涠洲低渗油藏注水水质对渗流能力影响实验研究

李明军，何胜林，雷 昊，马文宏

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江524057)

注水水质指标是油气田注水的重要指标，是影响注水效果和成本的重要因素。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技术研究中，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进行了较为广泛的分析，并在此基础上形成了初步的单相及两相渗流机理[1-3]。但这些研究都是以一种固定的标准水样作为驱替介质，将主要精力放在水质对注水工艺系统的影响以及注水开发的动态分析上。因此，欲使注水开发取得理想的效果，除优化注水方案设计、不断改进注水工艺及加强监督管理外，还必须十分重视水质对储层渗流物性及开发动态与开发效果的影响。通过对国内注海水油田的水质调研，对海水水质的要求进行了总结：①各地海水的矿化度及pH值相差不大；②海水含氧处于饱和状态，溶解氧量明显高于油田用其他注入水；③悬浮物含量差别大；④细菌含量高，各地海水含菌量差别较大[4-8]。由于各地区海水的水质差别较大，所以在处理上和水质指标要求上也有着很大的区别。如果注入水水质发生了不配伍，不仅会堵塞管道，对地层孔喉也会有很大的影响。注水水质指标主要包含悬浮物的颗粒粒径、悬浮物颗粒浓度、细菌含量等几个方面[6-8]。

1 黏土矿物对储层渗流能力的影响

油层中的黏土矿物可以引起水敏、速敏、碱敏、酸敏和水锁等储层损害问题[6]。黏土矿物引起水敏损害主要有两部分：①水化膨胀机理，黏土矿物水化膨胀，使其体积增大，结合力减弱，部分颗粒分散；②分散的黏土颗粒运移，堵塞渗流通道，损害储层。

1.1 水驱前后矿物成分变化

对油田的5块岩芯水驱前后矿物组成进行了测试分析，结果见表1。

对水驱前后矿物组成成分的研究发现：胶结黏土矿物相对含量下降；骨架矿物组分相对含量上升。对水驱前后黏土组成成分的研究发现：易发生颗粒迁移的矿物相对含量下降；易发生晶格膨胀的矿物相对含量增加。其中黏土含量、伊利石含量、高岭石含量、绿泥石含量下降；石英含量上升、钾长石含量、伊蒙间层含量上升，详见表2。

表1 水驱前后矿物组成成分测试结果(重量百分比)

表2 水驱前后矿物组成成分变化

1.2 水驱前后黏土对渗流能力影响

水驱前后黏土对储层影响主要受水化机理和微粒运移相作用，两者作用机理不同：注入水水质配伍时，黏土几乎不发生膨胀，微粒运移起主要作用；注入水水质不配伍时，黏土中蒙脱石发生膨胀明显，水化膨胀和微粒运移都影响储层渗流能力。

1.2.1 注入水配伍

5块岩芯平均渗透率63.88 mD，注入30 PV水后，水测渗透率降低幅度存在差异，平均下降19.02%，见图1。

由图1可知，水驱过程中随着注入PV的增加，样品内的黏土分散发生运移，对于渗透率较高储层，在驱替初期，整体使得孔隙孔道联通情况变好，渗透率增加，但增加的幅度不大，随着驱替进行，被水冲刷分散的黏土矿物在孔道或喉道处滞留、堆积、堵塞流通通道，导致了渗透率降低，水测渗透率呈现一系列波动，随着水驱的进行，分散颗粒逐步趋于稳定，渗透率波动趋势减缓，水驱进一步进行，渗透率逐渐趋于稳定，总体呈现下降趋势。

图1 水驱过程中水测渗透率的变化曲线

1.2.2 注入水不配伍

首先选取三块平行样岩芯13-1、13-2和13-3，分别用矿化度10 000 mg/L水、矿化度5 000 mg/L水和蒸馏水饱和。然后在相同驱替速度下，分别用矿化度10 000 mg/L水、矿化度5 000 mg/L水和蒸馏水驱替相同PV数，计算驱替前后各自水测渗透率的变化，结果见表3。

表3 同一块岩芯不同矿化度下渗透率变化

实验结果表明，驱替速度不变，随着注入水矿化度的降低，渗透率损失率基本保持不变，略有上升。

选取三块不同渗透率的岩芯，用10 000 mg/L的水饱和后，在相同驱替速度下，依次用10 000 mg/L、5 000 mg/L、2 500 mg/L和蒸馏水驱替相同PV数，实验结果见图2。

图2 矿化度与膨胀渗透率降幅关系

从图2可以看出，随着注入水矿化度逐渐降低，岩芯由于膨胀造成的渗透率损失逐渐升高，且随着矿化度不断减少，膨胀对渗透率损失程度的增加幅度增大。渗透率越低的岩芯，相同矿化度条件下，水化膨胀造成的渗透率降低幅度越大。因此，对于黏土矿物高的水敏性强的储层，注入水矿化度要保持在合理的范围，注入水矿化度不合理会造成储层渗流能力的大幅度降低，增加开发难度。

2 固体悬浮物颗粒对储层潜在伤害研究

根据恒速压汞的实验结果，储层的渗流能力主要受喉道控制。研究区喉道半径主要分布在1～6.5 μm之间，最大值在6.5 μm以内，含悬浮颗粒注入水的粒径范围≤5.0 μm，不同的注入水中含悬浮颗粒的浓度≤5.0 mg/L。实验所用悬浮颗粒为石英砂，密度为1.57 g/cm3，用滤膜过滤法配置不同粒径、不同浓度的悬浮液。

2.1 实验步骤

实验步骤如下：选出2平行组(每组3块)不同渗透率级别的岩芯(表4)进行渗透率测试，其中3块岩芯进行不同颗粒粒径实验，3块岩芯进行不同颗粒浓度实验；将选好的岩芯放入80 ℃的烘箱中烘24 h；称岩芯干重，测岩芯的长度及直径；将岩芯抽真空，24 h后，饱和盐水，岩芯用10 000 mg/L的标准盐水饱和；饱和盐水后，将岩芯放于装满相应的标准盐水的300 mL中间容器中，在10 MPa下加压24 h；将岩芯水测渗透率；根据实验要求，注入不同浓度、不同粒径的悬浮液。

2.2 实验结果及分析

实验结果见图3和图4。从图3可以看出，渗透率越小的岩芯，注入水颗粒堵塞造成的伤害越大。渗透率随着注入颗粒的增大急剧下降，而后渗透率平缓降低，说明注入颗粒越大，越易形成外部滤饼，渗透率变化缓慢。从图4可以看出，不同颗粒浓度对渗透率的损害程度不同，渗透率越低，损害程度越大。

表4 不同粒径不同浓度实验岩芯基础数据

图3 注入水颗粒粒径与渗透率损失率关系

图4 颗粒浓度与渗透率损失率关系

3 注海水对储层渗流能力的研究

海水中微生物的特征与普通油田注入水不同，细菌含量随季节变化而变化。通过对比观察注入水通过岩芯前后细菌的数量及大小，分析细菌对储层的堵塞作用(表5)。

表5表示注入水通过岩芯前后细菌形态的变化，从表中可知流出液体中的细菌个数明显变少，说明细菌对储层有一定的堵塞作用。通过记录注入压力的变化，分析细菌对储层渗流能力的影响(图5)。

由图5可知，随着细菌数量的增加，对储层的渗流能力影响增大，体现为渗透率保留量减小。细菌对岩芯的伤害，对孔喉的堵塞是造成伤害的主要原因。海水中细菌含量一般在100个/mL以下，对储层伤害程度小于20%。

表5 注入岩芯前后细菌形态变化

图5 细菌数量对储层渗透率的影响

表6 海水水质检测结果

矿化度/(mg/L)pH值溶解氧/(mg/L)细菌总数/(CFU/mL)溶解CO2/(mg/L)油类41 4007.97.21607.2未检出

图6 不同水质渗透率变化

表6为海水水质检测结果，图6为注入不同水质渗透率变化情况。

由图6可以得出，随着注入体积倍数的增加，注海水和注地层水储层岩芯渗流能力变化规律一致，前期渗透率降低幅度达20%，注入体积倍数4 PV时，渗透率降低幅度基本稳定，注海水相比注地层水渗透率达到稳定时，降低幅度更大，表明注海水对储层具有伤害作用。

4 结 论

1) 水驱后，胶结黏土矿物含量下降，骨架矿物组分含量上升，表现为黏土下降，石英和钾长石上升；颗粒迁移的矿物含量下降，晶格膨胀的矿物含量增加，表现为伊蒙间层上升，伊利石、高岭石和绿泥石下降。

2) 黏土对储层影响主要受水化机理和微粒运移相互作用，两者作用机理不同。注入水水质配伍时，微粒运移起主要作用，渗透率下降幅度较小；注入水水质不配伍时，蒙脱石发生膨胀明显，水化膨胀造成的渗透率下降幅度较大。

3) 同一颗粒粒径情况下，岩芯渗透率越低，对产能的伤害越大；同一渗透率情况下，颗粒粒径越大，对产能的伤害越大。同一颗粒浓度情况下，岩芯渗透率越低，对产能的伤害越大；同一渗透率情况下，颗粒浓度越高，对产能的伤害越大。

4) 海水中细菌含量一般在100个/mL以下，对储层伤害程度小于20%。注入海水对渗透率的损害大，对渗透率的损害在30%以上。