）

目前，我国大多数油田通过注水的方式向地层补充能量，保持油层压力，以提高原油采收率。在注水开发过程中，注入水中的悬浮固相颗粒、乳化油、细菌等水质指标会对储层造成严重的伤害[1–4]，因此，通过实验的方法研究注入水对岩心的伤害是判断水质是否合格的是一项必要研究。国内外研究人员对注入水的悬浮固相颗粒、乳化油、细菌与结垢对储层伤害的影响规律进行了很多研究，并对不同渗透率储层提出了相应的水质指标[5–9]，但对注入水中悬浮物在储层中形成滤饼伤害具体部位研究较少。

高尚堡油田高5断块注水开发中使用的水质指标是SY/T5329–94《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中的A1水质标准，但注水井在生产过程中出现注入压力高、吸水能力递减较快、无法满足配注要求的问题。为了解决现行注水效果差的问题，本文从注入水水质角度出发，研究水质指标对近井储层和深部储层的伤害，通过对联合站出口水和注水井井口水进行水质指标分析，明确注入水造成地层伤害的主要因素。结合孔喉特征，实验分析了敏感性因素、模拟地层清水、联合站出口水和注水井井口水对高5断块低渗透储层的的伤害情况，明确了储层伤害类型与伤害部位，为高尚堡油田储层保护以及注够水、注好水提供参考与实验依据。

1 高5断块储层特征与敏感性分析

1.1 储层特征

高5断块新建产区沙三段储层以细砂岩、中砂岩和不等粒长石岩屑砂岩为主，颗粒分选中等–差，风化蚀变中等，粒间溶孔为主要孔隙类型，储层非均质性强。根据高5断块新建产区沙三段储层岩心毛管压力相关数据分析，可得岩心孔隙喉道特征参数，主流喉道平均半径为1.7 μm，渗透率（K）为0.12×10–3～16.3×10–3μm2（表1）。总体来说，高5断块新建产区储层渗透率低，孔喉类型以中细孔喉为主，因此，对注入水质指标要求严格。

表1 高5断块孔隙喉道特征参数

1.2 储层敏感性

按照SY/T5358–2010《储层敏感性流动实验评价方法》对高5断块沙三段储层36块岩样进行评价，结果表明：速敏伤害程度中等偏强，由于储层以孔隙式胶结为主，黏土矿物绝对含量10%左右，高岭石相对含量20%～40%，造成了速敏伤害；水敏伤害程度中等偏强，水敏指数为48.7%～64.1%，由于储层伊蒙混层含量较高，相对含量为40%～60%，黏土矿物的膨胀、分散、运移对储层损害较大；盐敏伤害程度为31.3%～46.4%，中等偏弱（表2）。为了防止注水过程中储层内部微粒运移伤害储层，注入水中需加入防膨剂，合理控制注入流速与矿化度。

表2 储层敏感性实验评价结果

2 注入水水质分析

根据SY/T5329–2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》对联合站出口水样和注水井井口水样进行水质指标分析（表3），结果发现两种水样中含油量很少，而悬浮固体含量、粒径中值、硫酸盐菌的含量均未达到A1水质指标标准，且井口水样比联合站水样超标严重。

表3 水质指标分析结果

通过扫描电镜与能谱对固相颗粒进行观察分析（图1），联合站水样中多数为悬浮颗粒，未出现沉积物堵塞微孔滤膜，而井口水样则出现了悬浮物沉积，在微孔滤膜表层形成了滤饼的现象，由此可见，在注入水输送致井口过程中受到严重的污染。联合站水样固相颗粒主要成分是碳酸钙和硅酸盐沉淀，并有少量聚合物；井口固相颗粒主要成分是碳酸钙、含铁氧化物和硅酸盐沉淀。注入水从联合站输送到注水井井口时，水质发生变化，增加了碳酸钙悬浮颗粒浓度、细菌及管道腐蚀产物等，使得水质变差。

图1 联合站和注水井井口水样中悬浮固相颗粒形貌特征

3 注入水对储层伤害评价实验

3.1 实验仪器与试剂

主要仪器：HBHY–60C双缸恒速恒压泵、TY2C岩心夹持器（成都岩心科技有限公司）、Autoscan岩心扫描仪（美国gIocom Inc）、ZR–Ⅲ中间容器（南通华兴石油仪器有限公司）、储气罐（台州龙江化工机械科技有限公司）。

试剂：氯化钾、硫酸钠、碳酸氢钠、无水氯化钙、六水氯化镁（分析纯，成都科龙化学试剂厂）作为模拟地层水配制试剂。水分析结果如表4。

表4 高5断块地层水和注入水离子组成

3.2 实验方法

根据表1在4个渗透率级别A（K<1×10-3μm2）、B（1×10-3

3.3 实验结果与分析

岩心驱替流动实验结果如图2，地层水对不同渗透率区间岩心伤害基本相同，平均伤害为9.1%，主要是岩心内部黏土矿物伊蒙混层含量较高，造成了一定程度的水敏伤害。由于黏土矿物自身性质特殊，在流体作用下易产生物理、化学作用，引起储层伤害，该伤害与大多数储层伤害都有关联，只是影响储层伤害程度大小不同[10]。联合站水、井口水对岩心伤害均随渗透率增大呈现出先增大后减小的趋势，两种水样对4类岩心的伤害程度大小顺序是C级>B级>A级>D级。由于水中含油量很少，因此造成岩心伤害的主要因素是水样中的悬浮固相颗粒，根据实验结果和表1可以得出，A级别岩心的主流喉道半径为0.49 μm，悬浮颗粒无法进入岩心内部而是留在岩心端面，伤害类型主要是外滤饼，因此，对岩心自身的伤害程度较小，联合站水和井口水伤害程度分别为20%和40%左右；随着岩心渗透率增大，岩心内部孔喉直径也相应增大。B级和C级岩心的的主流喉道半径分别是1.31μm和1.67μm，恰好可以允许注入水中的部分悬浮颗粒进入并在喉道处堆积，将喉道封堵，出现了渗透率大的岩心伤害程度高的现象，其中，C级别岩心伤害最大，联合站水样为40.5%、井口水样为57.9%。D级岩心渗透率较大，主流喉道半径为3.1μm，悬浮固体颗粒可以通过喉道但不发生堆积现象，因此总伤害程度较小。

图2 不同渗透率岩心三种水样伤害实验结果

岩心扫描实验结果如图3，对比流动实验前、后岩心渗透率的变化，模拟地层水对不同渗透率级别岩心伤害很小，但整块岩心基本都有伤害，与上述分析伤害类型主要是水敏结果一致；联合站水样对岩心伤害中等，K<5×10–3μm2时，联合站水样主要对岩心前半段造成伤害，K>5×10–3μm2时，伤害贯穿整块岩心；井口水样对岩心伤害较大，整块岩心都存在伤害。

图3 不同渗透率岩心实验前后渗透率的变化曲线（从上到下依次是A、B、C、D级岩心实验结果）

目前悬浮固相颗粒对储层伤害主要遵循J.H.Barkman和D.H.Dawidson[11]在研究钻井液滤饼时提出的保护储层并为大家公认的“1/3～1/7”定律，即固相颗粒粒径大于1/3孔喉直径时，颗粒只会形成外滤饼堵塞岩层断面，不能进入油层；颗粒粒径小于1/7孔喉直径则不会堵塞孔喉；而介于“1/3～1/7”孔喉直径的颗粒进入岩样的孔隙喉道内形成滤饼，严重伤害油层。

许多学者对固相颗粒损害地层机理进行了研究，在岩心孔隙喉道直径相同时，岩心堵塞程度与悬浮固相颗粒浓度基本成正比。在悬浮固相粒度中值一定的条件下，颗粒浓度与岩心伤害程度呈近似直线关系。在悬浮固相浓度和粒度中值一定时，岩心伤害程度随着累计注入孔隙体积倍数的增大而增大，但增大幅度逐渐减小[12–13]。

相关研究人员对固相颗粒粒径与孔喉参数进行匹配研究，对不同渗透储层得出不同的匹配关系，结合本油田进行了固相颗粒大小与含量水质指标优化，提出了适合本油田的水质指标标准[14–15]。

综合实验结果分析，地层水对岩心造成伤害主要原因为岩心内部黏土矿分散、脱落、运移，因此，整块岩心基本都存在一定损害，但整体损害较小。由表1可知，平均主流中值喉道半径为1.7 μm，注入水中较大悬浮颗粒在岩心端面形成外滤饼，小颗粒则进入岩心内部形成内滤饼；随着注入量的增加，外滤饼越来越厚，内滤饼伤害越来越严重，直至稳定；随着渗透率增大，能够进入岩心内部的固相颗粒越来越多，侵入越来越深，内滤饼伤害越来越大。当5×10-310×10–3μm2时，岩心渗透率大，岩心孔喉尺寸也大，注入水中的固相颗粒可逐渐通过喉道，因此，桥堵作用减弱，岩心伤害逐渐降低。井口水样中悬浮固体粒径与含量比联合站水样高，形成的内外滤饼造成岩心的伤害更大。

4 注入水固相颗粒指标优化设计

通过注入水对高5断块岩心驱替实验结果，可以明确近井地带伤害的主要是由注入水悬浮固相颗粒堵塞造成，而注入水水质从联合站到井口过程中又发生了严重污染，因此，降低储层伤害措施应该从水质指标改进及输送管道清理两方面进行。

高5断块储层主要伤害类型为注入水中悬浮固相颗粒伤害，在井壁与近井地带形成滤饼伤害，从而导致了注水困难。将固相颗粒粒径与孔喉参数进行匹配，高5断块渗透率分布为0.21×10–3～16.3×10–3μm2，因此，进行了模拟固相颗粒对高5断块储层伤害程度评价实验，通过伤害承兑对比的方法优化水质指标。实验采用模拟聚合物微粒，以储层平均主流喉道半径为标准，设计模拟微粒的参数分别是粒径为0.5～2.0 μm，浓度ρ为0.5～2.0 mg/L，实验方法与仪器采取常规岩心驱替与上述伤害评价实验相同。为了只考虑固相颗粒对储层的伤害程度，实验用岩心为模拟高5断块渗透率和孔喉尺寸的三类人造岩心，其参数分别是A类（0.5×10–3

图4 各个渗透率区间固相颗粒参数优化实验结果（从左到右依次为A类、B类、C类）

统计分析3类岩心各16组实验数据，A类岩心相同浓度下固相颗粒粒径为1.0 μm时伤害最大，浓度大于1.0 mg/L时对岩心伤害均在30%以上；B类岩心在相同浓度下固相颗粒粒径为1.5 μm时伤害最大，四个浓度对岩心的伤害都大于30%；C类岩心在相同浓度下固相颗粒粒径为2.0 μm时伤害最大。固相颗粒粒径为0.5 μm时三类岩心伤害程度均最小。

A类和B类岩心的伤害变化规律中看出，同一固相颗粒浓度下随着注入水固相颗粒粒径增大岩心的伤害呈先增大后减小的趋势，呈现这个变化趋势取决于岩心的孔喉直径。当注入水中固相颗粒粒径从0.5 μm增大到1.0 μm时，较大粒径的固相颗粒可以入侵岩心并桥架在岩心孔喉处形成内滤饼，而较小粒径的颗粒则通过岩心孔喉被驱替出来。当固相颗粒粒径从1.0 μm增大到2.0 μm，随着颗粒粒径的增大，固相颗粒进入岩心变得更加困难，大量的固相颗粒无法进入岩心而滞留在岩心的端面形成外滤饼，一小部分固相颗粒进入岩心堆积在孔喉处形成内滤饼，从而出现了驱替压力升高而岩心的渗透率伤害减小的现象。C类岩心的渗透率为10×10–3～20×10–3μm2，随着固相颗粒粒径的增大，C类岩心伤害程度的变化趋势为逐渐增大，固相颗粒粒径为2.0μm时对岩心伤害最大，与A、B类岩心不同，其原因是当颗粒粒径为0.5～2.0 μm，还未到达对岩心伤害程度最高（在孔喉处堆积桥架最多）所对应的颗粒粒径，因此没有出现渗透率伤害降低的趋势。固相颗粒浓度对岩心伤害的影响规律在图4中可以看出，注入水中固相颗粒浓度越大，对岩心伤害程度越高，颗粒粒径越大伤害程度增大越明显。

将上述实验结果与高5断块储层孔喉直径进行匹配（表5）得出了各个渗透率区间颗粒粒径与孔喉直接的匹配关系，根据之前学者给出的固相颗粒伤害可接受范围[15]，设定固相颗粒对岩心伤害率高限为30%，低限为20%的原则来进行匹配。即渗透率小于1×10–3μm2时，匹配关系为1/14～1/3；渗透率为1×10–3～10×10–3μm2时；匹配关系为1/10～1/3；渗透率为10×10–3～20×10–3μm2时；匹配关系为1/9～1/3。高尚堡油田主要保护渗透率大于1×10–3μm2的储层，依据上述建立的颗粒粒径与孔喉匹配关系，结合储层伤害实验结果推荐改善当前注入水水质，最终推荐注水悬浮固相颗粒粒径d≤0.5 μm、浓度ρ≤1.0 mg/L。

表5 固相颗粒粒径与储层孔喉直径匹配关系

5 结论

（1）高5断块储层伊蒙混层含量较高，速敏和水敏性伤害较强，黏土矿物对储层伤害不能忽视，应合理设计防膨作业周期和控制注入水压力。

（2）联合站污水处理不能达到注入水A1水质标准，并且井口水样与联合站水样差异较大，说明在注入水输送过程中，在地面管线和井筒内产生了碳酸钙沉淀和细菌腐蚀产物，从而加剧了注入水对储层的伤害。为了防止产生无机垢悬浮颗粒以及细菌对管道腐蚀，注入水中需添加碳酸钙阻垢剂和杀菌剂。

（3）注入水中的悬浮固相颗粒是造成地层深部伤害的主要因素，随着注入量增大，较大颗粒在井壁处形成外滤饼，较小颗粒进入储层并在储层内部形成内滤饼，造成了井壁和近井地带的滤饼伤害。因此，回注污水应该进行严格的水质处理，通过固相颗粒堵塞实验建立了孔喉尺寸与固相颗粒匹配关系，即渗透率小于1×10–3μm2时，匹配关系为1/14～1/3；渗透率1×10–3～10×10–3μm2时，匹配关系为1/10～1/3；渗透率为10×10–3～20×10–3μm2时，匹配关系为1/9～1/3。

（4）通过匹配关系与储层伤害实验结果，推荐悬浮物水质指标为d≤0.5 μm、ρ≤1.0 mg/L，并合理设计酸化周期来解除近井地带堵塞情况。