歧口17-2油田注入水颗粒粒径与喉道配伍性研究

高建崇， 李海涛， 乔文波， 山金城， 张 岭

(1．中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452；2．西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500)

歧口17-2油田注入水颗粒粒径与喉道配伍性研究

高建崇1， 李海涛2， 乔文波2， 山金城1， 张 岭1

(1．中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452；2．西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500)

歧口17-2油田注入水颗粒粒径指标主要是依据行业标准制定的，在此基础上开展其与喉道的配伍性研究是极有必要的。通过对地层系数的计算统计明确了目标油田主力注水层位分布。利用主力注水层位岩心的压汞曲线数据，分析了其微观孔隙结构，获得了主流喉道中值。综合考虑，取渗透率约为2 000 mD的24块岩心进行模拟注水实验。根据国标SY/T 5329—94，针对目标油田主力吸水层位渗透率，取最严格质量浓度指标上限5 mg/L时，认为渗透率伤害值超过25%的粒径区间即为规避区间，现场注水时粒径需考虑规避区间的下限，目标油田为主流喉道中值的1/8。当注入水颗粒质量浓度为5 mg/L，粒径增加至4 μm时渗透率伤害率值增大至20%，故目标油田注入水中悬浮颗粒质量浓度应小于5 mg/L，粒径应小于4 μm。

配伍性； 地层系数法； 孔喉结构； 注入水； 悬浮固体； 粒径分布

油田注水开发过程中，由于各种原因，注入水中总含有一定量的悬浮颗粒。这些悬浮颗粒的大小同其含量一样都是水质的重要指标，是造成地层伤害的重要因素[1-3]。对于注入水中悬浮颗粒粒径的要求，国内外学者作了诸多研究并提出了自己的标准。

J.H.Barkman等[4]在研究泥浆滤饼时提出了在钻井液储层保护方面为大家公认的“1/3～1/7”定律，即当固相颗粒粒径>1/3喉道直径时，颗粒只会形成外滤饼堵塞岩心端面，不能进入油层；如果颗粒粒径<1/7孔喉直径则不会堵塞孔喉；而位于“1/3～1/7”之间的颗粒将会严重伤害油层。

法鲁克·西维[5]凭借经验得出了平均孔喉直径Dt和平均颗粒直径Dp与堵塞所必须的临界值βcr的关系为:βcr=(Dt/Dp)cr。Himes等[5]将孔喉与颗粒的直径比定义为“屏蔽因子”,即β=Dt/Dp,并指出颗粒悬浮液注入孔隙介质时:β<3,外部滤饼形成；3<β<7,内部滤饼形成；β>7,有无滤饼形成无关紧要。

陈龙花[6]在对江汉油田注水水质指标进行评价和优选时提出，对于未进行室内实验的油田储层，其注入水一般要求颗粒直径中值与孔喉直径比小于或等于1/5～1/6，并以此来确定悬浮颗粒直径中值这项指标。

除此之外，又有学者根据实验研究提出了“1/3～1/10”、“1/3～1/14”等颗粒与喉道的配伍规则[7]。但具体操作时，人们更相信通过实验来确定适合自己油田的规则，这样得出的结果才最具说服力，才会在保护储集层的同时降低投资成本。在我国许多油田诸如辽河、南阳、中原、江汉、胜利、吐哈及克拉玛依等油田通过开展不同粒径固相颗粒对储层的伤害评价，得出了自己油田的颗粒粒径与喉道的配伍性比例关系，配伍性比例见表1。

表1 各油田颗粒粒径与孔隙喉道的配伍性比例Table 1 Compatibility proportion of particle size and pore throat of oilfields

由表1可见，注入水悬浮颗粒粒径在不同油田、不同储层与喉道尺寸都具有不同的配伍性比例关系。在这些理论的基础上，本文通过岩心驱替实验对歧口17-2油田主力注水层位的粒径指标进行了室内研究，并提出了相应的配伍性比例及注水指标。

1 吸水层位的地层系数分布

在注水工程中，地层系数是反映储层特征很重要的参数之一，它指的是地层有效厚度与有效渗透率的乘积，表征了储层通过流体的能力，即一般情况下，流体在储层中的流动能力与地层系数呈正相关[8-9]。在对目前歧口17-2油田8口注水井的吸水层位地层系数进行计算统计后，得到目标油田注水层位地层系数分布如图1所示。

图1 歧口17-2油田注水层位地层系数分布

Fig.1WaterinjectionlayerscoefficientdistributionchartinQikou17-2oilfield

由图1可以看出，目标油田注水层位的地层系数主要分布在1 000～2 000 mD及2 000～3 000 mD,其总和达90.5%，其余区间均小于等于5.0%。由此确定在现场注水过程中主要考虑的渗透率区间为1 000～3 000 mD。

2 储层的微观孔隙结构

选取两块能代表目标油田储层性质的岩心(气测渗透率分别为1 500、2 500 mD左右)，通过恒速压汞实验确定储层的微观孔隙结构[10-11]，结果见图2。

图2 不同渗透率下歧口17-2油田岩心孔喉分布及贡献

Fig.2DistributionandthecontributionofthecoreporethroatunderdifferentpermeabilityinQikou17-2oilfield

由图2(a)可知渗透率为1 540 mD的岩样孔喉半径主要分布在0.7～52.6 μm，本文用渗透率累积贡献达75%时对应的孔喉半径来表征主流喉道中值，故此岩样的主流喉道中值半径为18.12 μm。同理，由图2(b)可知渗透率为2 519 mD的岩样孔喉半径主要分布在0.6～52.6 μm，主流喉道中值半径为20.84 μm。

本文采用主流喉道中值对地层系数加权后的平均值作为配伍性比例的研究基础之一，即喉道半径，其为19.63 μm。同理，渗透率为2 054 mD。

3 岩心驱替实验

3.1实验材料

实验所用悬浮颗粒为碳酸钙，密度为2.93 mg/cm3，用过滤器过滤法配制不同粒径不同质量浓度的悬浮液。如用4 μm过滤器过滤一定体积、已用6 μm过滤器过滤后的悬浮液，便可得到4～6 μm悬浮颗粒，如此便得到实验所需粒径范围内的颗粒粒径，同时，将获得的不同粒径颗粒在激光粒度仪上进行测试与核对，基本达到了实验要求。由于得到的悬浮液中颗粒直径在4～6 μm，取中值5 μm作为其平均直径，相应的平均半径为2.5 μm。半径为1、3、5、7、9、11 μm的悬浮颗粒分别代表了直径为0～2、2～4、4～6、6～8、8～10、10～12 μm的颗粒。

由速敏实验得知歧口17-2油田速敏程度较弱，实验驱替流量取1 mL/min。

3.2实验安排

岩心分为4组，每组6个岩心，岩心渗透率主要集中分布在1 500～2 500 mD。每一组岩心分别注入悬浮颗粒质量浓度相同，而粒径依次为1、3、5、7、9、11 μm的悬浮液。质量浓度分为4个级别，分别为3、5、7、10 mg/L。

4 结果与讨论

依照上述实验安排进行不同颗粒粒径以及不同颗粒质量浓度下的岩心伤害实验，实验结果如图3—5所示。图3描述的是粒径为3 μm时不同质量浓度悬浮颗粒注入岩心的伤害结果；图4描述的是质量浓度为5 mg/L时不同粒径悬浮颗粒注入岩心伤害结果；图5描述的是不同粒径、质量浓度悬浮颗粒注入岩心伤害结果。

图3 歧口17-2油田粒径为3 μm时不同质量浓度悬浮颗粒注入岩心伤害结果

Fig.3Damageresultundersolutionofparticlesizeof3μmanddifferentmassconcentrationintothecoreinQikou17-2oilfield

图4 歧口17-2油田质量浓度为5 mg/L时不同粒径悬浮颗粒注入岩心伤害结果

Fig.4Damageresultundersolutionofparticlemassconcentrationof5mg/LanddifferentsizeintothecoreinQikou17-2oilfield

由图4、5可以看出，伤害曲线均可分为上升和稳定阶段。当曲线处于下降阶段时，颗粒主要在喉道深处形成单孔堵塞或者单个孔隙逐步缩小；当曲线逐渐处于稳定阶段时，颗粒在这个过程中形成内部或外部滤饼[12-13]。最终，此时将不会有颗粒侵入岩心内部，而岩心的渗透率也会趋于稳定。其中，9个岩心在注入20～30 PV悬浮颗粒溶液后，伤害曲线趋于稳定。

由图4可知，岩心随悬浮颗粒溶液质量浓度的增加伤害也增加，规律非常明显，其中3 mg/L与5 mg/L溶液伤害接近。由图5可知，岩心随悬浮颗粒溶液粒径的增加伤害先增加后降低，影响较复杂一些。如前所述，关于颗粒粒径与孔喉分布间的匹配关系还没有完全统一的标准，并且随目标油田不同，匹配关系也不尽相同，此时，又涉及到了每个油田自身粒径与孔喉的配伍性关系。

图5 歧口17-2油田不同粒径、 质量浓度悬浮颗粒注入岩心伤害结果

Fig.5DamageresultundersolutionofdifferentparticlemassconcentrationanddifferentsizeintothecoreinQikou17-2oilfield

由图5可以看出，悬浮颗粒粒径相同时，岩心伤害随质量浓度增加而增大。质量浓度相同时，伤害随着粒径的增加先增大后减小，并且岩心伤害率峰值都出现在5～7 μm粒径。

根据中华人民共和国石油与天然气行业标准SY/T 5329—94《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》，气测渗透率>600 mD时，注水过程中执行最优级C1级时，悬浮颗粒质量浓度应小于5 mg/L、粒径应小于3 μm。根据歧口17-2油田岩心伤害实验结果，当悬浮颗粒质量浓度为5 mg/L、粒径在5～9 μm时，岩心伤害率大于25%，其中在粒径为7 μm左右时，伤害率达到峰值，约为32%。结合该油田主力吸水层的孔隙结构分析结果，油田注入水中悬浮颗粒粒径为主流喉道直径的1/8～1/4时，所造成的伤害是比较大的，应该规避。考虑到现场注入水中悬浮颗粒粒径的连续性以及大颗粒容易形成井底充填，故注入水中悬浮颗粒粒径应<主流喉道直径的1/8。

并且由图5可以推断，当悬浮物质量浓度为小于5 mg/L、粒径小于4 μm，岩心伤害率小于20%(如图5中虚线所示)。同时，进行了5 mg/L、4 μm悬浮颗粒溶液伤害岩心实验，得到岩心伤害率为20.5%，基本满足要求。故推荐油田注水悬浮颗粒指标为悬浮物质量浓度小于5 mg/L、粒径小于4 μm，相比标准SY/T 5329—94在满足伤害要求的同时，放宽了粒径指标,取得了经济优化。

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(编辑 王亚新)

The Compatibility between Suspended Solids Partice Size and Pore Throat during Water-Flooding in Qikou 17-2 Oilfield

Gao Jianchong1, Li Haitao2, Qiao Wenbo2, Shan Jincheng1, Zhang Ling1

(1.TianjinBranchofCNOOCChinaLimited,Tianjin300452,China; 2.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,SouthwestPetroleumUniversity,ChengduSichuan610500,China)

The injected water suspended solids particle size index of Qikou 17-2 oilfield is mainly based on the industry standard, it is essential to carry out the study on compatibility between suspended solids particle size and pore throat on this basis. The distribution of principle water-injection intake level for Qikou 17-2 oilfield is obtained via the statistics of the formation factor. Based on the capillary pressure curves from the main water injection reservoir, the microscopic pore structure was analyzed and the median primary fluid throat was obtained. In order to find out the compatibility ratio of suspended particle to the median primary fluid throat during water-flooding for the target oilfield, 24 pieces of cores, which its’ permeability are around 2 000 mD, are used to simulate water-flooding. According to Chinese standard SY/T 5329—94, the upper limit of particles concentration of the most strictest index at the target permeability is 5 mg/L. Considering that when the damage extent is over 25%, the relevant size distribution of the particles should be avoided and it’s lower limit is adopted for the working site. Experimental results show that the ratio of the lower limit to the median primary fluid throat is 1/8. The damage extent was over 20% when the concentration of the particles was 5 mg/L and the upper limit of the size distribution was 4 μm.Thus the concentration and the upper limit of the size distribution of the suspend particles should be controlled individually in 5 mg/L and 4 μm.

Compatibility; Formation factor method; Microscopic pore structure; Injected water; Suspended particle; Size distribution

1006-396X(2014)01-0056-04

2013-06-24

：2013-09-06

西南石油大学重点实验室资助项目(B141)。

高建崇(1979-)，男，硕士，工程师，从事油田采油工艺技术的研究与推广实施；E-mail:gaojch@gmail.com。

TE357

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.01.011