注入水对碳酸盐岩储层伤害机理研究

王立军 李淑娟 温晓红 韩玲玲 关彦磊 余强

摘      要：为了揭示注入水对储层的伤害情况，针对中东地区哈法亚油田碳酸盐岩注入水问题，通过对中东地区哈法亚油田MB1层岩心的一系列宏观实验，对碳酸盐岩储层伤害机理进行分析。最终确定外来液体固相侵入是伤害储层的主要原因，然后根据岩心在注入水前和注入水后扫描电镜的图片对比，展开微观分析，对储层进行伤害评价。结果表明，哈法亚油田储层的敏感性偏弱，水锁和应力敏感性对储层的伤害很小，外來液体的固相侵入会造成孔喉堵塞，导致渗透率下降伤害储层。

关  键  词：碳酸盐岩;注入水;固相侵入;储层伤害

中图分类号：TE 344       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）09-1934-04

Abstract： In order to reveal the damage caused by injected water to the reservoir， a series of macroscopic experiments on the core of the MB1 layer in Hafaya oilfield in the Middle East were carried out in response to the problem of water injection. The damage mechanism of carbonate reservoirs was analyzed. It was finally determined that the external solid phase intrusion was the main reason for the damage to the reservoir. Then， according to the comparison of the pictures of the core before and after the water injection， the microscopic analysis was carried out to evaluate the damage of the reservoir. The results showed that the sensitivity of the reservoir in Hafaya oilfield was weak， and the water lock and stress sensitivity had little damage to the reservoir. The solid phase intrusion from foreign liquid caused the pore throat blockage， resulting in a decrease in permeability and damage to the reservoir.

Key words： Carbonate; Injected water; Solid phase intrusion; Reservoir damage

碳酸盐岩油藏具有非常丰富的油气资源，其储量大约占世界的50%，产量也很丰富占65%左右。中国的四川、中下扬子、塔里木、准噶尔、渤海湾、鄂尔多斯等地区主要分布着碳酸盐岩油藏，国外的碳酸盐岩油藏在俄罗斯和北美等地以及中东和中亚地区都有广泛的分布[1，2]。国内的碳酸盐岩油藏大多是溶洞、裂缝型的，这点与国外的碳酸盐岩油藏类型区别很大，国外中东地区的碳酸盐岩储层类型大多是孔隙型的，也有少部分是溶洞型的，并且与国内相比较其储层的厚度以及物性要好很多[3]。在油田注水开发过程中，注入水的不配伍性会引起黏土矿物的膨胀、颗粒的运移，从而破坏孔喉造成储层渗透率的降低，对储层造成伤害。早些年，油田注水只是考虑了地层水配伍性对储层的伤害，并不考虑含有不同粒径颗粒的注入水对储层伤害所造成的影响。本文通过宏观实验与微观评价相结合的方法，确定了对哈法亚油田储层主要的伤害机理是外来液体固相侵入，并通过扫描电镜对其伤害程度进行了评价。

1  碳酸盐岩矿物组成

碳酸盐岩主要是由碳酸盐岩矿物在清洁温暖的浅海海洋环境中沉积所得到的沉积岩，大多以内源沉积为主[4-6]，而碳酸盐岩的岩石矿物大多是由方解石和白云石组成的。一般的碳酸盐岩储集空间分为溶洞、孔隙、裂缝三类，其中主要的储集空间是溶洞和孔隙，而裂缝多属于主要的渗流通道，与此同时它也是储集空间[7，8]。哈法亚油田MB1层岩石矿物组成主要为方解石（93.7%）、其次是白云石（3.4%）、石英（1.3%），黏土矿物含量1.7%。

2  实验准备

实验选取的岩心是哈法亚油田MB1层油藏的岩心样品，固相颗粒为碳酸钙，扫描电镜，模拟地层水，恒温箱，真空泵，岩心夹持器，中间容器，注入恒速泵，环压泵，回压阀，压力表。

3  实验流体

3.1  地层水特征

根据地层水离子常规分析（见表1）显示，哈法亚油田MB1储层地层水为CaCl2型， 矿化度是202 795 mg/L。

3.2  注入水配制

根据油田地层水的特征，配制模拟地层水作为注入水使用，配制方法见表2。

4  机理分析

储层伤害机理通俗的理解就是伤害储层的原因。通常对碳酸盐岩储层会造成伤害的原因主要有外来液体的固相侵入、储层敏感性、水锁伤害以及应力敏感性等。水锁对储层造成的伤害一般发生在低渗透的致密油藏中或者是在钻井、完井、以及修井的过程中，而哈法亚油田不属于致密储层，应力敏感性在注水压力大于16 MPa时可忽略[9-12]，因此对于哈法亚油田可以不考虑水锁和应力敏感性的伤害;由于哈法亚油田的岩石矿物组成主要是方解石和白云石，黏土矿物含量非常少，可以引起储层敏感性的矿物含量也很少，对储层造成的伤害影响就很小，通过流动性实验数据（如图1和表3），可知哈法亚油田储层敏感性偏弱，因此可排除敏感性对储层的伤害。

注入水中的悬浮固相颗粒是无法避免的，在注水开发过程中，注入水中的悬浮固相颗粒会随着液体的流动而进入到储层的渗流通道，引起孔喉堵塞（如图2），从而造成伤害，因此对哈法亚油田储层伤害的主要原因是外来液体的固相侵入。

4.1  悬浮物粒径

4.1.1  实验步骤

（1）配制哈法亚油田模拟地层水，测量岩样的初始渗透率;

（2）分别注入含有不同粒径范围和不同浓度的固相颗粒水样，监测压力变化，计算渗透率及其损害程度;

（3）在渗透率趋于稳定时停注。

4.1.2  实验结果

结果表明，当悬浮物的粒径中值为3 μm时，岩心渗透率会下降到30%左右，当粒径中值为3.5μm时，随着孔隙体积注入倍数的增加，岩心渗透率直线下降，在孔隙体积的注入倍数达到500倍时，岩心渗透率已经下降到了97%以上，这说明悬浮物粒径中值在3～5μm时会造成岩心堵塞（图3）。

4.2  悬浮物含量

对粒径中值为 3.25 μm，悬浮物含量分别为5、10、15、20、25、30 mg/L的注入水进行岩心伤害实验，结果表明，岩心渗透率的衰减速度会随着悬浮物含量的增加而加快;在注入500倍孔隙体积的模拟地层水条件下，当悬浮物含量为15 mg/L时，渗透率低于5%，对岩心的伤害比较小;当悬浮物含量大于20 mg/L时，岩心渗透率的损失高于97%（图4），发生了很明显的伤害。因此，注入水中悬浮物含量应控制在15 mg/L以下。

外来液体里的固相颗粒会随着弯曲的多孔介质通道而移动，在孔隙内可能会发生沉积、滞留甚至是被捕获，也可能会在孔喉处发生架桥现象，最终会引起孔喉堵塞，使储层的渗透率和孔隙度降低，对储层造成损害。

5  微观评价

对比注入水伤害评价实验前后岩心微观扫描电镜照片（图5和图6），在注水后的照片中发现了悬浮物，堵塞了岩心，对渗流通道造成了影响。由此可知，注入水中悬浮物含量和悬浮物颗粒的粒径中值对储层渗透率具有较大影响，对该储层伤害的主要机理是外来液体的固相侵入。

6  结 论

（1）根据对岩石矿物组成所开展的研究，结合岩心室内流动实验，综合评价哈法亚油田MB1储层具有弱速敏、弱水敏、弱盐敏、弱酸敏、弱碱敏的特征。

（2）水锁和应力敏感性对哈法亚油田MB1储层的伤害很小。

（3）通过含有不同粒径颗粒的注入水对岩心进行伤害实验评价，发现注入水中悬浮颗粒粒径中值在3～5 μm时对储层伤害的程度影响非常大。

（4）在注入水对岩心伤害实验后的扫描电镜照片中发现有悬浮物的存在，该悬浮物会造成渗流通道的堵塞。因此认为对储层造成伤害的主要原因是注入水中较高的悬浮物含量和较大的悬浮物颗粒。所以针对该储层的注水开发，需要增强对水处理的工艺技术，对注入水应该做到严格控制其悬浮物的含量以及颗粒的粒径，以便于减小对储层的伤害，改善油田注水效果。

参考文献：

[1]刘大伟.川东北裂缝漏失性碳酸盐岩储层损害机理及保护技术研究[D].西南石油大学硕士学位论文，2006.

[2]吕爱民.碳酸盐岩缝洞型油藏油藏工程方法研究-以塔河油田为例[D].中国石油大学博士学位论文，2007.

[3]C.H.Arns. Pore Scale Characterisation of Carbonates using X-ray microtomography[R]. SPE90368，2004.

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[10]郑小敏，孙雷，王雷，等. 缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油机理物理模拟研究[J].西南石油大学学报：自然科学版，2010，32（2）：89-92.

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