低渗透砂砾岩油藏水敏伤害机理及注入水水源优选

王磊，张辉，彭小东，王攀荣，赵楠，储莎莎，汪新光，孔令辉

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

近年来中国探明石油地质储量中低渗透储量所占比例越来越高，其将是增储上产的主要资源基础。随着国内外石油需求的快速增长，油气勘探开发对象日趋复杂，储量品位越来越差，越来越多的低渗透油田投入开发[1-2]。目前，北部湾盆地乌石区尚未投入开发，已探明原油地质储量近亿吨，一半以上属于低渗透砂砾岩断块油藏。由于断块油藏天然能量有限，需要注水开发补充能量，并且储集层物性较差、产能较低、具有较强的水敏特征，注水开发过程中存在“注不进，采不出”的难题。

北部湾盆地乌石区低渗透砂砾岩储集层液测渗透率与气测渗透率的比值在0.001～0.295，较北部湾盆地其他类型油藏偏低[3]。同时，根据大量岩心水敏实验结果，储集层水敏伤害程度普遍大于 50%，属于中等偏强—强水敏。由于乌石区低渗透砂砾岩储集层黏土矿物含量较低，且膨胀性黏土矿物含量较少，因此，储集层水敏伤害机理并不仅仅是常规的黏土矿物膨胀。储集层水敏伤害机理认识不清将导致注入水水源难以选择，阻碍油田有效开发。此外，储集层水敏伤害导致低渗透砂砾岩油藏产能难以正确评价以及水驱油实验中不同矿化度注入水造成的储集层水敏伤害无法评价等问题亟待解决。

针对上述问题，本文利用基于全流度理论和大量水驱油实验结果建立的适合低渗透油藏的油水两相渗流能力评价参数[4]，分析不同矿化度注入水驱油实验效果，并结合驱替前后扫描电镜实验、黏土矿物X衍射实验、非线性渗流实验、核磁共振实验以及微粒运移抑制实验、岩心配伍性实验，进行低渗透砂砾岩油藏水敏伤害机理与改善水驱机理分析。同时，基于考虑有效驱动因子的广义达西公式和质量守恒定律，建立考虑流体低速非达西渗流与储集层应力敏感的油水两相流井产油量方程，定量评价水敏伤害导致的储集层物性和油水两相渗流能力变化对产能的影响，优选适合乌石区低渗透砂砾岩油藏的注入水水源。

1 理论基础

1.1 储集层水敏伤害机理

注入水对储集层伤害的机理主要包括黏土矿物水化作用和微粒运移。

1.1.1 黏土矿物水化作用

在地层岩石中黏土矿物普遍存在，当不配伍的外来流体与储集层中的黏土矿物接触后，黏土矿物发生水化作用，膨胀、分散、运移从而堵塞喉道，导致储集层产生水敏伤害[5]。黏土矿物水化作用包括内表面水化作用和渗透水化作用，作用机理主要是黏土颗粒依靠自身的电荷以及黏土矿物晶体的氧或氢氧中的氢与水分子中的氢或氧之间形成氢氧键吸附极性水分子，使水分子在黏土颗粒周围定向排列形成水化膜，并且由于黏土矿物晶体表面吸附的交换性阳离子也会吸附极性水分子，使水分子进入黏土矿物晶层间或在晶体表面产生定向排列形成水化膜[6]。

内表面水化作用又称“结晶膨胀”或“层间膨胀”，主要是黏土矿物晶层间存在的交换性阳离子吸附极性水分子形成水化膜。当交换性阳离子为Mg2+、K+、H+、Ca2+等时，黏土矿物晶片之间的吸引力较交换性阳离子为Na+时增加，产生水化膜的厚度小，水分子的定向排列规则。黏土矿物膨胀能力由大到小依次是蒙脱石、含膨胀层的混合层黏土、伊利石、高岭石[7]。

渗透水化作用即外表面水化，主要是低矿化度的外来流体进入地层导致黏土矿物颗粒周围形成定向水化膜增加双电层的静电斥力，把黏土矿物颗粒相互推开，使黏土矿物颗粒膨胀、分散、运移从而堵塞喉道。黏土矿物颗粒周围的半渗透膜的渗透平衡状态是控制黏土矿物外表面水化的主要因素[7]。

1.1.2 微粒运移

微粒运移主要包括外部微粒的侵入、滞留和油层内部微粒的释放、捕集。外部微粒主要为注入水中的微粒，油层内部微粒主要是黏土矿物和石英、长石等其他微粒。它们在水动力作用下或在化学与水动力的联合作用下释放、运移从而堵塞孔喉。

Al-Rasheedi等[8]在玻璃微观模型中通过流动和离心实验研究非布朗微粒运移的定量规律，发现临界流速随着pH值的增加和盐度的降低而降低，但盐度没有pH值的影响明显，并指出临界流速随着粒径的增加而降低；Leontaritis等[9]发现临界流速与流体性质有一定关系，例如 Berea砂岩在离子强度相同的条件下，用KCl测定的临界流速约为用NaCl和CaCl2测定值的5倍；Kartic等[10]用流动实验研究了Berea砂岩中高岭石矿物分散运移引起的水敏现象，发现临界盐度只与阳离子的种类有关，而与阴离子的种类和流速无关，二价阳离子的临界盐度很小，一价阳离子临界盐度随水合离子半径的减小而减小；Omar等[11]研究认为水敏伤害与黏土矿物中可交换阳离子的种类和含量有关，并根据实验数据分析认为增加可交换Mg2+含量、降低可交换Na+和Ca2+含量能够抑制水敏伤害。因此，低pH值、高盐度及高K+、Mg2+浓度有利于稳定微粒，抑制注水开发过程中储集层微粒运移，降低储集层水敏伤害。

1.2 油水两相渗流能力评价参数

对于多孔介质中的油水两相流动，每一相的流动能力可以用各自的流度来描述。为了描述油水两相渗流能力，2006年Li和Horne[12-15]建立了Li-Horne模型，并提出全流度参数；2019年王磊等[4]通过大量驱替实验数据和矿场生产数据论证全流度参数表征油水两相渗流能力的可靠性。全流度将油水两相看成整体，包含了描述多孔介质中流体流动的主要参数，其表达式如下[12-15]：

全流度可根据Li-Horne模型利用驱替实验数据计算得到[4]，基于 Li-Horne模型提出了一个新的产能指数公式[4,16]，该产能指数公式不仅包括了描述油藏岩石渗流能力的渗透率、相对渗透率，还考虑了油藏流体的性质（油水黏度）、油藏的相对储存能力（1-Swi）以及其他参数（如残余油饱和度Sor）的综合影响。新的产能指数表达式如下[4,16]：

根据Li-Horne模型和（2）式得到产油量与新的产能指数之间的关系为[4,16]：

1.3 低渗透水敏油藏产油量方程

描述低速非达西渗流规律的广义达西公式为[17]：

（4）式中，δ为有效驱动因子，其物理意义是在克服储集层低速非达西渗流阻力后所剩余的用于有效驱油的压力比率。

储集层应力敏感可利用渗透率与有效应力的指数关系表征[18-19]，即：

根据质量守恒定律，并引入拟压力变换式（见（6）式）[20]，建立考虑流体低速非达西渗流和储集层应力敏感的油水两相稳态渗流数学模型，如（7）式所示。

推导得到考虑流体低速非达西渗流和储集层应力敏感的油水两相流井的产油量方程为：

储集层水敏伤害对油藏产能的影响包括两个方面：①水敏伤害导致注水井附近和油水过渡带储集层物性变差，导致注水井的注入能力和能量传递速度降低，为保证注采平衡需要不断增加注水压差，但考虑储集层破裂压力限制，注水井的注入量和储集层波及速度受限，随着采油井的生产，由于地层能量无法及时补充导致地层压力不断下降，影响采油井产能，主要通过产油量方程中的油藏压力保持水平控制系数（a）进行控制；②采油井见水后，水敏伤害通过影响采油井附近储集层油水两相渗流能力影响采油井产能，主要通过产油量方程中的油、水两相相对渗透率（Kro、Krw）进行控制。

2 储集层水敏伤害机理实验

2.1 实验岩心参数与实验条件

表1中9块岩心样品取自北部湾盆地乌石区古近系始新统流沙港组低渗透砂砾岩油藏同一口探井的同一层位，且在整个乌石区具有较强的代表性。表2为不同驱替实验对应注入水的参数，实验所用原油黏度为4.0 mPa·s，原油密度为0.8 g/cm3。根据速敏实验确定合理驱替速度为0.3 mL/min，避免速敏现象干扰。

岩心样品 1—6用于储集层水敏伤害机理分析实验，实验条件为常温常压。驱替实验分注入水矿化度增加和注入水矿化度减小两种类型，前者是同一块岩心注入水依次为地层水、2倍矿化度地层水和3倍矿化度地层水的驱替实验，后者是同一块岩心注入水依次为地层水、1/2倍矿化度地层水和蒸馏水的驱替实验。同一块岩样做完一种矿化度注入水的驱替实验后，直接重新饱和油到初始束缚水饱和度后进行老化，然后再做下一种矿化度注入水的驱替实验。驱替实验用定流速的方式，累计注入孔隙体积倍数是6～8，驱替时间为2 h左右。

岩心样品7—9用于改善水驱实验，实验条件为地层温压。驱替实验注入水分别为地层水、地层水+KCl和地层水+KCl+MgCl2。驱替实验用定流速的方式，岩心样品7—9的累计注入孔隙体积倍数分别是100，204和215。

表1 岩心样品参数

表2 注入水参数

2.2 不同矿化度注入水驱油实验

利用岩心样品1和岩心样品2进行不同注入水矿化度下的水驱油实验，得到相渗曲线如图1所示。

图1 不同注入水矿化度下的相渗曲线

利用全流度参数和新定义的产能指数定量分析不同注入水矿化度下的相渗曲线变化。利用Li-Horne模型对不同矿化度注入水驱油实验的产油量与采出程度倒数的关系进行拟合，拟合效果均较好，相关系数均大于0.9。图2为岩心样品1在注入水为地层水条件下的拟合结果。

图2 产油量与采出程度倒数关系拟合结果（岩心样品1，地层水）

根据产油量与采出程度倒数关系的拟合结果，结合岩心和流体参数计算不同注入水矿化度下相渗曲线对应的全流度与产能指数，如表3所示。可以看出，在注入水矿化度减小的实验中，随着注入水矿化度的减小，无水采出程度、驱油效率、可动油饱和度、全流度和产能指数不断降低；在注入水矿化度增加的实验中，随着注入水矿化度的增加，驱油效率、可动油饱和度逐渐升高，注入水为 2倍矿化度地层水时无水采出程度、全流度和产能指数最高。水驱油实验的核心评价参数是产能指数和驱油效率，其中，产能指数与油藏产能相关，驱油效率与油藏采收率相关。综合分析认为注入水为2倍矿化度地层水时水驱油效果最好。

表3 不同矿化度注入水驱油实验评价参数表

2.3 水驱前后对比实验

为了进一步研究低渗透砂砾岩储集层水敏伤害机理，对岩心样品3—6进行不同矿化度注入水驱替实验，研究水驱前后岩心变化情况，主要实验包括：扫描电镜实验、黏土矿物X衍射实验、非线性渗流实验和核磁共振实验。其中，扫描电镜实验和黏度矿物X衍射实验是对岩心中某个局部进行观测分析，非线性渗流实验和核磁共振实验是对整个岩心进行分析。通过岩心局部和整体驱替前后的相关实验对比分析，综合确定乌石区低渗透砂砾岩储集层水敏伤害机理。

2.3.1 扫描电镜

图3为水驱前岩心样品3—6的扫描电镜结果。根据扫描电镜结果，可以看出，岩石空间结构良好，通道清晰可见，部分孔隙存在堵塞物，如岩心样品 4部分孔喉被伊利石堵塞，岩心样品 5晶体边界分布着大量石英晶体和长石且部分带有伊利石。说明乌石区低渗透砂砾岩储集层在原始状态下孔喉中存在黏土矿物、石英、长石等微粒，在驱替过程中易发生微粒运移伤害储集层。

图4为岩心样品3不同位置水驱前后扫描电镜结果，驱替过程注入水依次为地层水、1/2倍矿化度地层水、蒸馏水（注入水矿化度减小）。水驱前，孔隙分布清晰，岩石空间结构良好，孔隙及喉道发育充分，孔隙结构良好，喉道连接复杂，孔隙无堵塞物和脱落物，石英、长石分界鲜明并附有伊利石；水驱后，岩石碎屑颗粒分选较差，颗粒间被泥质等充填，岩石孔隙不发育，部分石英次生加大，颗粒间充填伊利石、少量方解石、蜂窝状伊/蒙混层等。

图3 岩心样品3—6水驱前扫描电镜结果

图4 岩心样品3水驱前后扫描电镜结果（注入水矿化度减小）

图5为岩心样品6不同位置水驱前后扫描电镜结果，驱替过程注入水依次为地层水、2倍矿化度地层水、3倍矿化度地层水（注入水矿化度增加）。水驱前，孔隙分布清晰，石英和长石错综分布，黏土矿物依附在孔隙周围，喉道连接一般，主要以片状长石形成孔道及大通径；水驱后，岩石碎屑颗粒分选较差，岩石孔隙少量发育，个别石英次生加大，部分颗粒边缘被溶蚀，颗粒间分布不规则状黏土等。

图5 岩心样品6水驱前后扫描电镜结果（注入水矿化度增加）

通过不同矿化度注入水驱替前后扫描电镜对比分析，发现岩心孔喉中存在一定的黏土矿物和碎屑微粒，在水驱过程中这些微粒膨胀、分散、运移从而堵塞喉道。对于注入水矿化度减小实验，水驱后发生较强的黏土矿物水化作用和微粒运移，造成较强的储集层水敏伤害；对于注入水矿化度增加实验，储集层发生一定程度的水敏伤害，但也存在一定程度的溶蚀作用。综合以上分析，增加注入水矿化度能够减缓储集层水敏伤害程度。

2.3.2 黏土矿物X衍射

表4为岩心样品 3—6水驱前后黏土矿物变化情况。需要说明的是，同一岩心水驱前后黏土矿物X衍射分析的取样位置不同。从表4中可以看出，水驱后较水驱前黏土矿物含量减少，说明水驱过程中黏土矿物微粒存在一定程度的运移；注入水矿化度减小（岩心样品3和4）的实验中水驱后伊蒙混层含量较水驱前增加，而注入水矿化度增加（岩心样品5和6）的实验中水驱后伊蒙混层含量较水驱前减小或持平。伊蒙混层的水化作用较强，增加注入水矿化度能够抑制伊蒙混层水化作用。

表4 水驱前后黏土矿物变化情况

2.3.3 非线性渗流

对岩心样品3—6进行不同注入水矿化度条件下的非线性渗流实验，利用达西公式、考虑有效驱动因子的广义达西公式和拟启动压力公式对实验数据进行拟合，发现考虑有效驱动因子的广义达西公式拟合效果最好（见图6）。根据（4）式拟合得到岩心样品 3—6在不同矿化度注入水驱替下的启动压力梯度（见图7）和有效渗透率（见图8）。分析认为，随着注入水矿化度增加，启动压力梯度降低，说明增加注入水矿化度可减小储集层微小孔喉和黏土矿物对流体流动的影响；随着注入水矿化度增加，有效渗透率增加，说明增加注入水矿化度能够改善储集层物性。

图6 流体的非线性渗流实验拟合结果（岩心样品3，地层水）

图7 启动压力梯度拟合结果

图8 有效渗透率拟合结果

2.3.4 核磁共振

为了进一步研究不同矿化度注入水对储集层微观孔隙的影响，对岩心样品3—6进行了不同驱替条件下的核磁共振实验，如图9所示。根据区域规律将微观孔隙划分为大孔、中孔和微孔，其中，大孔对应T2值（横向弛豫时间）大于 86.40 ms，中孔对应T2值在11.57～86.40 ms，微孔对应T2值小于11.57 ms。微孔属于不可动孔隙，大孔、中孔属于可动孔隙。从图9和表5可以看出，随着注入水矿化度增加，可动流体饱和度增加；根据孔隙变化规律，在注入水为 2倍矿化度地层水时大孔比例最高。低渗透储集层中不占大多数的大孔喉对渗流能力所起作用不可低估，这些少量的大孔喉起到了类似裂缝的作用[16]。

非线性渗流实验结果表明注入水矿化度越高储集层有效渗透率越高，而水驱油实验结果表明注入水为2倍矿化度地层水时描述油水两相渗流能力的全流度和产能指数值最高。根据核磁共振实验结果，注入水为2倍矿化度地层水时大孔比例最高，进一步证实了全流度和产能指数能够更好地表征低渗透储集层流体的渗流能力。

储集层中黏土矿物水化和微粒运移共同作用堵塞喉道导致大孔变中孔、中孔变微孔，随着注入水矿化度减小，这种现象越来越突出。注入水为 3倍矿化度地层水时，虽然岩心的可动流体饱和度最高，但是大孔较注入水为 2倍矿化度地层水时出现了下降，一部分大孔转化为中孔，原因是 3倍矿化度地层水中用于中和黏土矿物中的负电荷和作为交换阳离子后剩余的Ca2+、Mg2+较多，其与储集层中的 CO32-反应生成CaCO3和MgCO3沉淀堵塞大孔。

2.4 微粒运移抑制实验

为了验证注入水中的 K+和 Mg2+能够抑制注水开发过程中储集层微粒运移堵塞喉道、降低储集层水敏伤害的认识，设计注入水分别为地层水、地层水+KCl和地层水+KCl+MgCl2的驱替实验。实验岩心分别为样品7、样品8、样品9，实验结果如图10所示。

不同矿化度注入水驱油实验中 2倍矿化度地层水的矿化度为37 000 mg/L，也就是说2倍矿化度地层水的矿化度和地层水+KCL、地层水+KCl+MgCl2的矿化度基本相同（见表2）。对于岩心样品 7，注入水为地层水，驱替渗透率与初始渗透率比值在0.926～0.992，平均值为0.951，即使注入水为2倍矿化度地层水，该值增加幅度也很小；对于岩心样品8，注入水为地层水+KCL，驱替渗透率与初始渗透率比值在1.00～1.59，平均值为 1.45；对于岩心样品 9，注入水为地层水+KCl+MgCl2，驱替渗透率与初始渗透率比值在 1.00～1.68，平均值为1.56。也就是说，在消除矿化度的影响后，增加K+和Mg2+能够有效改善储集层渗流能力。

图9 不同水驱条件下的核磁共振结果

表5 不同注入水矿化度下的岩心样品孔隙分布

图10 微粒运移抑制实验结果（驱替渗透率是指某种注入水单相驱替岩心过程中测得的渗透率，通过测定某一注入孔隙体积倍数下岩心入口端与出口端压力及出口端流体流速，结合岩心参数，利用考虑低速非线性渗流的广义达西公式（（4）式）计算得到）

2.5 乌石区储集层水敏伤害机理与改善水驱机理

根据全岩资料和黏土矿物X衍射资料，乌石区低渗透砂砾岩储集层黏土矿物含量为 4.6%～13.0%，平均7.3%，伊蒙混层、伊利石、高岭石、绿泥石的相对含量分别为22.4%，46.4%，27.4%和3.8%，伊蒙混层的层间比为10%～25%。通过大量水敏实验得到储集层水敏伤害程度为43.5%～93.0%，水敏伤害程度普遍大于50%，属于中等偏强—强水敏储集层。虽然乌石区低渗透砂砾岩储集层中黏土矿物含量并不高，但存在一定量的膨胀性黏土矿物（如伊蒙混层），并且根据岩心样品驱替前扫描电镜分析结果，储集层中存在一定量的石英、长石、黏土矿物等碎屑微粒。基于储集层水敏伤害机理和实验分析结果，认为乌石区低渗透砂砾岩储集层水敏伤害机理包括黏土矿物水化作用和微粒运移。

根据不同矿化度注入水驱替实验及相关配套实验结果，认为增加注入水矿化度能够降低储集层水敏伤害，其机理包括：①增加注入水矿化度，能够保持黏土矿物颗粒周围半渗透膜的渗透平衡状态，降低黏土矿物的渗透性水化作用；②增加注入水矿化度，其中的阳离子也相应增加，阳离子吸附、中和黏土矿物表面和晶层间的负电荷，减小黏土矿物扩散双电层厚度和Zeta电位，抑制了负电荷与水合阳离子的吸附，达到防膨和稳定黏土矿物的作用。

为了改善水驱开发效果，进一步降低储集层水敏伤害，进行微粒运移抑制实验，结果表明增加K+、Mg2+能够有效改善储集层渗流能力，其机理包括：①当交换性阳离子为Mg2+、K+、H+、Ca2+等时，黏土晶片之间的吸引力较交换性阳离子为Na+时增加，产生水化膜的厚度小，水分子的定向排列规则；②K+的直径为0.26 nm，与黏土矿物表面由6个氧原子围成的内切直径为0.28 nm的六角空间相匹配，使它易于进入此空间且不易释出，有效地中和表面负电荷。

此外，二价阳离子（特别是 Ca2+、Mg2+）含量较高时，用于中和黏土矿物中的负电荷和作为交换阳离子后剩余的 Ca2+、Mg2+较多，其与储集层中的 CO32-反应生成CaCO3和MgCO3沉淀堵塞大孔。由于低渗透储集层中不占大多数的大孔喉对渗流能力所起作用不可低估，这些少量的大孔喉起到了类似裂缝的作用。这是不同矿化度水驱油实验中注入水为 2倍矿化度地层水时的岩心渗流能力好于注入水为 3倍矿化度地层水时的岩心渗流能力的原因。

3 注入水水源优选

3.1 水敏伤害对产能影响的定量评价

基于前文中分析的储集层水敏伤害对油藏产能的影响，结合考虑流体低速非达西渗流和储集层应力敏感的油水两相流井的产油量方程，分别定量分析油藏压力保持水平和油、水两相相对渗透率变化对油藏产能的影响。

图11为井底流压为30%原始地层压力时不同地层压力保持水平下的产能与含水率关系。采油井产能随油藏压力保持水平的降低而降低，因此，低渗透砂砾岩油藏保压开发能够取得较好的产能。

图11 不同油藏压力保持水平下产能与含水率关系

根据岩心样品 1的相渗曲线，利用产油量方程计算得到井底流压为 30%原始地层压力和油藏压力保持水平为 100%时不同矿化度注入水对应的产能与含水率关系如图12所示。可以发现，储集层水敏通过影响采油井附近储集层油水两相渗流能力影响油藏产能。

图12 不同矿化度注入水对应的产能与含水率关系

储集层水敏通过综合影响油藏压力保持水平和见水后采油井附近储集层油水两相渗流能力影响油藏产能。因此，选择合适的注入水水源和严格控制注入水水质标准以确保地层能量持续补充与储集层流体渗流能力不受影响对低渗透砂砾岩油藏的开发至关重要。

3.2 注入水水源优选

海上油田注入水水源一般选择海水、纳滤海水或浅层地层水，矿化度普遍较高，且乌石区低渗透砂砾岩储集层膨胀性黏土矿物含量不高。因此，在实际生产中储集层水敏伤害以渗透水化作用和微粒运移为主，并且增加注入水中K+和Mg2+能够有效抑制黏土矿物的渗透水化作用，降低微粒运移对储集层的伤害。

乌石区低渗透砂砾岩油藏可用注入水水源包括：海水、纳滤海水、浅层古近系渐新统涠洲组地层水，矿化度分别为33 583，23 593和48 631 mg/L。图13为 3种注入水对应的岩心动态配伍性实验结果，所用岩心均为乌石区具有代表性的低渗透砂砾岩油藏岩心样品。其中，浅层涠洲组地层水的K+含量最高，二价阳离子（如Mg2+、Ca2+）占阳离子总量的比例（8.6%）介于纳滤海水和海水之间，矿化度最高，因此，浅层涠洲组地层水对应的岩心动态配伍性最好；海水对应的岩心动态配伍性最差，主要原因是二价阳离子占阳离子总量的比例达到13.1%，在水驱过程中用于中和黏土矿物中的负电荷和作为交换阳离子后剩余的 Ca2+、Mg2+较多，其与储集层中的 CO32-反应生成 CaCO3和MgCO3沉淀堵塞孔喉，导致储集层物性变差，并且K+含量不高；纳滤海水的二价阳离子占阳离子总量的比例仅 0.4%，且 K+含量与海水相差不大，虽然未产生CaCO3和MgCO3沉淀，但缺乏改善水驱效果的阳离子（如 K+、Mg2+），其对应的岩心动态配伍性结果介于海水和浅层涠洲组地层水之间。综合以上分析，乌石区低渗透砂砾岩油藏选择浅层涠洲组地层水作为注入水水源。

图13 3种注入水对应的岩心动态配伍性实验结果

4 结论

利用全流度理论评价不同矿化度注入水驱油实验效果，发现注入水为 2倍矿化度地层水时储集层渗流能力最强。结合不同矿化度注入水驱替前后扫描电镜、黏土矿物X衍射、非线性渗流与核磁共振实验对比结果和微粒运移抑制实验结果，分析认为乌石区低渗透砂砾岩储集层水敏伤害机理为黏土矿物水化作用和微粒运移，通过增加注入水中阳离子（特别是K+、Mg2+）能够有效改善储集层渗流能力。

储集层水敏伤害对油藏产能的影响主要包括影响注水井的注入能力与能量传递速度导致油藏压力下降和见水后影响采油井附近储集层油水两相渗流能力。基于考虑有效驱动因子的广义达西公式和质量守恒定律，建立考虑流体低速非达西渗流和储集层应力敏感的油水两相流井的产油量方程，可定量分析储集层水敏伤害对低渗透油藏产能的影响。基于海水、纳滤海水、浅层涠洲组地层水对应的岩心动态配伍性实验结果，结合乌石区低渗透砂砾岩储集层水敏伤害机理与改善水驱机理分析结果，选择浅层涠洲组地层水作为乌石区低渗透砂砾岩油藏的注入水水源。

符号注释：

a——油藏压力保持水平控制系数；A——岩心横截面积，m2；b0——重力相关系数，10-12m3/s；Bo，Bw——油相和水相体积系数，m3/m3；g——重力加速度，m/s2；G——启动压力梯度，MPa/m；h——油层有效厚度，m；Ip——产能指数，10-3μm2/（mPa·s）；K——目前地层压力下的有效渗透率，10-3μm2；Kabs——绝对渗透率，10-3μm2；Kinit——原始地层压力下的有效渗透率，10-3μm2；Knw*——非润湿相在1-Swf下的有效渗透率，10-3μm2；Kr——相对渗透率，f；Kro，Krw——油相和水相相对渗透率，f；Kw*——水（或润湿相）在Swf下的有效渗透率，10-3μm2；L——岩心长度，m；m（apinit）——地层压力下的油水两相渗流的拟压力，1012kg/（m3·s）；m（pwf）——井底流压下的油水两相渗流的拟压力，1012kg/（m3·s）；m（r）——距离井筒r处的油水两相渗流的拟压力，1012kg/（m3·s）；Me*——Swf下的两相全流度，10-3μm2/（mPa·s）；Mnw*——非润湿相在 1-Swf下的单相流度，10-3μm2/（mPa·s）；Mw*——水（或润湿相）在Swf下的单相流度，10-3μm2/（mPa·s）；p——目前地层压力，MPa；▽p——压力梯度，MPa/m；Δp——生产压差，MPa；pc*——在Swf下的毛管压力，Pa；pinit——原始地层压力，MPa；pm——大气压力，MPa；pwf——井底流压，MPa；qo，qw——产油量和产水量，10-3m3/s；qoL——驱替实验在Swf下的产油量，10-12m3/s；r——与井筒的距离，m；re——泄流半径，m；rw——井筒半径，m；R——岩心驱替实验的采收率，f；Sor——残余油饱和度，f；Swf——某一时刻的含水（或润湿相）饱和度，f；Swi——初始含水（或润湿相）饱和度，f；ν——流体流速矢量，10-6m/s；αk——渗透率变化系数，MPa-1，表征储集层应力敏感性大小；αk*——表观渗透率变化系数，10-12（m3·s）/kg；δ——有效驱动因子；δo，δw——油相和水相有效驱动因子；μ——流体黏度，mPa·s；μnw——非润湿相黏度，mPa·s；μo——油相黏度，mPa·s；μw——水（或润湿相）黏度，mPa·s；ξ（r）——距离井筒r处的油水两相渗流的拟压力变换参数，1012kg/（m3·s）；ξ（re）——边界处的油水两相渗流的拟压力变换参数，1012kg/（m3·s）；ξ（rw）——井底处的油水两相渗流的拟压力变换参数，1012kg/（m3·s）；ξinit——地层压力下的油水两相渗流的拟压力变换参数，1012kg/（m3·s）；ξwf——井底流压下的油水两相渗流的拟压力变换参数，1012kg/（m3·s）；ρo，ρw——油相和水相密度，kg/m3；Δρ——润湿相与非润湿相的密度差，kg/m3。