固相颗粒对长2微裂缝-孔隙型储层的伤害规律研究

吴新民，牛步能，马 云

(1.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065； 2.中国石油集团测井有限公司 生产测井中心，陕西 西安 710065； 3.西安石油大学 化学化工学院，陕西 西安 710065)



固相颗粒对长2微裂缝-孔隙型储层的伤害规律研究

吴新民1，牛步能2，马 云3

(1.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065； 2.中国石油集团测井有限公司 生产测井中心，陕西 西安 710065； 3.西安石油大学 化学化工学院，陕西 西安 710065)

通过天然岩心人工造缝，近似模拟实际成岩、沉积过程中形成的微裂缝，将基岩与微裂缝岩心并联进行岩心流动实验，研究固相颗粒对微裂缝-孔隙型储层的伤害规律。室内实验表明：固相颗粒对基岩岩心的伤害率为65%，伤害深度为0～6 mm；对微裂缝岩心的伤害率为90%以上，伤害深度为裂缝的长度，且经历伤害—伤害部分解除—二次伤害的过程。通过刷端面和反驱实验模拟现场洗井和负压返吐工艺，表明基岩岩心伤害可以部分解除，微裂缝岩心伤害不能解除，固相颗粒进入储层后堵塞裂缝，可提高注入水波及效率，防止水窜，从而增加注水驱油效率。

储层伤害；微裂缝-孔隙型储层；固相颗粒；人造裂缝

吴新民，牛步能，马云.固相颗粒对长2微裂缝-孔隙型储层的伤害规律研究[J].西安石油大学学报(自然科学版)，2016，31(4):51-56.

WU Xinmin,NIU Buneng,MA Yun.Study on damage law of solid particle to Chang 2 microfissure-pore reservoir [J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2016,31(4):51-56.

引　言

研究区属陕北黄土塬区，干旱少雨，水源较为缺乏。长期注入水生产使采出污水在地面大量聚集。因此，将采出污水经处理作为注入水是解决水源缺乏的有效方法之一。同时，该区储层具有低压、低产、低渗(特低渗)微裂缝发育等特点，储层孔隙喉道非常细小，注入水中的悬浮固体颗粒、乳化油等污染物很容易造成储层孔隙、喉道堵塞，使油井产量和开发效益急剧降低，严重影响油田的正常生产。

固相颗粒对储层造成的伤害，国内外学者进行了大量的实验研究。其中，伦增珉[1]通过实验提出悬浮颗粒浓度低且喉道半径与粒径的比值较大(大于3)时易形成孔隙逐步堵塞；悬浮颗粒浓度较大或喉道半径与粒径的比值较小时易形成迅速堵塞。张光明等[2]认为悬浮固体颗粒对地层岩心的伤害与岩心的渗透率有关，渗透率越小，伤害程度越大，悬浮固体颗粒的质量分数和直径越大，对地层的伤害也越大。秦积舜等[3]发现微粒粒径大小为孔喉直径的15%～30%时能够进入岩石孔隙内部，堵塞孔喉使岩石渗透率受损，形成深部损害；粒径大于孔喉直径30%的大颗粒则难以进入孔隙内部，只能在其表面和浅表部位附着或者桥堵，在岩石表面形成滤饼，使岩石表面(层)渗透率受损。Khilar和Fogler[4]将岩心划分成若干个隔舱，以颗粒传输效率因子来表示颗粒在岩心多孔介质中移动的难易程度。Civan和Ohen[5]考虑了因黏土质地层膨胀以及外部注入颗粒和孔隙介质自生颗粒运移导致的地层伤害，认为悬浮液中的颗粒由流动悬浮液携带的孔隙介质的内源颗粒和随注入液体进入孔隙介质的外部颗粒组成；悬浮液中的颗粒在孔隙介质内运移过程中可二次沉淀和再次被带走，二次沉淀颗粒的移动速率与孔隙内自生颗粒的移动速率具有不同的数量级。

储层中存在裂缝可以改变储层的渗透率、孔隙体积，但同时裂缝对水具有较高的疏导性，很容易造成水窜。注水压力过高很可能造成裂缝由闭合状态变为张开状态，极大地提高储层的渗透率及孔隙体积[6-8]。目前解决水窜的常规方式为堵塞裂缝、增大基岩的注入量[9-10]。本文通过岩心流动实验，即将微裂缝岩心和孔隙型岩心并联，模拟长2微裂缝发育储层，研究污水中固相颗粒对微裂缝-孔隙型储层的伤害规律，针对微裂缝的开闭特性制定相应的注水调剖方案。

1　瓦窑堡元峁井区长2储层特征分析

根据瓦窑堡元峁井区长2储层常规物性资料、图像分析、电镜扫描分析，将储层孔隙类型分为粒间孔和溶孔2种。其中，粒间孔为储层主要的孔隙类型，包括残余粒间孔及原生粒间孔；溶孔为储层第二种主要的孔隙类型，包括粒间溶孔、粒内溶孔、填隙物内溶孔、微孔隙、微裂隙等，微裂隙主要有颗粒间缝隙、粒内裂缝和构造裂缝3种。

研究区储层孔隙度最小2.06%、最大22.41%，平均11.87%，主要分布在10%～12%之间，占样品总数的53.68%；渗透率的变化比较大，渗透率分布在(0.01～166.49)×10-3μm2之间，主要分布在(1.00～6.00)×10-3μm2之间，占样品总数的68.54%，渗透率小于1.00×10-3μm2的样品占13.22%。

2　固相颗粒对微裂缝-孔隙型储层的伤害机理

固相颗粒侵入储层的孔隙喉道，在孔隙喉道内被捕集、滞留和沉积，堵塞油气流动通道，造成储层绝对渗透率下降，影响油田产量。相关文献[11-12]指出，作用在入井流体中固相颗粒上的力主要分为3种，即与吸附机理相关的远程范德华吸引力，与分离机理有关的剪切力和静电双层力，以及与传输机理有关的惯性力、重力、离心力、扩散力和水动力。当与吸附机理有关的力≥与分离机理有关的力时，固相颗粒在孔隙内滞留；当与吸附机理有关的力<与分离机理有关的力时，滞留在孔隙内的颗粒就会随孔隙介质中的流体开始移动[3]。固相颗粒在孔隙介质中以扩散、吸附、沉积和水动力方式运移，受到分子力、电动相互作用、表面张力、流体压力、摩擦力、重力等的影响。当颗粒运移到孔隙内某一处且吸附力又大于分离力时，颗粒会重新在孔隙内发生滞留，从而产生新的、更严重的储层损害。

3　实验部分

3.1主要实验仪器

Mastersizer2000激光粒度仪，ISCO泵，岩心夹持器(2个)，过滤抽吸泵，围压泵，高压中间容器(2个)，2XZ-1型真空泵，Sartorius BSA224S型分析天平(赛多利斯科学仪器(北京)有限公司)，GJ-3S型高速搅拌机(青岛海通达专用仪器)等。

3.2人工微裂缝型岩心制备

裂缝性储层的储渗空间十分复杂，并且具有严重的不均匀性；裂缝性储层的应力敏感性很强，当含有裂缝的岩心取至地面后，应力释放会导致裂缝在地面测取的宽度与地层中实际宽度有很大差距。因此钻取的天然裂缝很少贯穿整个岩心，样品的平行性也很差，不能满足实验研究的需要[13]。为了近似模拟实际成岩、沉积过程中形成的微裂缝宽度，实验所用的微裂缝岩心是通过劈缝法制备而成的，即通过破岩器造缝，将圆柱形基质样品沿轴向切开，再合到一起。人造裂缝岩心的开度通常利用在裂缝中添加胶片、锡箔、石英砂作为充填裂缝的物质，必要时可用环氧树脂将裂缝断面黏接为一体，或利用透明胶布缠紧岩心，制成人造裂缝岩心。劈缝法制备裂缝岩心的成功率较高，可形成一条断面相互吻合的裂缝，裂缝开度和渗透率可由填充物的性质和大小决定[15]。

根据裂缝岩心在一定压力下的流量公式Q液=

wh3(p2-p1)/(12μL)、 Q气=wh3(p22-p12)/(24μp1L)(其中：w为裂缝横向长度，cm；h为裂缝等效宽度，cm；p2为裂缝的入口压力，Pa；p1为裂缝的出口压力，Pa；L为裂缝的纵向长度，cm)，求出水力学宽度h，再由K=wh3/(12A)确定裂缝岩心的渗透率K，然后再由he=hε-1/3、ε=log2d(其中：ε为校正系数，与裂缝表面分形维数有关；he为岩心的有效流动宽度；d为轮廓线分形维数，大致范围为1.1～2.5，本文取1.1)可得到裂缝岩心的有效流动宽度[16]。本文用到的人造微裂缝岩心的有效流动宽度范围为1.45～2.30 μm。

3.3含固相颗粒的模拟污水配制

油田现场的回注污水稳定性较差，取出静置一段时间后出现固相颗粒和乳化油分层，同时有机质及各种细菌的相互作用会使水变质。实验室进行单因素分析，采用配制的含固相颗粒模拟污水。将高岭土(200目)5 mg加入500 mL蒸馏水中，用高速搅拌器(4 000 r/min)搅拌30 min，然后用10 μm滤膜过滤得到实验用污水，模拟污水性能稳定(24 h内无明显沉淀)。通过激光粒度仪进行测量，污水的固相颗粒粒径中值为2.859 μm，结果如图1所示。

图1　模拟污水固相颗粒粒径分布(D0.5=2.859 μm)Fig.1　Particle size distribution of solid particle in simulated produced water (D0.5=2.859μm)

3.4微裂缝型岩心伤害实验步骤

①将岩心放入烘箱中，温度控制在80～85 ℃，烘干12 h以上，恒重后放入干燥器冷却，待其完全冷却后称重(W1)；

②按石油天然气行业标准SY/T5336-2006岩心分析方法，测定岩样的气测渗透率

式中：p0为大气压力，10-1MPa；A为岩心端面积，cm2；μ为气体黏度，mPa·s；L为岩心长度，cm；p1、p2分别为入口和出口端面上的绝对压力，10-1MPa。

③测定孔隙度φ。将测完渗透率的岩样放置于真空中干燥，室温下抽真空2h以上，向岩心注入饱和用液体，继续抽真空直至无气泡，室温放置24h，取出岩心，除去岩心表面的液体，称重(W2)，孔隙度

式中：W1为岩心干质量，g；W2为饱和液体后岩心质量，g；ρ为饱和液体密度，g/cm3；V为岩心的总体积，cm3。

④用地层水测量岩心的原始渗透率K0。将驱替泵的流量调节到实验选定的流量，按规定时间间隔测量压力、流量、时间及温度，待流动状态趋于稳定后，记录检测数据，计算渗透率。由达西公式计算液测渗透率

⑤向岩心注污水(或模拟污水)，连续测注入孔隙体积倍数不同的岩心渗透率Kα，计算污水对岩心的伤害率；

⑥刷端面，用相同矿化度的清水测渗透率(或用相同矿化度的清水反驱)，计算岩心渗透率的恢复

率，判断渗透率恢复情况；

⑦正向用相同矿化度的清水测渗透率，计算岩心渗透率的恢复率，判断渗透率恢复情况；

⑧如果以上2个方法渗透率不能恢复，切岩心注水端面，正向用相同矿化度的清水测渗透率，判断污水堵塞深度及渗透率的恢复情况。

储层伤害实验流程见图2。

实验岩心基础数据见表1。

图2　储层伤害实验流程Fig.2　Process diagram of reservoir damage experiment

岩心编号长度/cm直径/cm孔隙度/%气测渗透率/10-3μm2液测渗透率/10-3μm2裂缝宽度/μmW1-14.892.529.162.410.83-W1-24.782.528.932.330.78-W1-34.812.529.222.530.89-L1-16.612.516.0518.2313.000.72L1-26.632.526.6422.3014.420.84L1-35.912.515.5315.5611.090.61

注：其中，W1-1、W1-2、W1-3为基岩岩心，L1-1、L1-2、L1-3为微裂缝岩心。

3.5微裂缝型储层评价方法

实验通过人造微裂缝岩心和基岩岩心并联来模拟微裂缝-孔隙型储层。用地层水测量岩心的渗透率作为原始渗透率K0，用含固相颗粒的污水进行伤害实验，记录不同驱替倍数下岩心的渗透率Kα；将测得的实验结果带入公式

计算伤害率随时间的变化。式中：Iα为岩心的伤害率，%；K0为岩心的原始渗透率，10-3μm2；Kα为岩心的实际渗透率，10-3μm2。通过伤害率的变化分析固相颗粒对岩心的堵塞规律。

4　实验结果分析与讨论

4.1伤害实验结果分析

随着驱替时间的增加，微裂缝岩心和基岩岩心的伤害率逐渐增加,最后趋于稳定，如图3所示。其中，微裂缝岩心在开始驱替阶段伤害率快速增加，之后缓慢上升趋于平稳，伤害持续时间较长，驱替1 h之后伤害率高达77%，表明固相颗粒可以较快地堵塞裂缝。研究[3]指出架桥粒子粒径为裂缝开裂度均值的80%～100%时，可以实现稳定架桥。实验分析以微裂缝岩心L1-1为例，其裂缝开度为0.72 μm，固相颗粒粒径中值2.859 μm，小颗粒进入裂缝深处形成架桥堵塞，大颗粒在裂缝入口处形成堵塞，所以裂缝伤害率上升较快。当驱替7 h之后伤害率趋于稳定，其原因是：在裂缝堵塞后驱替压力上升，裂缝由闭合状态张开，裂缝的开度变大，出口端出现水浑浊的现象，表明小颗粒可部分通过裂缝，而大颗粒部分进入裂缝形成堵塞。所以，固相颗粒对微裂缝型储层的伤害是“伤害—伤害部分解除—二次伤害”的过程。

图3　固相颗粒对基岩和裂缝岩心的伤害Fig.3　Damage of solid particle to bed-rock and micro-fractures of cores

基岩岩心的伤害率上升缓慢，最终伤害率为65%。基岩的渗透率较小，孔喉半径较小(喉道半径为0.34 μm)，固相颗粒可以部分进入岩心，大部分在端面形成堵塞，所以基岩伤害率相对较小。

4.2伤害后处理结果分析

从岩心伤害实验结果分析可知，微裂缝岩心在固相颗粒堵塞后渗透率下降，最后趋于稳定，基岩与微裂缝岩心的渗透率级差由18.64降为2.95。渗透率级差降低，注入水的流量必然重新分配，基岩岩心的水流量变大， 微裂缝岩心流量变小， 如图4所示。因此注入水中的固相颗粒可以较好地堵塞裂缝，防止注入水水窜造成井底过早水淹，基岩的水流量增加提高了注入水的驱油效率。

图4　注入水流量在并联岩心中的分布情况Fig.4　Flow rate distribution of injection water in parallel cores

将含固相颗粒的污水注入微裂缝储层中，固相颗粒进入裂缝中形成堵塞，同时在射孔孔眼及井底聚集形成泥饼堵塞，造成注入压力增加。目前油田解除井底伤害的方式有洗井及负压返吐，室内通过刷端面和反驱模拟现场施工工艺，实验结果如表2所示。

表2　微裂缝岩心L1-1和孔隙型岩心W1-1的渗透率伤害率Tab.2　Permeability damage rate of micro-fracture core L1-1 and pore core W1-1 after different treatment processes

由表2可知，微裂缝岩心通过刷端面及反驱后伤害率都高于90%，表明伤害并未变化；通过切芯20 mm后伤害率仍高于90%，表明伤害的深度即为裂缝的长度。微裂缝岩心的固相颗粒堵塞不能解除是由其堵塞的特性决定的，颗粒进入裂缝后形成桥较为致密的堵塞，所以洗井不能解除堵塞伤害；当进行负压返吐时，井底压力小于地层压力，裂缝会由于井底压力的降低而闭合，使反驱也不能解除伤害。

反驱使基岩岩心伤害率部分下降(伤害率从65%降为40%)，表明反驱可以部分解除基岩伤害；反驱后正驱，伤害率有一定程度上升，表明进入基岩造成伤害的固相颗粒并未完全去除；刷端面后基岩伤害率部分下降，表明存在部分端面堵塞，通过切端面确定内部伤害的深度，切芯6 mm后基岩的伤害率降低到17.5%，认为基岩的伤害完全解除，伤害深度为0～6 mm。基岩的实验结果进一步验证了当孔喉半径较小(喉道半径为0.34 μm)，固相颗粒仅少部分可以进入岩心，大部分形成端面堵塞。

5　结　论

(1)固相颗粒对基岩岩心的伤害率相对较小，对微裂缝型岩心造成严重伤害，且是“伤害—伤害部分解除—二次伤害”的过程。

(2)室内通过刷端面和反驱模拟现场洗井和负压返吐施工工艺，可以部分解除基岩的伤害，不能解除微裂缝型岩心伤害。固相颗粒进入储层后堵塞裂缝，可提高注入水波及效率，防止水窜，从而增加注水驱油效率。

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责任编辑：董瑾

Study on Damage Law of Solid Particle to Chang 2 Microfissure-Pore Reservoir

WU Xinmin1,NIU Buneng2,MA Yun3

(1.College of Petroleum Engineering,Xi'an Shiyou University,Xi'an 710065,Shaanxi,China;2.Production Logging Center,Logging Co.Ltd.of CNPC,Xi'an 710065,Shaanxi,China;3.College of Chemistry and Chemical Engineering,Xi'an Shiyou University,Xi'an 710065,Shaanxi,China)

The natural cores with artificial fractures were prepared to approximately simulate the micro-fractures formed in diagenesis and deposition process;then the core flow experiment composed of an original core and a micro-fracture core parallel to each other was carried out to study the damage law of solid particle to microfracture-pore reservoir.The results show that:the damage ratio of solid particle to the original rock core is 65%,the damage depth is 0～6 mm;the damage ratio of solid particle to the micro-fracture core is more than 90%,the damage depth is the fracture length;the damage is a process of "damage-damage partially relived-secondary damage.The well flushing technology and the anti-spitting under negative pressure in the field sites are simulated by brushing the end surface of core and displacing in reverse direction in laboratory,which shows that the damage of the base rock core can be partially relieved,but the damage of micro-fractures core could not be relieved.The solid particles could improve the sweep efficiency of injected water and prevent water channeling to increase the oil displacement efficiency after getting into the formation and plugging the fractures.

reservoir damage;microfracture-pore reservoir;solid particle;artificial fracture

A

2015-08-05

陕西省教育厅基金项目(编号:12JK0644)；陕西省科技统筹创新工程计划项目(编号:2011KTZB01-04)；西安石油大学博士科研启动基金项目“回注污水中固相颗粒状物质对鄂尔多斯盆地低渗透储层伤害机理研究”(编号:2014BS34)

吴新民(1964-)，男，教授，博士，硕士生导师，主要从事油气田污水处理、管道腐蚀与防护、储层保护等方面的研究。E-mail:408442265@qq.com

10.3969/j.issn.1673-064X.2016.04.009

TE357.6

1673-064X(2016)04-0051-06