低渗透油藏注入水损害储层主控因素研究

辛春彦， 李福堂， 黄海龙， 朱明璋

(1. 中国石油冀东油田分公司 勘探开发研究院,河北 唐山 063000；2. 中石化节能技术服务有限公司， 北京 100010)

复杂断块低渗透油藏储量是我国主要的探明地质储量，该类油藏开发过程中对渗透率损害是制约高效开发的主要因素[1-2]。在目前及今后相当长的一个时期内，注水开发仍是该类油田开发的主要方式[3]。注入水对低渗透储层的损害是不可逆的，并且具有叠加性，因此开展注入水对低渗透储层的损害规律研究十分重要[4-7]。

南堡1-5区东营组位于南堡105井北断层上升盘及以南区域，为断层复杂化的背斜构造。储层孔隙度2.8%～21.9% ，平均孔隙度14.0%，渗透率(0.024～31.3) ×10-3μm2，平均渗透率2.45×10-3μm2，属于低孔低渗储层，平均孔喉半径为0.025～1.995 μm。该区块投入开发以来大部分井存在注水压力不断上升、吸水指数降低、产液量逐年下降等开发问题，急需开展注入水对储层伤害评价研究，确定主要伤害类型。本文以南堡13-52井天然岩心及现场注入水为研究对象，开展储层敏感性评价、自身稳定性评价及注入水与储层动态配伍性实验研究，定量评价储层敏感性、注入水结垢及储层堵塞造成的储层伤害，确定导致南堡油田注入困难的原因。

1 储层敏感性损害评价

成岩过程中形成的自生矿物数量虽少，但易与工作液发生物理和化学作用，导致油气层渗透率明显降低，故这部分矿物多数为敏感性矿物[8-9]。敏感性矿物在接触到与其不配伍的外来流体时将发生储层敏感性损害。

1.1 储层敏感性矿物分析

南堡1-5区Ed3层以岩屑长石砂岩为主，碎屑颗粒呈次棱～次圆状，胶结类型主要为孔隙胶结，颗粒接触关系以点-线接触为主。通过对南堡13-52井开展X-衍射全岩分析，黏土矿物相对质量分数为20.56%，黏土矿物主要为伊-蒙间层，相对质量分数为37.59%，其次是伊利石与高岭石，相对质量分数分别为23.21%，21.28%，绿泥石相对质量分数为17.91%。其中伊-蒙间层有较强的水敏性。

1.2 储层敏感性流动实验

实验设备采用CLMG-II储层敏感性测试仪，按照SY/T 5358—2010标准开展南堡13-52井速敏、水敏及盐敏分析实验。实验所需的一系列流体均按照南堡13-52井Ed3地层水水性分析报告配制，地层水为碳酸氢钠水型，矿化度7 474 mg/L。

从实验结果分析，速敏渗透率损害率为15.6%，水敏(图1)渗透率损害率为54.48%，盐敏(图2)渗透率损害率为39.47%。南堡13-52井储层敏感性表现为弱速敏，中等偏强水敏，盐敏临界矿化度1 786 mg/L。现场所采用的注入水矿化度4 838 mg/L，碳酸氢钠水型，因此本次研究未考虑盐敏损害。

图1 南堡13-52井Ed3储层水敏感性实验曲线Fig.1 Water sensitivity test curve of Ed3 reservoir in Nanpu 13-52 well

图2 南堡13-52井Ed3储层盐敏感性实验曲线Fig.2 Salinity sensitivity test curve of Ed3 reservoir in Nanpu 13-52 well

2 注入水结垢损害评价

油气田进入中后期开发后，由于压力、温度等条件的变化以及水的热力学不稳定性和化学不相容性，往往造成注水地层、油套管、井下、地面设备以及集输管线出现结垢，造成油气田注水压力上升，产液量下降，甚至油气井停产，结垢给油气井带来的危害很大[10-13]。

实验通过模拟在常温及地层温度下注入水离子质量浓度变化，来评价其自身的结垢情况。注入水水型为碳酸氢钠，矿化度为7 474 mg/L，在18 ℃和80 ℃的温度下，测定在恒温箱里分别放置不同时间水中主要成垢离子Ca2+，Mg2+等的质量浓度变化。

表1 注入水离子含量测定实验数据表

3 固相颗粒堵塞损害评价

低渗油藏在注水过程中，注入水中的悬浮固相颗粒极易堵塞流体的渗流通道，造成储层渗透率降低。固相颗粒堵塞损害程度主要受注入水中的固相含量和颗粒粒径影响[14-16]，因此研究不同固相含量和颗粒粒径的注入水与损害程度的关系十分重要[17-19]。

3.1 实验流程

经测定南堡1-5区注入水的矿化度大于临界矿化度，因此可以忽略盐敏的影响，驱替实验在常温下进行，且实验在1 d内完成，故排除结垢伤害的影响。因此采用该实验评价固相颗粒堵塞对低渗油藏的损害。

首先将6块岩心抽真空饱和地层水，从与地层水相同矿化度的氯化钾溶液和模拟地层水中选取测定初始渗透率的流体；利用不同孔径的滤膜(0.22，0.45，0.8，1.5 μm)过滤处理污水，并用颗粒计数器分析过滤后水中的固相含量和粒径中值，分析结果见表2，进而研究不同固相含量和粒径中值的注入水因固相堵塞而造成的储层伤害程度。

表2 水质分析表

实验通过测定岩心渗透率的变化来评价不同固相含量及粒径中值的注入水对储层的损害程度，以达西定律为理论依据。实验用天然岩心选自南堡1-5区南堡13-52井，具体物性参数见表3，现场取南堡13-52地层水、注入水，部分参数来自南堡13-52井分析化验资料。

表3 岩心物性参数

3.2 实验结果及分析

初始测试流体选择实验中渗透率随累计注入倍数的变化如图3所示，氯化钾溶液和模拟地层水对岩心的渗透率伤害率分别为5.58%，9.84%，进而确定氯化钾溶液为后续实验渗透率基准值测试流体。

图3 渗透率随累计注入体积变化曲线Fig.3 Relation between permeability and injected water volumes

不同处理程度的注入水驱替实验渗透率随累计注入倍数的变化如图4所示，4种注入水均对岩心渗透率产生伤害，伤害程度从52.7%降低到22.6%。通过测定不同注入水的固相含量及粒径中值，获得悬浮固相含量与渗透率伤害率关系、粒径中值与渗透率伤害率曲线。大于0.45 μm滤膜处理的污水，固含量与粒径中值已达不到A1水质标准。

图4 渗透率随累计注入体积变化曲线Fig.4 Relation between permeability and injected water volumes

根据实验结果分别绘制了固相含量与渗透率损害率的关系如图5所示，悬浮物粒径中值与渗透率的关系如图6所示。渗透率损害率随着注入水中固相含量和粒径中值的增加呈线性关系增大，现场所注的处理污水固相质量浓度为6.3 mg/L、粒径中值为2.312 μm，根据图5和图6中的关系式计算出渗透率损害率分别为64.84%，82.11%。固相颗粒堵塞损害实验未考虑结垢的影响，现场注入水损害程度可能远大于该结果。

图5 注入水固相含量与渗透率损害率关系图Fig.5 Relationship between solid phase content of injected water and permeability damage rate

图6 注入水粒径中值与渗透率损害率关系图Fig.6 Relationship between median particle size of injected water and permeability damage rate

4 结 论

1)该复杂断块低渗透油藏水敏渗透率损害率为54.48%，水敏损害程度中等偏强，速敏损害程度弱，临界矿化度1 746 mg/L。

2)注入水在地层温度下产生大量的碳酸钙结垢，放置时间越长结垢越多。常温下，注入水离子质量浓度变化不大，地层温度下结垢量明显高于常温条件，且前2 d结垢量最大。

3)固相颗粒堵塞是注入水造成渗透率损害的主要原因之一。渗透率损害率随着注入水中固相含量和粒径中值的增加呈线性关系增大，该注入水因固相颗粒堵塞引起的渗透率损害率达到64.84%。

4)南堡油田低渗透储层注水开发过程中，应控制注入水矿化度在临近矿化度以上，且注入水放置时间尽量短，并应加大对注入水的过滤程度，严格控制注入水中固相含量。