王磊，張輝，彭小東，王攀榮，趙楠，儲(chǔ)莎莎，汪新光，孔令輝

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057；2.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

近年來中國(guó)探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量中低滲透儲(chǔ)量所占比例越來越高，其將是增儲(chǔ)上產(chǎn)的主要資源基礎(chǔ)。隨著國(guó)內(nèi)外石油需求的快速增長(zhǎng)，油氣勘探開發(fā)對(duì)象日趨復(fù)雜，儲(chǔ)量品位越來越差，越來越多的低滲透油田投入開發(fā)[1-2]。目前，北部灣盆地烏石區(qū)尚未投入開發(fā)，已探明原油地質(zhì)儲(chǔ)量近億噸，一半以上屬于低滲透砂礫巖斷塊油藏。由于斷塊油藏天然能量有限，需要注水開發(fā)補(bǔ)充能量，并且儲(chǔ)集層物性較差、產(chǎn)能較低、具有較強(qiáng)的水敏特征，注水開發(fā)過程中存在“注不進(jìn)，采不出”的難題。

北部灣盆地烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲(chǔ)集層液測(cè)滲透率與氣測(cè)滲透率的比值在0.001～0.295，較北部灣盆地其他類型油藏偏低[3]。同時(shí)，根據(jù)大量巖心水敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果，儲(chǔ)集層水敏傷害程度普遍大于 50%，屬于中等偏強(qiáng)—強(qiáng)水敏。由于烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲(chǔ)集層黏土礦物含量較低，且膨脹性黏土礦物含量較少，因此，儲(chǔ)集層水敏傷害機(jī)理并不僅僅是常規(guī)的黏土礦物膨脹。儲(chǔ)集層水敏傷害機(jī)理認(rèn)識(shí)不清將導(dǎo)致注入水水源難以選擇，阻礙油田有效開發(fā)。此外，儲(chǔ)集層水敏傷害導(dǎo)致低滲透砂礫巖油藏產(chǎn)能難以正確評(píng)價(jià)以及水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中不同礦化度注入水造成的儲(chǔ)集層水敏傷害無法評(píng)價(jià)等問題亟待解決。

針對(duì)上述問題，本文利用基于全流度理論和大量水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果建立的適合低滲透油藏的油水兩相滲流能力評(píng)價(jià)參數(shù)[4]，分析不同礦化度注入水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)效果，并結(jié)合驅(qū)替前后掃描電鏡實(shí)驗(yàn)、黏土礦物X衍射實(shí)驗(yàn)、非線性滲流實(shí)驗(yàn)、核磁共振實(shí)驗(yàn)以及微粒運(yùn)移抑制實(shí)驗(yàn)、巖心配伍性實(shí)驗(yàn)，進(jìn)行低滲透砂礫巖油藏水敏傷害機(jī)理與改善水驅(qū)機(jī)理分析。同時(shí)，基于考慮有效驅(qū)動(dòng)因子的廣義達(dá)西公式和質(zhì)量守恒定律，建立考慮流體低速非達(dá)西滲流與儲(chǔ)集層應(yīng)力敏感的油水兩相流井產(chǎn)油量方程，定量評(píng)價(jià)水敏傷害導(dǎo)致的儲(chǔ)集層物性和油水兩相滲流能力變化對(duì)產(chǎn)能的影響，優(yōu)選適合烏石區(qū)低滲透砂礫巖油藏的注入水水源。

1 理論基礎(chǔ)

1.1 儲(chǔ)集層水敏傷害機(jī)理

注入水對(duì)儲(chǔ)集層傷害的機(jī)理主要包括黏土礦物水化作用和微粒運(yùn)移。

1.1.1 黏土礦物水化作用

在地層巖石中黏土礦物普遍存在，當(dāng)不配伍的外來流體與儲(chǔ)集層中的黏土礦物接觸后，黏土礦物發(fā)生水化作用，膨脹、分散、運(yùn)移從而堵塞喉道，導(dǎo)致儲(chǔ)集層產(chǎn)生水敏傷害[5]。黏土礦物水化作用包括內(nèi)表面水化作用和滲透水化作用，作用機(jī)理主要是黏土顆粒依靠自身的電荷以及黏土礦物晶體的氧或氫氧中的氫與水分子中的氫或氧之間形成氫氧鍵吸附極性水分子，使水分子在黏土顆粒周圍定向排列形成水化膜，并且由于黏土礦物晶體表面吸附的交換性陽(yáng)離子也會(huì)吸附極性水分子，使水分子進(jìn)入黏土礦物晶層間或在晶體表面產(chǎn)生定向排列形成水化膜[6]。

內(nèi)表面水化作用又稱“結(jié)晶膨脹”或“層間膨脹”，主要是黏土礦物晶層間存在的交換性陽(yáng)離子吸附極性水分子形成水化膜。當(dāng)交換性陽(yáng)離子為Mg2+、K+、H+、Ca2+等時(shí)，黏土礦物晶片之間的吸引力較交換性陽(yáng)離子為Na+時(shí)增加，產(chǎn)生水化膜的厚度小，水分子的定向排列規(guī)則。黏土礦物膨脹能力由大到小依次是蒙脫石、含膨脹層的混合層黏土、伊利石、高嶺石[7]。

滲透水化作用即外表面水化，主要是低礦化度的外來流體進(jìn)入地層導(dǎo)致黏土礦物顆粒周圍形成定向水化膜增加雙電層的靜電斥力，把黏土礦物顆粒相互推開，使黏土礦物顆粒膨脹、分散、運(yùn)移從而堵塞喉道。黏土礦物顆粒周圍的半滲透膜的滲透平衡狀態(tài)是控制黏土礦物外表面水化的主要因素[7]。

1.1.2 微粒運(yùn)移

微粒運(yùn)移主要包括外部微粒的侵入、滯留和油層內(nèi)部微粒的釋放、捕集。外部微粒主要為注入水中的微粒，油層內(nèi)部微粒主要是黏土礦物和石英、長(zhǎng)石等其他微粒。它們?cè)谒畡?dòng)力作用下或在化學(xué)與水動(dòng)力的聯(lián)合作用下釋放、運(yùn)移從而堵塞孔喉。

Al-Rasheedi等[8]在玻璃微觀模型中通過流動(dòng)和離心實(shí)驗(yàn)研究非布朗微粒運(yùn)移的定量規(guī)律，發(fā)現(xiàn)臨界流速隨著pH值的增加和鹽度的降低而降低，但鹽度沒有pH值的影響明顯，并指出臨界流速隨著粒徑的增加而降低；Leontaritis等[9]發(fā)現(xiàn)臨界流速與流體性質(zhì)有一定關(guān)系，例如 Berea砂巖在離子強(qiáng)度相同的條件下，用KCl測(cè)定的臨界流速約為用NaCl和CaCl2測(cè)定值的5倍；Kartic等[10]用流動(dòng)實(shí)驗(yàn)研究了Berea砂巖中高嶺石礦物分散運(yùn)移引起的水敏現(xiàn)象，發(fā)現(xiàn)臨界鹽度只與陽(yáng)離子的種類有關(guān)，而與陰離子的種類和流速無關(guān)，二價(jià)陽(yáng)離子的臨界鹽度很小，一價(jià)陽(yáng)離子臨界鹽度隨水合離子半徑的減小而減?。籓mar等[11]研究認(rèn)為水敏傷害與黏土礦物中可交換陽(yáng)離子的種類和含量有關(guān)，并根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析認(rèn)為增加可交換Mg2+含量、降低可交換Na+和Ca2+含量能夠抑制水敏傷害。因此，低pH值、高鹽度及高K+、Mg2+濃度有利于穩(wěn)定微粒，抑制注水開發(fā)過程中儲(chǔ)集層微粒運(yùn)移，降低儲(chǔ)集層水敏傷害。

1.2 油水兩相滲流能力評(píng)價(jià)參數(shù)

對(duì)于多孔介質(zhì)中的油水兩相流動(dòng)，每一相的流動(dòng)能力可以用各自的流度來描述。為了描述油水兩相滲流能力，2006年Li和Horne[12-15]建立了Li-Horne模型，并提出全流度參數(shù)；2019年王磊等[4]通過大量驅(qū)替實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和礦場(chǎng)生產(chǎn)數(shù)據(jù)論證全流度參數(shù)表征油水兩相滲流能力的可靠性。全流度將油水兩相看成整體，包含了描述多孔介質(zhì)中流體流動(dòng)的主要參數(shù)，其表達(dá)式如下[12-15]：

全流度可根據(jù)Li-Horne模型利用驅(qū)替實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)計(jì)算得到[4]，基于 Li-Horne模型提出了一個(gè)新的產(chǎn)能指數(shù)公式[4,16]，該產(chǎn)能指數(shù)公式不僅包括了描述油藏巖石滲流能力的滲透率、相對(duì)滲透率，還考慮了油藏流體的性質(zhì)（油水黏度）、油藏的相對(duì)儲(chǔ)存能力（1-Swi）以及其他參數(shù)（如殘余油飽和度Sor）的綜合影響。新的產(chǎn)能指數(shù)表達(dá)式如下[4,16]：

根據(jù)Li-Horne模型和（2）式得到產(chǎn)油量與新的產(chǎn)能指數(shù)之間的關(guān)系為[4,16]：

1.3 低滲透水敏油藏產(chǎn)油量方程

描述低速非達(dá)西滲流規(guī)律的廣義達(dá)西公式為[17]：

（4）式中，δ為有效驅(qū)動(dòng)因子，其物理意義是在克服儲(chǔ)集層低速非達(dá)西滲流阻力后所剩余的用于有效驅(qū)油的壓力比率。

儲(chǔ)集層應(yīng)力敏感可利用滲透率與有效應(yīng)力的指數(shù)關(guān)系表征[18-19]，即：

根據(jù)質(zhì)量守恒定律，并引入擬壓力變換式（見（6）式）[20]，建立考慮流體低速非達(dá)西滲流和儲(chǔ)集層應(yīng)力敏感的油水兩相穩(wěn)態(tài)滲流數(shù)學(xué)模型，如（7）式所示。

推導(dǎo)得到考慮流體低速非達(dá)西滲流和儲(chǔ)集層應(yīng)力敏感的油水兩相流井的產(chǎn)油量方程為：

儲(chǔ)集層水敏傷害對(duì)油藏產(chǎn)能的影響包括兩個(gè)方面：①水敏傷害導(dǎo)致注水井附近和油水過渡帶儲(chǔ)集層物性變差，導(dǎo)致注水井的注入能力和能量傳遞速度降低，為保證注采平衡需要不斷增加注水壓差，但考慮儲(chǔ)集層破裂壓力限制，注水井的注入量和儲(chǔ)集層波及速度受限，隨著采油井的生產(chǎn)，由于地層能量無法及時(shí)補(bǔ)充導(dǎo)致地層壓力不斷下降，影響采油井產(chǎn)能，主要通過產(chǎn)油量方程中的油藏壓力保持水平控制系數(shù)（a）進(jìn)行控制；②采油井見水后，水敏傷害通過影響采油井附近儲(chǔ)集層油水兩相滲流能力影響采油井產(chǎn)能，主要通過產(chǎn)油量方程中的油、水兩相相對(duì)滲透率（Kro、Krw）進(jìn)行控制。

2 儲(chǔ)集層水敏傷害機(jī)理實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)巖心參數(shù)與實(shí)驗(yàn)條件

表1中9塊巖心樣品取自北部灣盆地烏石區(qū)古近系始新統(tǒng)流沙港組低滲透砂礫巖油藏同一口探井的同一層位，且在整個(gè)烏石區(qū)具有較強(qiáng)的代表性。表2為不同驅(qū)替實(shí)驗(yàn)對(duì)應(yīng)注入水的參數(shù)，實(shí)驗(yàn)所用原油黏度為4.0 mPa·s，原油密度為0.8 g/cm3。根據(jù)速敏實(shí)驗(yàn)確定合理驅(qū)替速度為0.3 mL/min，避免速敏現(xiàn)象干擾。

巖心樣品 1—6用于儲(chǔ)集層水敏傷害機(jī)理分析實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)條件為常溫常壓。驅(qū)替實(shí)驗(yàn)分注入水礦化度增加和注入水礦化度減小兩種類型，前者是同一塊巖心注入水依次為地層水、2倍礦化度地層水和3倍礦化度地層水的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，后者是同一塊巖心注入水依次為地層水、1/2倍礦化度地層水和蒸餾水的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。同一塊巖樣做完一種礦化度注入水的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)后，直接重新飽和油到初始束縛水飽和度后進(jìn)行老化，然后再做下一種礦化度注入水的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。驅(qū)替實(shí)驗(yàn)用定流速的方式，累計(jì)注入孔隙體積倍數(shù)是6～8，驅(qū)替時(shí)間為2 h左右。

巖心樣品7—9用于改善水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)條件為地層溫壓。驅(qū)替實(shí)驗(yàn)注入水分別為地層水、地層水+KCl和地層水+KCl+MgCl2。驅(qū)替實(shí)驗(yàn)用定流速的方式，巖心樣品7—9的累計(jì)注入孔隙體積倍數(shù)分別是100，204和215。

表1 巖心樣品參數(shù)

表2 注入水參數(shù)

2.2 不同礦化度注入水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

利用巖心樣品1和巖心樣品2進(jìn)行不同注入水礦化度下的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，得到相滲曲線如圖1所示。

圖1 不同注入水礦化度下的相滲曲線

利用全流度參數(shù)和新定義的產(chǎn)能指數(shù)定量分析不同注入水礦化度下的相滲曲線變化。利用Li-Horne模型對(duì)不同礦化度注入水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的產(chǎn)油量與采出程度倒數(shù)的關(guān)系進(jìn)行擬合，擬合效果均較好，相關(guān)系數(shù)均大于0.9。圖2為巖心樣品1在注入水為地層水條件下的擬合結(jié)果。

圖2 產(chǎn)油量與采出程度倒數(shù)關(guān)系擬合結(jié)果（巖心樣品1，地層水）

根據(jù)產(chǎn)油量與采出程度倒數(shù)關(guān)系的擬合結(jié)果，結(jié)合巖心和流體參數(shù)計(jì)算不同注入水礦化度下相滲曲線對(duì)應(yīng)的全流度與產(chǎn)能指數(shù)，如表3所示?？梢钥闯觯谧⑷胨V化度減小的實(shí)驗(yàn)中，隨著注入水礦化度的減小，無水采出程度、驅(qū)油效率、可動(dòng)油飽和度、全流度和產(chǎn)能指數(shù)不斷降低；在注入水礦化度增加的實(shí)驗(yàn)中，隨著注入水礦化度的增加，驅(qū)油效率、可動(dòng)油飽和度逐漸升高，注入水為 2倍礦化度地層水時(shí)無水采出程度、全流度和產(chǎn)能指數(shù)最高。水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的核心評(píng)價(jià)參數(shù)是產(chǎn)能指數(shù)和驅(qū)油效率，其中，產(chǎn)能指數(shù)與油藏產(chǎn)能相關(guān)，驅(qū)油效率與油藏采收率相關(guān)。綜合分析認(rèn)為注入水為2倍礦化度地層水時(shí)水驅(qū)油效果最好。

表3 不同礦化度注入水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)參數(shù)表

2.3 水驅(qū)前后對(duì)比實(shí)驗(yàn)

為了進(jìn)一步研究低滲透砂礫巖儲(chǔ)集層水敏傷害機(jī)理，對(duì)巖心樣品3—6進(jìn)行不同礦化度注入水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，研究水驅(qū)前后巖心變化情況，主要實(shí)驗(yàn)包括：掃描電鏡實(shí)驗(yàn)、黏土礦物X衍射實(shí)驗(yàn)、非線性滲流實(shí)驗(yàn)和核磁共振實(shí)驗(yàn)。其中，掃描電鏡實(shí)驗(yàn)和黏度礦物X衍射實(shí)驗(yàn)是對(duì)巖心中某個(gè)局部進(jìn)行觀測(cè)分析，非線性滲流實(shí)驗(yàn)和核磁共振實(shí)驗(yàn)是對(duì)整個(gè)巖心進(jìn)行分析。通過巖心局部和整體驅(qū)替前后的相關(guān)實(shí)驗(yàn)對(duì)比分析，綜合確定烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲(chǔ)集層水敏傷害機(jī)理。

2.3.1 掃描電鏡

圖3為水驅(qū)前巖心樣品3—6的掃描電鏡結(jié)果。根據(jù)掃描電鏡結(jié)果，可以看出，巖石空間結(jié)構(gòu)良好，通道清晰可見，部分孔隙存在堵塞物，如巖心樣品 4部分孔喉被伊利石堵塞，巖心樣品 5晶體邊界分布著大量石英晶體和長(zhǎng)石且部分帶有伊利石。說明烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲(chǔ)集層在原始狀態(tài)下孔喉中存在黏土礦物、石英、長(zhǎng)石等微粒，在驅(qū)替過程中易發(fā)生微粒運(yùn)移傷害儲(chǔ)集層。

圖4為巖心樣品3不同位置水驅(qū)前后掃描電鏡結(jié)果，驅(qū)替過程注入水依次為地層水、1/2倍礦化度地層水、蒸餾水（注入水礦化度減?。?。水驅(qū)前，孔隙分布清晰，巖石空間結(jié)構(gòu)良好，孔隙及喉道發(fā)育充分，孔隙結(jié)構(gòu)良好，喉道連接復(fù)雜，孔隙無堵塞物和脫落物，石英、長(zhǎng)石分界鮮明并附有伊利石；水驅(qū)后，巖石碎屑顆粒分選較差，顆粒間被泥質(zhì)等充填，巖石孔隙不發(fā)育，部分石英次生加大，顆粒間充填伊利石、少量方解石、蜂窩狀伊/蒙混層等。

圖3 巖心樣品3—6水驅(qū)前掃描電鏡結(jié)果

圖4 巖心樣品3水驅(qū)前后掃描電鏡結(jié)果（注入水礦化度減?。?/p>

圖5為巖心樣品6不同位置水驅(qū)前后掃描電鏡結(jié)果，驅(qū)替過程注入水依次為地層水、2倍礦化度地層水、3倍礦化度地層水（注入水礦化度增加）。水驅(qū)前，孔隙分布清晰，石英和長(zhǎng)石錯(cuò)綜分布，黏土礦物依附在孔隙周圍，喉道連接一般，主要以片狀長(zhǎng)石形成孔道及大通徑；水驅(qū)后，巖石碎屑顆粒分選較差，巖石孔隙少量發(fā)育，個(gè)別石英次生加大，部分顆粒邊緣被溶蝕，顆粒間分布不規(guī)則狀黏土等。

圖5 巖心樣品6水驅(qū)前后掃描電鏡結(jié)果（注入水礦化度增加）

通過不同礦化度注入水驅(qū)替前后掃描電鏡對(duì)比分析，發(fā)現(xiàn)巖心孔喉中存在一定的黏土礦物和碎屑微粒，在水驅(qū)過程中這些微粒膨脹、分散、運(yùn)移從而堵塞喉道。對(duì)于注入水礦化度減小實(shí)驗(yàn)，水驅(qū)后發(fā)生較強(qiáng)的黏土礦物水化作用和微粒運(yùn)移，造成較強(qiáng)的儲(chǔ)集層水敏傷害；對(duì)于注入水礦化度增加實(shí)驗(yàn)，儲(chǔ)集層發(fā)生一定程度的水敏傷害，但也存在一定程度的溶蝕作用。綜合以上分析，增加注入水礦化度能夠減緩儲(chǔ)集層水敏傷害程度。

2.3.2 黏土礦物X衍射

表4為巖心樣品 3—6水驅(qū)前后黏土礦物變化情況。需要說明的是，同一巖心水驅(qū)前后黏土礦物X衍射分析的取樣位置不同。從表4中可以看出，水驅(qū)后較水驅(qū)前黏土礦物含量減少，說明水驅(qū)過程中黏土礦物微粒存在一定程度的運(yùn)移；注入水礦化度減?。◣r心樣品3和4）的實(shí)驗(yàn)中水驅(qū)后伊蒙混層含量較水驅(qū)前增加，而注入水礦化度增加（巖心樣品5和6）的實(shí)驗(yàn)中水驅(qū)后伊蒙混層含量較水驅(qū)前減小或持平。伊蒙混層的水化作用較強(qiáng)，增加注入水礦化度能夠抑制伊蒙混層水化作用。

表4 水驅(qū)前后黏土礦物變化情況

2.3.3 非線性滲流

對(duì)巖心樣品3—6進(jìn)行不同注入水礦化度條件下的非線性滲流實(shí)驗(yàn)，利用達(dá)西公式、考慮有效驅(qū)動(dòng)因子的廣義達(dá)西公式和擬啟動(dòng)壓力公式對(duì)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，發(fā)現(xiàn)考慮有效驅(qū)動(dòng)因子的廣義達(dá)西公式擬合效果最好（見圖6）。根據(jù)（4）式擬合得到巖心樣品 3—6在不同礦化度注入水驅(qū)替下的啟動(dòng)壓力梯度（見圖7）和有效滲透率（見圖8）。分析認(rèn)為，隨著注入水礦化度增加，啟動(dòng)壓力梯度降低，說明增加注入水礦化度可減小儲(chǔ)集層微小孔喉和黏土礦物對(duì)流體流動(dòng)的影響；隨著注入水礦化度增加，有效滲透率增加，說明增加注入水礦化度能夠改善儲(chǔ)集層物性。

圖6 流體的非線性滲流實(shí)驗(yàn)擬合結(jié)果（巖心樣品3，地層水）

圖7 啟動(dòng)壓力梯度擬合結(jié)果

圖8 有效滲透率擬合結(jié)果

2.3.4 核磁共振

為了進(jìn)一步研究不同礦化度注入水對(duì)儲(chǔ)集層微觀孔隙的影響，對(duì)巖心樣品3—6進(jìn)行了不同驅(qū)替條件下的核磁共振實(shí)驗(yàn)，如圖9所示。根據(jù)區(qū)域規(guī)律將微觀孔隙劃分為大孔、中孔和微孔，其中，大孔對(duì)應(yīng)T2值（橫向弛豫時(shí)間）大于 86.40 ms，中孔對(duì)應(yīng)T2值在11.57～86.40 ms，微孔對(duì)應(yīng)T2值小于11.57 ms。微孔屬于不可動(dòng)孔隙，大孔、中孔屬于可動(dòng)孔隙。從圖9和表5可以看出，隨著注入水礦化度增加，可動(dòng)流體飽和度增加；根據(jù)孔隙變化規(guī)律，在注入水為 2倍礦化度地層水時(shí)大孔比例最高。低滲透儲(chǔ)集層中不占大多數(shù)的大孔喉對(duì)滲流能力所起作用不可低估，這些少量的大孔喉起到了類似裂縫的作用[16]。

非線性滲流實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明注入水礦化度越高儲(chǔ)集層有效滲透率越高，而水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明注入水為2倍礦化度地層水時(shí)描述油水兩相滲流能力的全流度和產(chǎn)能指數(shù)值最高。根據(jù)核磁共振實(shí)驗(yàn)結(jié)果，注入水為2倍礦化度地層水時(shí)大孔比例最高，進(jìn)一步證實(shí)了全流度和產(chǎn)能指數(shù)能夠更好地表征低滲透儲(chǔ)集層流體的滲流能力。

儲(chǔ)集層中黏土礦物水化和微粒運(yùn)移共同作用堵塞喉道導(dǎo)致大孔變中孔、中孔變微孔，隨著注入水礦化度減小，這種現(xiàn)象越來越突出。注入水為 3倍礦化度地層水時(shí)，雖然巖心的可動(dòng)流體飽和度最高，但是大孔較注入水為 2倍礦化度地層水時(shí)出現(xiàn)了下降，一部分大孔轉(zhuǎn)化為中孔，原因是 3倍礦化度地層水中用于中和黏土礦物中的負(fù)電荷和作為交換陽(yáng)離子后剩余的Ca2+、Mg2+較多，其與儲(chǔ)集層中的 CO32-反應(yīng)生成CaCO3和MgCO3沉淀堵塞大孔。

2.4 微粒運(yùn)移抑制實(shí)驗(yàn)

為了驗(yàn)證注入水中的 K+和 Mg2+能夠抑制注水開發(fā)過程中儲(chǔ)集層微粒運(yùn)移堵塞喉道、降低儲(chǔ)集層水敏傷害的認(rèn)識(shí)，設(shè)計(jì)注入水分別為地層水、地層水+KCl和地層水+KCl+MgCl2的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)巖心分別為樣品7、樣品8、樣品9，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖10所示。

不同礦化度注入水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中 2倍礦化度地層水的礦化度為37 000 mg/L，也就是說2倍礦化度地層水的礦化度和地層水+KCL、地層水+KCl+MgCl2的礦化度基本相同（見表2）。對(duì)于巖心樣品 7，注入水為地層水，驅(qū)替滲透率與初始滲透率比值在0.926～0.992，平均值為0.951，即使注入水為2倍礦化度地層水，該值增加幅度也很??；對(duì)于巖心樣品8，注入水為地層水+KCL，驅(qū)替滲透率與初始滲透率比值在1.00～1.59，平均值為 1.45；對(duì)于巖心樣品 9，注入水為地層水+KCl+MgCl2，驅(qū)替滲透率與初始滲透率比值在 1.00～1.68，平均值為1.56。也就是說，在消除礦化度的影響后，增加K+和Mg2+能夠有效改善儲(chǔ)集層滲流能力。

圖9 不同水驅(qū)條件下的核磁共振結(jié)果

表5 不同注入水礦化度下的巖心樣品孔隙分布

圖10 微粒運(yùn)移抑制實(shí)驗(yàn)結(jié)果（驅(qū)替滲透率是指某種注入水單相驅(qū)替巖心過程中測(cè)得的滲透率，通過測(cè)定某一注入孔隙體積倍數(shù)下巖心入口端與出口端壓力及出口端流體流速，結(jié)合巖心參數(shù)，利用考慮低速非線性滲流的廣義達(dá)西公式（（4）式）計(jì)算得到）

2.5 烏石區(qū)儲(chǔ)集層水敏傷害機(jī)理與改善水驅(qū)機(jī)理

根據(jù)全巖資料和黏土礦物X衍射資料，烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲(chǔ)集層黏土礦物含量為 4.6%～13.0%，平均7.3%，伊蒙混層、伊利石、高嶺石、綠泥石的相對(duì)含量分別為22.4%，46.4%，27.4%和3.8%，伊蒙混層的層間比為10%～25%。通過大量水敏實(shí)驗(yàn)得到儲(chǔ)集層水敏傷害程度為43.5%～93.0%，水敏傷害程度普遍大于50%，屬于中等偏強(qiáng)—強(qiáng)水敏儲(chǔ)集層。雖然烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲(chǔ)集層中黏土礦物含量并不高，但存在一定量的膨脹性黏土礦物（如伊蒙混層），并且根據(jù)巖心樣品驅(qū)替前掃描電鏡分析結(jié)果，儲(chǔ)集層中存在一定量的石英、長(zhǎng)石、黏土礦物等碎屑微粒?；趦?chǔ)集層水敏傷害機(jī)理和實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果，認(rèn)為烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲(chǔ)集層水敏傷害機(jī)理包括黏土礦物水化作用和微粒運(yùn)移。

根據(jù)不同礦化度注入水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)及相關(guān)配套實(shí)驗(yàn)結(jié)果，認(rèn)為增加注入水礦化度能夠降低儲(chǔ)集層水敏傷害，其機(jī)理包括：①增加注入水礦化度，能夠保持黏土礦物顆粒周圍半滲透膜的滲透平衡狀態(tài)，降低黏土礦物的滲透性水化作用；②增加注入水礦化度，其中的陽(yáng)離子也相應(yīng)增加，陽(yáng)離子吸附、中和黏土礦物表面和晶層間的負(fù)電荷，減小黏土礦物擴(kuò)散雙電層厚度和Zeta電位，抑制了負(fù)電荷與水合陽(yáng)離子的吸附，達(dá)到防膨和穩(wěn)定黏土礦物的作用。

為了改善水驅(qū)開發(fā)效果，進(jìn)一步降低儲(chǔ)集層水敏傷害，進(jìn)行微粒運(yùn)移抑制實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明增加K+、Mg2+能夠有效改善儲(chǔ)集層滲流能力，其機(jī)理包括：①當(dāng)交換性陽(yáng)離子為Mg2+、K+、H+、Ca2+等時(shí)，黏土晶片之間的吸引力較交換性陽(yáng)離子為Na+時(shí)增加，產(chǎn)生水化膜的厚度小，水分子的定向排列規(guī)則；②K+的直徑為0.26 nm，與黏土礦物表面由6個(gè)氧原子圍成的內(nèi)切直徑為0.28 nm的六角空間相匹配，使它易于進(jìn)入此空間且不易釋出，有效地中和表面負(fù)電荷。

此外，二價(jià)陽(yáng)離子（特別是 Ca2+、Mg2+）含量較高時(shí)，用于中和黏土礦物中的負(fù)電荷和作為交換陽(yáng)離子后剩余的 Ca2+、Mg2+較多，其與儲(chǔ)集層中的 CO32-反應(yīng)生成CaCO3和MgCO3沉淀堵塞大孔。由于低滲透儲(chǔ)集層中不占大多數(shù)的大孔喉對(duì)滲流能力所起作用不可低估，這些少量的大孔喉起到了類似裂縫的作用。這是不同礦化度水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中注入水為 2倍礦化度地層水時(shí)的巖心滲流能力好于注入水為 3倍礦化度地層水時(shí)的巖心滲流能力的原因。

3 注入水水源優(yōu)選

3.1 水敏傷害對(duì)產(chǎn)能影響的定量評(píng)價(jià)

基于前文中分析的儲(chǔ)集層水敏傷害對(duì)油藏產(chǎn)能的影響，結(jié)合考慮流體低速非達(dá)西滲流和儲(chǔ)集層應(yīng)力敏感的油水兩相流井的產(chǎn)油量方程，分別定量分析油藏壓力保持水平和油、水兩相相對(duì)滲透率變化對(duì)油藏產(chǎn)能的影響。

圖11為井底流壓為30%原始地層壓力時(shí)不同地層壓力保持水平下的產(chǎn)能與含水率關(guān)系。采油井產(chǎn)能隨油藏壓力保持水平的降低而降低，因此，低滲透砂礫巖油藏保壓開發(fā)能夠取得較好的產(chǎn)能。

圖11 不同油藏壓力保持水平下產(chǎn)能與含水率關(guān)系

根據(jù)巖心樣品 1的相滲曲線，利用產(chǎn)油量方程計(jì)算得到井底流壓為 30%原始地層壓力和油藏壓力保持水平為 100%時(shí)不同礦化度注入水對(duì)應(yīng)的產(chǎn)能與含水率關(guān)系如圖12所示。可以發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)集層水敏通過影響采油井附近儲(chǔ)集層油水兩相滲流能力影響油藏產(chǎn)能。

圖12 不同礦化度注入水對(duì)應(yīng)的產(chǎn)能與含水率關(guān)系

儲(chǔ)集層水敏通過綜合影響油藏壓力保持水平和見水后采油井附近儲(chǔ)集層油水兩相滲流能力影響油藏產(chǎn)能。因此，選擇合適的注入水水源和嚴(yán)格控制注入水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)以確保地層能量持續(xù)補(bǔ)充與儲(chǔ)集層流體滲流能力不受影響對(duì)低滲透砂礫巖油藏的開發(fā)至關(guān)重要。

3.2 注入水水源優(yōu)選

海上油田注入水水源一般選擇海水、納濾海水或淺層地層水，礦化度普遍較高，且烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲(chǔ)集層膨脹性黏土礦物含量不高。因此，在實(shí)際生產(chǎn)中儲(chǔ)集層水敏傷害以滲透水化作用和微粒運(yùn)移為主，并且增加注入水中K+和Mg2+能夠有效抑制黏土礦物的滲透水化作用，降低微粒運(yùn)移對(duì)儲(chǔ)集層的傷害。

烏石區(qū)低滲透砂礫巖油藏可用注入水水源包括：海水、納濾海水、淺層古近系漸新統(tǒng)潿洲組地層水，礦化度分別為33 583，23 593和48 631 mg/L。圖13為 3種注入水對(duì)應(yīng)的巖心動(dòng)態(tài)配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果，所用巖心均為烏石區(qū)具有代表性的低滲透砂礫巖油藏巖心樣品。其中，淺層潿洲組地層水的K+含量最高，二價(jià)陽(yáng)離子（如Mg2+、Ca2+）占陽(yáng)離子總量的比例（8.6%）介于納濾海水和海水之間，礦化度最高，因此，淺層潿洲組地層水對(duì)應(yīng)的巖心動(dòng)態(tài)配伍性最好；海水對(duì)應(yīng)的巖心動(dòng)態(tài)配伍性最差，主要原因是二價(jià)陽(yáng)離子占陽(yáng)離子總量的比例達(dá)到13.1%，在水驅(qū)過程中用于中和黏土礦物中的負(fù)電荷和作為交換陽(yáng)離子后剩余的 Ca2+、Mg2+較多，其與儲(chǔ)集層中的 CO32-反應(yīng)生成 CaCO3和MgCO3沉淀堵塞孔喉，導(dǎo)致儲(chǔ)集層物性變差，并且K+含量不高；納濾海水的二價(jià)陽(yáng)離子占陽(yáng)離子總量的比例僅 0.4%，且 K+含量與海水相差不大，雖然未產(chǎn)生CaCO3和MgCO3沉淀，但缺乏改善水驅(qū)效果的陽(yáng)離子（如 K+、Mg2+），其對(duì)應(yīng)的巖心動(dòng)態(tài)配伍性結(jié)果介于海水和淺層潿洲組地層水之間。綜合以上分析，烏石區(qū)低滲透砂礫巖油藏選擇淺層潿洲組地層水作為注入水水源。

圖13 3種注入水對(duì)應(yīng)的巖心動(dòng)態(tài)配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

4 結(jié)論

利用全流度理論評(píng)價(jià)不同礦化度注入水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)效果，發(fā)現(xiàn)注入水為 2倍礦化度地層水時(shí)儲(chǔ)集層滲流能力最強(qiáng)。結(jié)合不同礦化度注入水驅(qū)替前后掃描電鏡、黏土礦物X衍射、非線性滲流與核磁共振實(shí)驗(yàn)對(duì)比結(jié)果和微粒運(yùn)移抑制實(shí)驗(yàn)結(jié)果，分析認(rèn)為烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲(chǔ)集層水敏傷害機(jī)理為黏土礦物水化作用和微粒運(yùn)移，通過增加注入水中陽(yáng)離子（特別是K+、Mg2+）能夠有效改善儲(chǔ)集層滲流能力。

儲(chǔ)集層水敏傷害對(duì)油藏產(chǎn)能的影響主要包括影響注水井的注入能力與能量傳遞速度導(dǎo)致油藏壓力下降和見水后影響采油井附近儲(chǔ)集層油水兩相滲流能力?；诳紤]有效驅(qū)動(dòng)因子的廣義達(dá)西公式和質(zhì)量守恒定律，建立考慮流體低速非達(dá)西滲流和儲(chǔ)集層應(yīng)力敏感的油水兩相流井的產(chǎn)油量方程，可定量分析儲(chǔ)集層水敏傷害對(duì)低滲透油藏產(chǎn)能的影響。基于海水、納濾海水、淺層潿洲組地層水對(duì)應(yīng)的巖心動(dòng)態(tài)配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果，結(jié)合烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲(chǔ)集層水敏傷害機(jī)理與改善水驅(qū)機(jī)理分析結(jié)果，選擇淺層潿洲組地層水作為烏石區(qū)低滲透砂礫巖油藏的注入水水源。

符號(hào)注釋：

a——油藏壓力保持水平控制系數(shù)；A——巖心橫截面積，m2；b0——重力相關(guān)系數(shù)，10-12m3/s；Bo，Bw——油相和水相體積系數(shù)，m3/m3；g——重力加速度，m/s2；G——啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；h——油層有效厚度，m；Ip——產(chǎn)能指數(shù)，10-3μm2/（mPa·s）；K——目前地層壓力下的有效滲透率，10-3μm2；Kabs——絕對(duì)滲透率，10-3μm2；Kinit——原始地層壓力下的有效滲透率，10-3μm2；Knw*——非潤(rùn)濕相在1-Swf下的有效滲透率，10-3μm2；Kr——相對(duì)滲透率，f；Kro，Krw——油相和水相相對(duì)滲透率，f；Kw*——水（或潤(rùn)濕相）在Swf下的有效滲透率，10-3μm2；L——巖心長(zhǎng)度，m；m（apinit）——地層壓力下的油水兩相滲流的擬壓力，1012kg/（m3·s）；m（pwf）——井底流壓下的油水兩相滲流的擬壓力，1012kg/（m3·s）；m（r）——距離井筒r處的油水兩相滲流的擬壓力，1012kg/（m3·s）；Me*——Swf下的兩相全流度，10-3μm2/（mPa·s）；Mnw*——非潤(rùn)濕相在 1-Swf下的單相流度，10-3μm2/（mPa·s）；Mw*——水（或潤(rùn)濕相）在Swf下的單相流度，10-3μm2/（mPa·s）；p——目前地層壓力，MPa；▽p——壓力梯度，MPa/m；Δp——生產(chǎn)壓差，MPa；pc*——在Swf下的毛管壓力，Pa；pinit——原始地層壓力，MPa；pm——大氣壓力，MPa；pwf——井底流壓，MPa；qo，qw——產(chǎn)油量和產(chǎn)水量，10-3m3/s；qoL——驅(qū)替實(shí)驗(yàn)在Swf下的產(chǎn)油量，10-12m3/s；r——與井筒的距離，m；re——泄流半徑，m；rw——井筒半徑，m；R——巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的采收率，f；Sor——?dú)堄嘤惋柡投?，f；Swf——某一時(shí)刻的含水（或潤(rùn)濕相）飽和度，f；Swi——初始含水（或潤(rùn)濕相）飽和度，f；ν——流體流速矢量，10-6m/s；αk——滲透率變化系數(shù)，MPa-1，表征儲(chǔ)集層應(yīng)力敏感性大??；αk*——表觀滲透率變化系數(shù)，10-12（m3·s）/kg；δ——有效驅(qū)動(dòng)因子；δo，δw——油相和水相有效驅(qū)動(dòng)因子；μ——流體黏度，mPa·s；μnw——非潤(rùn)濕相黏度，mPa·s；μo——油相黏度，mPa·s；μw——水（或潤(rùn)濕相）黏度，mPa·s；ξ（r）——距離井筒r處的油水兩相滲流的擬壓力變換參數(shù)，1012kg/（m3·s）；ξ（re）——邊界處的油水兩相滲流的擬壓力變換參數(shù)，1012kg/（m3·s）；ξ（rw）——井底處的油水兩相滲流的擬壓力變換參數(shù)，1012kg/（m3·s）；ξinit——地層壓力下的油水兩相滲流的擬壓力變換參數(shù)，1012kg/（m3·s）；ξwf——井底流壓下的油水兩相滲流的擬壓力變換參數(shù)，1012kg/（m3·s）；ρo，ρw——油相和水相密度，kg/m3；Δρ——潤(rùn)濕相與非潤(rùn)濕相的密度差，kg/m3。