湯明光，劉清華，薛國(guó)慶，張芨強(qiáng)，魯瑞彬

（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

南海西部已探明的低滲油藏儲(chǔ)量集中分布在北部灣盆地的流沙港組儲(chǔ)層，如何有效開發(fā)此類儲(chǔ)量，對(duì)保障國(guó)家能源安全意義重大[1]。國(guó)內(nèi)外對(duì)低滲油藏的開發(fā)已經(jīng)積累了大量經(jīng)驗(yàn)[2-3]，其中注水開發(fā)是應(yīng)用較多、效果較好的保持地層能量的方式之一[4-5]。低滲油藏由于喉道細(xì)小，在注水過程中若水質(zhì)不達(dá)標(biāo)極易造成儲(chǔ)層滲透率下降[6-10]。礦場(chǎng)實(shí)踐[11-14]表明低滲透油藏注水過程中普遍存在注水井吸水能力、采油井產(chǎn)液能力雙下降問題，主要原因可歸結(jié)為礦物組成內(nèi)因和注水不配伍、注入水固相顆粒堵塞等外因[10-12]。因此，低滲透油田注水開發(fā)時(shí)需要有較高的注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)及水質(zhì)控制技術(shù)，但也會(huì)造成注水成本增加。我國(guó)20世紀(jì)注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)主要參考蘇聯(lián)水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，并在此基礎(chǔ)上逐步完善，國(guó)內(nèi)1994 年推出的石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法：SY/T 5329—94》對(duì)注入水質(zhì)控制指標(biāo)進(jìn)一步細(xì)化，分為主要控制指標(biāo)和輔助性指標(biāo)，并按照三個(gè)儲(chǔ)層滲透率等級(jí)把8項(xiàng)主要控制指標(biāo)分為3 類9 級(jí)，石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標(biāo)及分析方法：SY/T 5329—2012》又進(jìn)一步細(xì)分為5個(gè)滲透率等級(jí)，對(duì)提高油田注入水水質(zhì)控制水平發(fā)揮了重要作用，但標(biāo)準(zhǔn)中指標(biāo)的取值大小仍值得商榷[15-16]。國(guó)外多根據(jù)油田實(shí)際情況，在巖心實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上制定匹配的水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，這一點(diǎn)值得國(guó)內(nèi)參考[17-19]。故針對(duì)儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征建立與之相匹配的注水水質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)界限對(duì)指導(dǎo)低滲油藏的精細(xì)注水開發(fā)尤為重要。

潿洲11-4N油田流沙港組儲(chǔ)層整體以低滲儲(chǔ)層為主，由于低滲透油藏儲(chǔ)層特征和滲流特征明顯不同于中高滲油藏。相同氣測(cè)滲透率低滲透儲(chǔ)層受制于其孔喉結(jié)構(gòu)、流體性質(zhì)等方面的差異，會(huì)呈現(xiàn)完全不同的滲流能力，如長(zhǎng)慶油田滲透率為2×10-3μm2的儲(chǔ)層可以有效開發(fā)，而大慶油田滲透率為2×10-3μm2的儲(chǔ)層就難以有效開發(fā)。筆者從室內(nèi)實(shí)驗(yàn)角度出發(fā)，通過恒速壓汞實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)確刻畫流沙港組各區(qū)塊儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征，給出決定儲(chǔ)層滲流性質(zhì)的喉道半徑，在此基礎(chǔ)上開展注水水質(zhì)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，建立了不同滲透率級(jí)別儲(chǔ)層的注入水質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)界限，由此推動(dòng)了潿洲11-4N油田流一段的精細(xì)注水和有效開發(fā)。

1 微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征研究

為準(zhǔn)確刻畫潿洲11-4N油田流沙港組儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)，選取目標(biāo)靶區(qū)9塊巖心在室溫條件下開展恒速壓汞實(shí)驗(yàn)，采用美國(guó)Coretest 公司制造的ASPE730 恒速壓汞儀。進(jìn)汞壓力0～6.9 MPa。進(jìn)汞速度為0.1×10-6mL/s，汞與巖心接觸角為140°，界面張力為485 mN/m，巖心基礎(chǔ)參數(shù)及實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。

表1 恒速壓汞實(shí)驗(yàn)巖心基本資料及結(jié)果Table 1 Basic data and results of cores used in constant velocity mercury injection experiments

從9塊巖心的孔道半徑和喉道半徑分布來看（圖1、圖2），巖心滲透率存在較大差異，但其孔道半徑變化不大，主要分布介于100～250 μm，而喉道半徑大小及分布相差較大，喉道半徑分布存在4 個(gè)區(qū)間：小于1 μm、1～2 μm、2～4 μm、大于4 μm，滲透率分別對(duì)應(yīng)小于1×10-3μm2、（1～5）×10-3μm2、（5～50）×10-3μm2、大于50×10-3μm2，滲透率越低，喉道半徑分布范圍越窄，且集中在小孔道附近，滲透率越大，喉道半徑分布范圍越寬，由此說明孔道半徑不是影響滲透率的主要因素，巖樣的滲流能力主要受喉道半徑所控制。從喉道半徑對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率（圖3）來看：滲透率越低，小的喉道半徑所占的貢獻(xiàn)越大；滲透率越高，數(shù)量較多的大喉道所占的貢獻(xiàn)越大。通過回歸巖心主流喉道半徑（喉道對(duì)滲透率累積貢獻(xiàn)達(dá)80%以前喉道半徑平均值）與滲透率兩者之間關(guān)系，呈現(xiàn)出很好的冪函數(shù)形式，相關(guān)系數(shù)達(dá)到0.94（圖4），主流喉道半徑隨著滲透率的增大而變大，因此，在確定儲(chǔ)層滲透率情況下，可計(jì)算各區(qū)塊主流喉道半徑的大小，為建立匹配的水質(zhì)顆粒粒徑界限提供依據(jù)。

圖1 不同滲透率巖心孔道半徑分布Fig.1 Pore radius distribution of cores with different permeability

圖2 不同滲透率巖心喉道半徑分布Fig.2 Throat radius distribution of cores with different permeability

圖3 喉道對(duì)滲透率的累積貢獻(xiàn)率Fig.3 Cumulative contribution rate of throat to permeability

圖4 滲透率與主流喉道半徑關(guān)系Fig.4 Relation between permeability and mainstream throat radius

按低滲透砂巖劃分界限[15]：r（喉道半徑）＞4.0 μm為粗喉道，2.0 μm＜r＜4.0 μm 為中喉道，1.0 μm＜r＜2.0 μm為細(xì)喉道。對(duì)比潿洲11-4N油田各區(qū)塊孔喉結(jié)構(gòu)結(jié)果可以看出（表2），WZ11-7 區(qū)塊、WZ11-8區(qū)塊流三段巖心滲透率較小，喉道主要分布在1 μm附近，屬于細(xì)喉道，而WZ11-7 區(qū)塊、WZ11-4N 區(qū)塊流一段巖心滲透率較大，主流喉道主要分布在4 μm附近，屬于粗喉道，流動(dòng)能力相對(duì)較強(qiáng)。

表2 不同區(qū)塊主流喉道半徑Table 2 Mainstream throat radius of different blocks

2 注水水質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)界限研究

潿洲11-4N 油田流沙港組儲(chǔ)層物性差，主流喉道半徑介于1.0～5.4 μm。北部灣區(qū)域上以注海水為主，海水不含油，但海水中懸浮物含量差別大且細(xì)菌含量高，故重點(diǎn)在室內(nèi)常溫常壓條件下對(duì)注入海水中的懸浮物的顆粒粒徑、懸浮物顆粒質(zhì)量濃度、細(xì)菌含量等注水水質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)。

2.1 固體懸浮物顆粒對(duì)儲(chǔ)層潛在傷害研究

本次所用的巖心數(shù)據(jù)見表3，根據(jù)潿洲11-4N油田儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征研究結(jié)果，主流喉道半徑分布主要介于1～5.4 μm，由此確定實(shí)驗(yàn)注入水懸浮物顆粒粒徑中值范圍為小于等于5.0 μm，懸浮顆粒的質(zhì)量濃度小于等于5.0 mg/L。

表3 懸浮物顆粒粒徑/質(zhì)量濃度實(shí)驗(yàn)巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)Table 3 Basic data of cores in suspended particle size/concentration experiments

不同顆粒粒徑/質(zhì)量濃度與滲透率損失率關(guān)系見圖5和圖6，從中可以得出，巖心滲透率越低，注入相同水型時(shí)巖心滲透率損失率越大；相同巖心，隨懸浮物顆粒粒徑/質(zhì)量濃度增大，注入水顆粒堵塞對(duì)巖心滲透率傷害越大，對(duì)WZ11-8 井流三段滲透率為1×10-3μm2左右的巖心，注入懸浮物顆粒粒徑為5 μm或質(zhì)量濃度為5 mg/L的地層水巖心滲透率損失率在70%左右。北部灣區(qū)域低滲油藏為保證吸水能力通常采用水平井注水，結(jié)合水平井產(chǎn)能計(jì)算公式，通過進(jìn)一步回歸顆粒粒徑/質(zhì)量濃度與滲透率損失率的關(guān)系，建立水質(zhì)傷害數(shù)學(xué)模型和不同水質(zhì)產(chǎn)能損失幅度數(shù)學(xué)模型（表4），根據(jù)此關(guān)系可預(yù)測(cè)注入水懸浮物不同顆粒粒徑和質(zhì)量濃度時(shí)的滲透率損失率，結(jié)合水平井產(chǎn)能可確定懸浮物顆粒粒徑和質(zhì)量濃度對(duì)儲(chǔ)層傷害程度。結(jié)果表明，顆粒粒徑和顆粒質(zhì)量濃度增加會(huì)大幅度增加儲(chǔ)層傷害，導(dǎo)致儲(chǔ)層吸水能力降低，進(jìn)一步降低儲(chǔ)層產(chǎn)能，導(dǎo)致注水開發(fā)效果變差，滲透率越低的儲(chǔ)層，對(duì)水質(zhì)要求越高。如以滲透率為1×10-3μm2巖心為例，以儲(chǔ)層吸水能力下降20%為界限，需控制懸浮物顆粒質(zhì)量濃度小于等于1.0 mg/L、懸浮物顆粒直徑中值小于等于1.0 μm。

表4 不同水質(zhì)傷害數(shù)學(xué)模型及產(chǎn)能損失幅度數(shù)學(xué)模型Table 4 Mathematical models of water quality damage and productivity

圖5 顆粒粒徑與滲透率損失率關(guān)系Fig.5 Relation between particle size and permeability loss rate

圖6 顆粒質(zhì)量濃度與滲透率損失率關(guān)系Fig.6 Relation between particle concentrain and permeability loss rate

2.2 海水對(duì)儲(chǔ)層滲流能力影響研究

海水是潿洲區(qū)域主要注入水型之一，表5為潿洲區(qū)域海水水質(zhì)檢測(cè)結(jié)果。為了研究海水對(duì)儲(chǔ)層滲流能力影響的程度，進(jìn)行了以下分析：采用靶區(qū)WZ11-4N-6井L1Ⅳ油組17-2#巖心（滲透率2.77×10-3μm2），通過對(duì)比注入地層水和海水對(duì)巖心滲透率的影響，分析不同水型對(duì)儲(chǔ)層滲流能力的影響。由圖7可以得出，隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加，注海水和注地層水儲(chǔ)層巖心滲流能力變化規(guī)律一致，前期滲透率降低幅度達(dá)20%，注入孔隙體積倍數(shù)4 PV 時(shí)，滲透率降低幅度基本穩(wěn)定，注海水相比注地層水滲透率達(dá)到穩(wěn)定時(shí)，降低幅度更大，對(duì)儲(chǔ)層傷害程度超過30 %。分析認(rèn)為潿洲11-4N 油田流沙港組地層水中碳酸氫根質(zhì)量濃度高達(dá)4 000 mg/L以上，而注入海水中含有高質(zhì)量濃度鈣鎂離子，與地層水易發(fā)生結(jié)垢，進(jìn)一步加劇儲(chǔ)層傷害。針對(duì)注海水對(duì)儲(chǔ)層傷害較大的問題，還需要從源頭對(duì)注水水源進(jìn)行精細(xì)處理。在南海西部首次引入了海水軟化處理技術(shù)[20]，納濾膜的孔徑范圍在幾個(gè)納米左右，截留分子量介于100～1 000，對(duì)二價(jià)及多價(jià)離子有高攔截率，過濾后的水中鈣鎂離子均小于40 mg/L，硫酸根小于2 mg/L，有效降低了海水中二價(jià)陽(yáng)離子與地層水結(jié)垢對(duì)儲(chǔ)層的傷害，同時(shí)處理后的產(chǎn)出水仍具有較高的礦化度，降低了水敏風(fēng)險(xiǎn)，實(shí)現(xiàn)了油層保護(hù)。

圖7 不同水型對(duì)儲(chǔ)層滲透率的影響Fig.7 Influenceofdifferentwatertypesonreservoirpermeability

表5 潿洲區(qū)域海水水質(zhì)檢測(cè)結(jié)果Table 5 Test results of seawater quality in Weizhou area

2.3 細(xì)菌對(duì)儲(chǔ)層滲流能力影響研究

海水中微生物的特征與普通油田注入水不同，細(xì)菌含量隨季節(jié)變化而變化。為了研究細(xì)菌對(duì)儲(chǔ)層滲流能力影響的程度，進(jìn)行了以下分析：①采用靶區(qū)WZ11-8-2井L3Ⅰ油組12-1#巖心（滲透率0.80×10-3μm2），通過對(duì)比觀察注入水通過巖心前后細(xì)菌的數(shù)量及大小，分析細(xì)菌是否對(duì)儲(chǔ)層有堵塞作用。注入水通過巖心前后細(xì)菌形態(tài)及數(shù)量的變化見表6，從表中可知流出液體中的細(xì)菌個(gè)數(shù)明顯變少，分析細(xì)菌可能滯留在巖心內(nèi)對(duì)儲(chǔ)層造成一定的堵塞；②通過記錄注水過程中注入壓力的變化，分析細(xì)菌對(duì)儲(chǔ)層滲流能力的影響。從圖8 中可以看出，隨著細(xì)菌數(shù)量的增加，對(duì)儲(chǔ)層的滲流能力影響越大，體現(xiàn)為滲透率保留量越小，分析認(rèn)為細(xì)菌堵塞孔喉是造成巖心傷害的主要原因。潿洲區(qū)域注入海水中細(xì)菌含量一般在100 個(gè)/mL以下，對(duì)儲(chǔ)層傷害程度小于20%。

圖8 細(xì)菌數(shù)量對(duì)儲(chǔ)層滲透率的影響Fig.8 Influence of bacteria quantity on reservoir permeability

2.4 注水水質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)界限研究

綜合注入水懸浮物顆粒粒徑、質(zhì)量濃度及細(xì)菌對(duì)儲(chǔ)層滲流能力影響程度研究以及海上注水設(shè)施注入能力，在滿足注水井配注量前提下，以對(duì)儲(chǔ)層吸水指數(shù)傷害程度20%為界限，建立了WZ11-4N油田不同滲透率級(jí)別儲(chǔ)層注入水水質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)界限（表7）。對(duì)于流一段儲(chǔ)層，平均喉道半徑較大，推薦注入海水中懸浮物顆粒質(zhì)量濃度小于等于2.0 mg/L、懸浮物顆粒直徑中值小于等于3.0 μm、細(xì)菌小于等于100 個(gè)/mL；對(duì)于流三段儲(chǔ)層，喉道細(xì)小，注入水質(zhì)要求更高，推薦注入海水中懸浮物顆粒質(zhì)量濃度小于等于1.0 mg/L、懸浮物顆粒直徑中值小于等于1.0 μm、細(xì)菌小于等于100 個(gè)/mL。

表7 不同區(qū)塊注入水水質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)界限Table 7 Key parameters limits of injected water quality in different blocks

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

潿洲11-4N 油田流一段自注水以來，嚴(yán)格按照與儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)匹配的注水水質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)界限進(jìn)行注水管理。自注水以來注采兩端均未發(fā)現(xiàn)結(jié)垢問題，注水井吸水能力保持穩(wěn)定，地層能量得到補(bǔ)充，采油井液量回升，儲(chǔ)層滲透率為4.2×10-3μm2的WZ11-4N-B10H井實(shí)現(xiàn)了日產(chǎn)油50 m3的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，WZ11-4N-6井區(qū)衰竭試采采收率僅介于10%～13%，注水后預(yù)測(cè)采收率平均提高10.0%～15.0%，精細(xì)注水效果顯著，流一段低品位儲(chǔ)量動(dòng)用率由10%上升至60%，預(yù)計(jì)實(shí)現(xiàn)累增油79×104m3，有效推動(dòng)了該區(qū)低滲儲(chǔ)量的開發(fā)。

4 結(jié)論

1）喉道分布是決定儲(chǔ)層滲流能力的主要影響因素，巖心滲透率越大，主流喉道半徑就越大且分布范圍寬，潿洲11-4N 油田流沙港組儲(chǔ)層喉道半徑分布存在4 個(gè)區(qū)間小于1 μm、1～2 μm、2～4 μm、大于4 μm，滲透率與主流喉道半徑有較好的冪函數(shù)關(guān)系，流一段、流三段主流喉道半徑主要分布在4 μm、1 μm左右，前者流動(dòng)能力較強(qiáng)。

2）注入水中懸浮物顆粒粒徑、顆粒質(zhì)量濃度、細(xì)菌含量增加會(huì)大幅度增加注水壓力，降低巖心滲透率，巖心滲透率越低損害就越大。對(duì)流三段1×10-3μm2左右?guī)r心，注入懸浮物顆粒粒徑為5 μm或質(zhì)量濃度為5 mg/L 的地層水，巖心滲透率損失率在70%左右，而注海水對(duì)儲(chǔ)層傷害程度則超過30%。

3）綜合注入水懸浮物顆粒粒徑、質(zhì)量濃度及細(xì)菌對(duì)儲(chǔ)層滲流能力影響研究，以儲(chǔ)層吸水指數(shù)傷害程度20%為界限，建立了不同滲透率級(jí)別的儲(chǔ)層注入水水質(zhì)關(guān)鍵參數(shù)界限。流一段儲(chǔ)層推薦注入海水中懸浮物顆粒質(zhì)量濃度小于等于2.0 mg/L、懸浮物顆粒直徑中值小于等于3.0 μm、細(xì)菌小于等于100 個(gè)/mL；對(duì)于流三段儲(chǔ)層，喉道細(xì)小，注入水質(zhì)要求更高，推薦注入海水中懸浮物顆粒質(zhì)量濃度小于等于1.0 mg/L、懸浮物顆粒直徑中值小于等于1.0 μm、細(xì)菌小于等于100 個(gè)/mL。據(jù)此指導(dǎo)精細(xì)注水并配合海水軟化處理技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了潿洲11-4N 油田主力層位有效開發(fā)。