注水水质对裂缝性油藏储层的影响

孙涛 孟祥娟 王静 黎真 吴红军 阿克巴尔·卡得拜 赵静

1.中国石油塔里木油田分公司；2.大连知微生物科技有限公司

目前，我国大部分油田采用注水开发的方式，注水能够有效保持储层压力，对油田的增产稳产起到关键作用。在此过程中，注水水质与油田开发的效果息息相关，注入水中超标的悬浮固体、乳化油等会造成地层阻塞、渗透率降低、注水压力升高、吸水能力降低，从而严重影响注水效果，导致油井产量大幅度降低。因此，针对区块特性开展注水水质的相关研究，确定注水水质指标，在注水过程中减少对地层的伤害，使得注水工作有据可依，最终实现“注好水、注够水、精细注水、有效注水”［1-2］。

国外油田没有统一的注水水质标准，我国虽然制定了统一的油田行业注水水质标准(SY/T 5329−2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》)，但是，很多油田根据实际情况制定了适宜本油田的标准。国内外油田注水水质标准的主要控制指标基本相同，主要包括悬浮固体含量、悬浮物颗粒直径中值、含油量、平均腐蚀率和细菌含量等。1972年，Barkman等［3］学者提出关于颗粒粒径与孔喉的“1/3~1/7”关系定律。当颗粒粒径＞1/3孔喉尺寸时，颗粒无法进入储层，不会形成堵塞和储层伤害；当颗粒粒径介于1/3~1/7孔喉尺寸时，颗粒会进入储层内部，大幅降低储层渗透率；当粒径粒径进一步减小至1/7孔喉尺寸以下时，颗粒可以通过孔隙，不会造成储层严重伤害。国内外油田对含油量指标的规定基本一致。根据注入层平均空气渗透率大小进行划分，渗透率＜0.1 μm2的地层，除美国及前苏联巴什基里亚油田外，注水标准一般要求含油量控制在5~10 mg/L；渗透率为 0.1~0.5 μm2的地层，一般要求含油量控制在 10~30 mg/L；渗透率＞0.5 μm2的地层，前苏联乌斯奇巴雷克油田含油量指标为100 mg/L，前苏联萨莫特洛夫尔油田为70 mg/L，其他油田一般要求含油量控制在15~50 mg/L。因此，国内外油田对含油量指标的要求总体上相差不大。此外，国内外油田对腐蚀率、细菌含量、氧含量等指标的规定大体也是相同的［4-11］。然而，目前有关注水水质的研究大部分都是针对基质岩心，针对裂缝性油藏注水水质的相关研究鲜有报道。

纵观我国油气资源的分布，在新增储量中，低渗和超低渗地质储量占比高达70%以上。低渗透储层具有岩石致密、脆性大等特点，在构造运动中会形成程度不同的各种裂缝，从而形成低渗透裂缝性储层。低渗透油田的有效开发与油藏中存在的裂缝系统密切相关。塔里木油田库车地区地层便属于典型的裂缝性砂岩储层，具有孔隙结构复杂、物性差、裂缝发育和非均质性强等特点［12-14］。在裂缝性储层注水开发过程中，注水水质是影响注水效果和储层连通性的重要因素。在注水水质对储层渗流物性及开发动态与开发效果的影响评价中，开发工作者从水驱油的单相及两相微观渗流的角度进行了大量的实验研究，对影响渗流机理的因素开展了广泛而全面的分析，并在此基础上形成了初步的单相及两相渗流机理。但这些研究都是以标准水样作为驱替介质，未涉及到不同水质指标的影响，而且没有准确地建立起储层伤害、地层渗透率变化与注入水水质间的关系。笔者通过测试不同缝宽条件下回注水粒径中值、悬浮固体含量和含油量对裂缝性岩样渗透率的伤害程度，确定裂缝性碎屑岩采出水回注水质指标，为裂缝型油藏高效注水开发提供理论依据。

1 实验部分

1.1 实验仪器与试剂

仪器：分析电子天平；D90-300大功率搅拌机；岩心驱替装置(平流泵、岩心夹持器、柱塞泵、压力传感器、压力表、中间容器、活塞容器、数据采集系统组成)；恒温水浴锅、搅拌棒、烧杯、量筒、移液管等。

试剂：CaCl2，KCl，MgCl2，天津天力化学试剂有限公司；无水Na2SO4，无锡市亚太联合化工有限公司；NaHCO3，NaCl，上海国药试剂。

1.2 实验流体及岩心

1.2.1 基础注入流体

根据目标区块水质检测结果，使用矿化度13.94×104mg/L地层模拟水作为基础注入流体。模拟地层水离子组成为 Cl−质量浓度 8.5×104mg/L，SO42−质量浓度 1×103mg/L，HCO32−质量浓度 200 mg/L， Na+质 量 浓 度 4.5×104mg/L， K+质 量 浓 度2.5×103mg/L，Ca2+质量浓度 5×103mg/L，Mg2+质量浓度 700 mg/L。

1.2.2 测试注入流体

配制不同粒径中值、悬浮固体含量和含油量的悬浊液作为注入流体。随着缝宽由50 μm增大至200 μm，悬浊液中粒径中值由 10 μm 增大至 80 μm；悬浮固体含量和含油量均由10 mg/L增至60 mg/L，具体实验参数如表1所示。其中，固体悬浮物使用不同粒径的硅藻土；原油样品采用目标区块原油，50 ℃密度为0.9466 g/cm3，黏度为4 476 mPa · s，凝点为4 ℃，含蜡量4.3%。

表1 模拟注入流体参数Table 1 Fluid parameters for core flooding

1.2.3 裂缝岩心的模拟

经测试，目标区块的天然岩心基质渗透率及孔隙度分别为 39.9×10−3μm2和 17.0%。选取直径 2.5 cm、长度 5.0 cm、基质渗透率为 40×10−3μm2的人工岩心采用劈缝法模拟裂缝岩心，将岩心沿轴向平均分为两部分，利用岩心夹持器将两部分岩心夹持在一起，形成裂缝，裂缝宽度与裂缝渗透率的定量关系为［15］

裂缝渗透率与岩心总渗透率关系为

式中，Wf为缝宽，μm；kf为裂缝渗透率，10−3μm2；D为岩心直径，cm；km为基质渗透率，10−3μm2；kt为岩心总渗透率，10−3μm2。

计算得到预定缝宽 50、100、200 μm时的裂缝渗透率分别为522×10−3μm2、4 179×10−3μm2、33 435×10−3μm2，再计算出对应的岩心总渗透率，然后调整围压使岩心渗透率与计算值相等，则此时岩心的裂

缝宽度即为实验设定缝宽。

1.3 实验方法

实验参照SY/T 5358−2010《储层敏感性流动实验评价方法》，在渗透率伤害率上限为20%、注入流速为20 mL/min、注入总量为100 PV的条件下，研究不同条件下悬浊液对岩心的伤害情况，实验流程见图1。通过渗透率伤害率η评价储层伤害程度，进而确定注水水质指标。

图1 岩心渗透率伤害率测试实验系统流程Fig.1 Workflow of the core permeability damage testing system

式中，k为岩心原始渗透率，10−3μm2；ki为悬浊液驱替后岩心渗透率，10−3μm2。

2 结果与讨论

2.1 悬浮固体的影响

由图2可看出，对于缝宽50 μm的裂缝性岩心，当注入悬浊液固相粒径中值为15 μm、固含量控制在20 mg/L，驱替 100 PV时渗透率伤害率高达68.2%，超出注水水质指标要求的20%渗透率伤害率上限。减小固体颗粒粒径中值至10 μm，固含量控制在10 mg/L时，岩心渗透率伤害率总体在20%以内，满足油田注水水质指标要求。当驱替量超过20 PV后，渗透率伤害率趋于稳定。驱替过程中，渗透率伤害率存在局部波动现象，例如驱替50 PV左右时渗透率伤害率降低后逐渐增加，分析产生该现象的原因是固体颗粒在裂缝中形成的桥堵被冲垮并重新形成而造成的。

图2 不同悬浊液参数对缝宽50 μm裂缝岩心伤害实验Fig.2 Core damage tests with the fracture width of 50 μm and varied parameters of suspensions

由图3可看出，对于缝宽100 μm的裂缝性岩心，当注入悬浊液固相粒径中值为40 μm、固含量为40 mg/L时，渗透率伤害率先迅速上升至10%，然后在10%上下有较大波动。当驱替量达到100 PV时，渗透率伤害率为9.5%。在此条件下，固体颗粒会在裂缝中形成一定的封堵，但很快会被后续流体冲走，不会最终堵塞渗流通道。当注入悬浊液中固体粒径中值增加到60 μm、固含量为50 mg/L时，渗透率伤害率的波动幅度更大，峰值时的渗透率伤害率超过20%的上限。随着固相粒径中值的增大，悬浮固体在裂缝中形成临时桥堵时对渗透率伤害率增大；随着流体的冲刷桥堵被解除，渗透率伤害率会迅速降低。实验结果表明，当裂缝宽100 μm时，注入水中的悬浮固体粒径中值指标可以达到裂缝宽度的1/2。

图3 不同悬浊液参数对缝宽100 μm裂缝岩心伤害实验Fig.3 Core damage tests with the fracture width of 100 μm and varied parameters of suspensions

岩心缝宽增大至200 μm时，实验结果如图4所示。当注入流体中悬浮固体粒径中值为60 μm，固含量为40 mg/L时，渗透率伤害率先迅速增加至10%左右，然后逐渐降低到接近0。出现这种现象主要是由于缝宽为200 μm时裂缝的渗透率可高达33 μm2，对应岩心注采两端的压力差仅 2 kPa，即裂缝的渗透率随压差的变化非常敏感。因此，渗透率伤害率呈现大幅度波动，且部分测量点可能出现负值，即渗透率超过初始渗透率。可以确定的是，粒径中值60 μm、固含量40 mg/L的悬浊液不会对200 μm裂缝造成较大封堵。

图4 不同悬浊液参数对缝宽200 μm裂缝岩心伤害实验Fig.4 Core damage tests with the fracture width of 200 μm and varied parameters of suspensions

将注入流体中悬浮固体粒径中值增加到80 μm、固含量为60 mg/L时，渗透率伤害率随着驱替量增加先迅速增加到15%左右，稳定一段时间后出

现大幅波动，迅速降低到0后又逐渐增加。当驱替量达到100 PV时，渗透率伤害率为11%。通过实验结果可以初步断定对于缝宽为200 μm的裂缝岩心，注入水中悬浮固体粒径中值可达80 μm。

2.2 含油量的影响

配制不同质量浓度的含油溶液，通过岩心实验测定渗透率伤害率，以评价注入水中含油量对裂缝岩心的伤害程度。以伤害率上限20%作为标准，进而确定注水水质中含油量指标。

由图5可看出，对于缝宽50 μm的裂缝，注入含油量为10 mg/L的含油污水时，渗透率伤害率整体上逐渐增加，到注入100 PV时，渗透率伤害率为12.6%。当注入介质含油量增加到20 mg/L时，渗透率伤害率迅速上升到93%，然后保持相对稳定，到100 PV时，渗透率伤害率为93.3%。根据结果可初步判定，对于缝宽50 μm的裂缝岩心，注入介质的含油量上限大于 10 mg/L，不应该超过 20 mg/L。

图5 不同含油量注入水对缝宽50 μm裂缝岩心伤害实验Fig.5 Core damage tests with the fracture width of 50 μm and varied injected water oil content

利用含油模拟地层水驱替100 μm和200 μm裂缝岩心实验结果见图6，可以看出，含油量40 mg/L模拟地层水驱替缝宽100 μm的裂缝性岩心，渗透率伤害率随注入量增加迅速增加到20%左右后趋于稳定，当达到100 PV时，渗透率伤害率为22.8%；含油量60 mg/L模拟地层水驱替缝宽200 μm的裂缝性岩心，渗透率伤害率随着注入量的增加迅速增至15%左右后趋于稳定，当注入量达到55 PV时，渗透率伤害率又有小幅增加，最终当注入量达到100 PV时，渗透率伤害率为19.5%。

图6 不同含油量注入水对缝宽100 μm和200 μm裂缝岩心伤害实验Fig.6 Core damage tests with the fracture widths of 100 μm and 200 μm, and varied injected water oil content

3 结论

(1)对于裂缝性储层，注入流体中悬浮固体颗粒粒径中值和含油量对渗透率伤害率的影响较大，固体颗粒含量的影响较小。

(2)悬浮固体颗粒直径中值较小时，颗粒不会对裂缝造成堵塞，渗透率伤害率随着注入流体体积的增大，先迅速上升然后保持在一定范围内波动。粒径中值超过一定数值后渗透率伤害率将先快速上升，后逐步上升。

(3)当渗透率伤害率上限为20%时，确定了不同缝宽区间内悬浮物粒径中值、悬浮固体含量和含油量的水质指标要求，可以指导裂缝性储层的有效注水。下一步将针对裂缝性储层的其他特征因素展开注水水质指标的相关研究，结合本论文研究成果，为裂缝性储层高效注水提供更加全面的理论依据。