奈曼油田低渗透储层潜在伤害因素分析*

李亚文，张 宏，闫玉玲，毕婉婷，于乃超，蔡树威，董必文

（1.中国石油辽河油田分公司研究院，辽宁盘锦124010；2.辽宁石油化工大学，辽宁抚顺113001；3.中国石油锦州石化分公司，辽宁锦州132001；4.中国石油辽河石化公司，辽宁盘锦124022；5.中国石油辽河油田公司兴隆台采油厂，辽宁盘锦124011）

奈曼油田低渗透储层潜在伤害因素分析*

李亚文1，张 宏1，闫玉玲2，毕婉婷1，于乃超3，蔡树威4，董必文5

（1.中国石油辽河油田分公司研究院，辽宁盘锦124010；2.辽宁石油化工大学，辽宁抚顺113001；3.中国石油锦州石化分公司，辽宁锦州132001；4.中国石油辽河石化公司，辽宁盘锦124022；5.中国石油辽河油田公司兴隆台采油厂，辽宁盘锦124011）

通过对奈曼油田注入水各项流体的配伍指标的筛选、敏感性评价结果表明：该区储集层呈弱速敏、强水敏、弱盐敏。据此提出储集层保护措施为：钻井、试油、洗井时入井液的矿化度在2 500 mg/以上，考虑悬浮物浓度在1 mg/L，颗粒最大直径确定为≯1.2μm，以＜0.6μm为宜，含油量为2.5 mg/L；建议在注水开发时注入液中加入一些防膨剂，抑制粘土的膨胀性。

奈曼油田；低渗透储层；注水开发；悬浮物；敏感性

奈曼油田位于内蒙古自治区哲里木盟奈曼旗境内，构造上处于奈曼旗凹陷中央洼陷中北段的双河背斜内，主要含油目的层为中生界九佛堂组上段，储层岩石性为长石岩屑砂岩。储层的渗流条件总体较差，储层孔隙结构类型为中低孔特低渗特细吼道不均匀型。该块具有典型的低渗透油藏特点，岩心分析孔隙只有14%，渗透率只有12.2×10-3μm2。渗透率主要分布在50×10-3μm2以下，平均12.2×10-3μm2；泥质含量中等偏高，平均8.89%；碳酸盐含量中等偏高，平均4.55%；粘土矿物以高岭石和伊蒙混层含量相对较高。油藏工程研究结果表明：通过火烧、CO2驱、热水驱3种方式的筛选标准进行了对比，综合认为，初期热水较为合适，既能补充地层能量、保持油层温度，下一步开发方式接替的组合也较多，调整较灵活，因此确定初期采用注热水开发，后期采用多种方式组合开发。虽然注水开发有其有利的因素，储层敏感性分析大部分指标不利于注水开发的要求，这就要求在注水开发的同时要注意储层保护，防止对地层的伤害。

1 储层敏感性实验研究

储层研究结果，该块低渗储层弹塑性比较突出，地层的压力下降导致孔渗急剧下降，且很难恢复，渗透率损失70%～80%。即使压力回升，渗透率也恢复不到20%～30%。因此要求此类油藏必须早期注水，保持地层压力开发。根据岩心分析化验测试资料，油藏润湿性为亲水性，储层有利于注水开发。

1.1 速敏性

为了找出由于流速作用导致微粒运移造成发生损害的临界流速，以及找出由速敏敏感引起的油气层损害程度，为其他敏感性流动实验提供临界流速[1]，对该储层进行速敏评价测定，结果见图1。

图1 速敏评价曲线Fig.1 Velocity sensitivity curve

从图1看出，虽然该储层的渗透率较低，但是油组连通性较好，在试验过程中大部分岩样在增加流速后，渗透率虽然有暂短的降低，但是很快平稳，下降的幅度也不大，说明，低流速时产生了“堵桥”，但是细微颗粒不足以产生速敏，随着流速的增大，流体把微粒冲开或带出，渗透率下降比较缓慢而趋于平稳，因此流动速度对岩石渗透率的影响不大，属于中等偏弱速敏。

1.2 水敏性

美国学者摩尔指出[2]，一般油层中含有粘土1%～5%是最好的储层，若粘土量达5%～20%则储层性能较差，尤其若含水敏性粘土，则完全可能把油层孔道堵死。本研究使用的是非岩心驱替法来对两区块的水敏性程度进行评价，因为岩石中水敏性矿物的类型和含量与它的水敏性程度有很大的关系，而且水敏性矿物主要指的就是粘土矿物，它们的含量高时，岩石的阳离子交换容量及粘土膨胀率就大，水敏性就强，反之就小。

本区储集层中粘土含量在8.11%～11.7%，其中伊蒙混层的相对含量在6.9%，通过对这些区块岩石的阳离子交换容量和粘土膨胀率试验，绘制成的水敏评价曲线图,见图2。由图2可知，该区块储集层具有强水敏性。

图2 水敏评价图Fig.2 Water sensitivity samples

1.3 盐敏性

储层盐敏性是储层耐受低盐度流体能力的量度。一般情况下，当高于地层水矿化度的工作液滤液进入油气层后，可能引起粘土的收缩、失稳、脱落；当低于地层水矿化度的工作液滤液进入油气层后，则可能引起粘土的膨胀和分散[1]。因此，通过盐敏评价实验可以盐敏发生的临界矿化度，以确保施工液及注入水矿化度高于临界矿化度，保护油层不受伤害。这里采用的是絮凝法评价盐敏性，在不同盐度的絮凝序列中存在着与临界盐度相对应的临界点，即临界絮凝浓度。临界絮凝浓度标志着从慢絮凝过程转变为快絮凝过程，图3为该储层盐敏性评价结果。从图3可以看出，当注入水矿化度降到5 000 mg/L时，絮凝什明显降低。因此，该区储集层临界盐度为5 000 mg/L。

1.4 不同粒径悬浮物的伤害分析

图4为注入水中不同粒径的悬浮物固体对岩心水相渗透率影响。从试验的结果可以看出，浓度为1.0 mg/L、粒径达到1.2 μm时，该渗透率的岩石心其累计伤害率达到64.06%，因此该区块的悬浮物颗粒最大直径确定为≯1.2 μm，以＜0.6 μm为宜（图 4）。

图3 盐敏评价图Fig.3 Salt sensitivity samples

图4 注入水中不同粒径的悬浮物固体对岩心水相渗透率影响Fig.4 Effect of different size suspended solids in injected water on core permeability

悬浮物固体颗粒粒径是注水水质的一个重要控制指标，在颗粒的粒径问题上，一般认为当颗粒中值小于喉道直径的15%，颗粒进入地层，并造成深部伤害；当颗粒粒径大于喉道直径的30%时，颗粒极易在喉道处“架桥”从而限制颗粒继续进入。导致颗粒在“桥塞”处堆积；当颗粒尺寸接近于喉道直径的30%～50%时，最容易堵塞；颗粒尺寸大于喉道直径的73%时，颗粒不能进入地层，不会造成堵塞。以往的研究认为悬浮物固体颗粒中值的确定[3]：以颗粒直径为横坐标，颗粒累积体积百分数为纵坐标作图，在图上颗粒累加体积50%时所对应的直径为颗粒中值。但根据有关文献[4]以及在室内测试的经验，由于悬浮固体颗粒中值的测定结果受到水样中颗粒数和粒径分布的影响，应用单一的颗粒直径中值这一水质指标在反映水质的优劣时具有一定的局限性。因此在进行流动试验时，首先进行了悬浮物含量为1.0 mg/L的不同悬浮物粒径的试验，此粒径应用不同开口直径的滤膜进行控制。将奈1块岩心依次通过的水质为：①基础用水；②粒径最大为0.6 μm的试验用水；③粒径最大为1.2 μm的试验用水；④粒径最大为2.0 μm的试验用水。该过程能够模拟地层依次受到注入水质从较纯净到受到一定污染的历程，也能比较出地层忍受这种累计伤害效应的能力，从中选择合适的粒径。

2 低渗透储层潜在伤害因素分析

2.1 不同悬浮物浓度的伤害分析

悬浮物含量是注入水中的又一个重要控制指标，注入水中的悬浮物是指在水中的不溶性物质，即通常所说的机械杂质，包括粘土颗粒、无机沉淀、有机沉淀、有机垢，腐蚀产物等，其危害有以下5个方面[5]：（1）在井筒表面形成滤饼；（2）细小微粒进入地层，通过桥塞在内部形成滤饼，堵塞地层孔隙和喉道，入侵半径是流速、孔隙尺寸、喉道尺寸及微粒尺寸的函数；（3）沉积在射孔孔眼内，局部堵塞水流通道；（4）悬浮物在重力作用下，沉积在井底，造成产层厚度减小；（5）悬浮物在注水管壁沉积，给细菌提供繁殖环境，悬浮物堵塞损害地层程度的大小直接与悬浮物浓度密切相关，是注水过程中主要的损害因素之一，是影响注水井吸水能力大小的重要指标。确定适合具体储层的悬浮物浓度的最好办法是通过试验研究获得。对奈1块岩心采用的悬浮固体的颗粒粒径为0.6 μm，把浓度分别为1.0，2.0，3.0 mg/L的该粒径水质依次通过此岩心，从中选择合适的悬浮固体浓度。

图5为注入水中不同浓度的悬浮物固体对水相渗透率影响。

图5 注入水中不同浓度的悬浮物固体对水相渗透率影响Fig.5 Effect of different concentrations of suspended solids in injected water on core permeability

从试验结果可以看出，该区块的颗粒浓度范围在1～2 mg/L，最好在1 mg/L，因为随着浓度的增加，伤害程度也随之变大。

2.2 不同含油量的伤害分析含油是指在酸性条件下，水中可以被汽油或石油醚萃取出的石油类物质，称为水中含油。国外对乳化油滴对地层的伤害进行过大量研究，早期的研究者把油珠和固相颗粒对地层伤害的影响看成一样，他们所依据的理论是广泛引用的“深层过滤”理论（CMerui 1984，Lee 1988）[6]。事实上后来大量的研究表明，油珠和微粒对地层损害机理是不同的，乳化油滴与固相颗粒的显著区别在于乳化油滴是可变形粒子，在某一压力下油滴可能无法通过孔隙喉道，但当流动压力增加时，油滴可借助自身良好的变形特点通过喉道，这一特点使得油珠比颗粒有着更深的侵入深度。

针对奈1块岩心是将含油量分别为1.0，2.5，5.0 mg/L的试验用水依次通过此岩心，从中选择合适的含油量。图6为不同含油量对岩心水相渗透率的影响。从试验结果中可以看出（图6），这3种浓度对岩心的伤害率分别为22.47%，32.95%，37.13%；由于目前对于水中含油的处理工艺比较成熟，现场的实际比较容易达到含油的指标，因此确定该区块允许含油量为2.5 mg/L，含油量越低为佳。

图6 不同含油量对岩心水相渗透率影响Fig.6 Effect of different oil contents on core permeability

3 结论与建议

（1）油藏属于强水敏性，不利于注水开发。因此，在注入液中加入一些防膨剂，可抑制粘土的膨胀。流速的变化不会使该区块储层岩石中的颗粒产生运移，而堵塞喉道，降低渗透率，属于中等偏弱速敏；

（2）盐敏性评价试验结果说明，该油藏的临界盐度在矿化度5 000 mg/L左右出现絮凝，因此控制注入水的盐度高于临界盐度时，就可以减少盐敏损害程度，注入水源井不能低于临界盐矿化度5 000 mg/L，注入水才能配伍。

（3）注入水质指标要求：注入水水质颗粒浓度范在1～2 mg/L，最好在1 mg/L，因为随着浓度的增加，伤害程度也随之变大。悬浮物颗粒最大直径确定为≯1.2 μm，以＜0.6 μm为宜。允许含油量为2.5 mg/L，含油量越低为佳。

总之，储层属中低孔、特低孔、特细喉不均匀型为主，孔喉连通差，孔喉比1.72，配位数0.38；粘土含量高9.8%，高岭石、伊蒙混层不利矿物相对含量高。低渗低孔不利于注水开发，因此一定要使注入水质达到标准。另外采用压裂措施，可提高储层吸水能力。

[1]赵敏，徐同台.油层保护技术[M].北京：石油工业出版社，1995：23-41.

[2]Faruk Civan.Reservoir Formation Damage:Fundamentals，Mode ling，Assesment，and Mitigation[M].us：Gulf professional publishing，2003.

[3]王丰文,李建荣,焦红岩,等.注入水中固相颗粒对地层的伤害分析[J].断块油气田，2003（4）：30-32.

[4]冯萍，孙凤梅，周海刚，等.油田回注污水三项水质指标检测方法研究[J].油田化学，2003，20（3）：49-51.

[5]杨正明，邱勇松，张训华，等.注入水中的悬浮物颗粒对特低渗透油藏开发效果的影响[J].石油勘探与开发，2002（4）：106-108.

[6]张宏.黄沙坨油田粗面岩室内实验研究[J].石油化工高等学校学报，2008，21（3）：49-52.

Analysis of Potential Damage Factors of Low-Permeability Reservoir in Naiman Oil Field

LI Ya-wen1，ZHANG Hong1，YAN Yu-ling2，BI Wan-ting1，YU Nai-chao3，CAI Shu-wei4，DONG Bi-wen5
（1.Exploration and Development Institute，Petro China Liaohe Oilfield Company，Liaoning Panjin 124010，China；2.Liaoning Shihua University，Liaoning Fushun 113001，China；3.Petro China Jinzhou Petrochemical Company，Liaoning Jinzhou 132001，China；4.Petro China Liaohe Petrochemical Company，Liaoning Panjin 124022，China；5.Xinlongtai oil production plant，Petro China Liaohe Petrochemical Company，Liaoning Panjin 124011，China）

Compatibility of injecting water and sensitivity evaluation in Naiman oilfield were studied.The results show that the reservoir of Naiman oilfield possesses weak velocity sensitivity，high water sensitivity and weak salt sensitivity.Based on the result，the reservoir protection measures were put forward as follows：during drilling，oil test and well washing，mineralization of working fluid is 2 500 mg/L or more，concentration of suspensions is 1 mg/L，maximum diameter of particles is not more than 1.2 μm，appropriate diameter is less than 0.6 microns，oil content is 2.5 mg/L.During water flooding development，some anti-swelling agents should be added to injected liquid to inhibit clay swelling.

Naiman oil field；Low-permeability reservoir；Water development；Suspensions；Sensitivity

TE 349

A

1671-0460（2010）05-0524-04

2010-05-14

李亚文（1965-），男，工程师，1987年毕业于大庆石油学院应用化学专业，现在从事开发试验工作。E-mail：Liyw7831189@163.com，电话：0428-7807576。