王磊，張輝，彭小東，王攀榮，趙楠，儲莎莎，汪新光，孔令輝

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

0 引言

近年來中國探明石油地質(zhì)儲量中低滲透儲量所占比例越來越高，其將是增儲上產(chǎn)的主要資源基礎(chǔ)。隨著國內(nèi)外石油需求的快速增長，油氣勘探開發(fā)對象日趨復(fù)雜，儲量品位越來越差，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)補充能量，并且儲集層物性較差、產(chǎn)能較低、具有較強的水敏特征，注水開發(fā)過程中存在“注不進，采不出”的難題。

北部灣盆地烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲集層液測滲透率與氣測滲透率的比值在0.001～0.295，較北部灣盆地其他類型油藏偏低[3]。同時，根據(jù)大量巖心水敏實驗結(jié)果，儲集層水敏傷害程度普遍大于 50%，屬于中等偏強—強水敏。由于烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲集層黏土礦物含量較低，且膨脹性黏土礦物含量較少，因此，儲集層水敏傷害機理并不僅僅是常規(guī)的黏土礦物膨脹。儲集層水敏傷害機理認識不清將導(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)能難以正確評價以及水驅(qū)油實驗中不同礦化度注入水造成的儲集層水敏傷害無法評價等問題亟待解決。

針對上述問題，本文利用基于全流度理論和大量水驅(qū)油實驗結(jié)果建立的適合低滲透油藏的油水兩相滲流能力評價參數(shù)[4]，分析不同礦化度注入水驅(qū)油實驗效果，并結(jié)合驅(qū)替前后掃描電鏡實驗、黏土礦物X衍射實驗、非線性滲流實驗、核磁共振實驗以及微粒運移抑制實驗、巖心配伍性實驗，進行低滲透砂礫巖油藏水敏傷害機理與改善水驅(qū)機理分析。同時，基于考慮有效驅(qū)動因子的廣義達西公式和質(zhì)量守恒定律，建立考慮流體低速非達西滲流與儲集層應(yīng)力敏感的油水兩相流井產(chǎn)油量方程，定量評價水敏傷害導(dǎo)致的儲集層物性和油水兩相滲流能力變化對產(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 儲集層水敏傷害機理

注入水對儲集層傷害的機理主要包括黏土礦物水化作用和微粒運移。

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，當不配伍的外來流體與儲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、運移從而堵塞喉道，導(dǎo)致儲集層產(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離子也會吸附極性水分子，使水分子進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離子吸附極性水分子形成水化膜。當交換性陽離子為Mg2+、K+、H+、Ca2+等時，黏土礦物晶片之間的吸引力較交換性陽離子為Na+時增加，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 微粒運移

微粒運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、長石等其他微粒。它們在水動力作用下或在化學(xué)與水動力的聯(lián)合作用下釋放、運移從而堵塞孔喉。

Al-Rasheedi等[8]在玻璃微觀模型中通過流動和離心實驗研究非布朗微粒運移的定量規(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砂巖在離子強度相同的條件下，用KCl測定的臨界流速約為用NaCl和CaCl2測定值的5倍；Kartic等[10]用流動實驗研究了Berea砂巖中高嶺石礦物分散運移引起的水敏現(xiàn)象，發(fā)現(xiàn)臨界鹽度只與陽離子的種類有關(guān)，而與陰離子的種類和流速無關(guān)，二價陽離子的臨界鹽度很小，一價陽離子臨界鹽度隨水合離子半徑的減小而減小；Omar等[11]研究認為水敏傷害與黏土礦物中可交換陽離子的種類和含量有關(guān)，并根據(jù)實驗數(shù)據(jù)分析認為增加可交換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)過程中儲集層微粒運移，降低儲集層水敏傷害。

1.2 油水兩相滲流能力評價參數(shù)

對于多孔介質(zhì)中的油水兩相流動，每一相的流動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)替實驗數(shù)據(jù)和礦場生產(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)中流體流動的主要參數(shù)，其表達式如下[12-15]：

全流度可根據(jù)Li-Horne模型利用驅(qū)替實驗數(shù)據(jù)計算得到[4]，基于 Li-Horne模型提出了一個新的產(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、相對滲透率，還考慮了油藏流體的性質(zhì)（油水黏度）、油藏的相對儲存能力（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

描述低速非達西滲流規(guī)律的廣義達西公式為[17]：

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

儲集層應(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西滲流和儲集層應(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西滲流和儲集層應(yīng)力敏感的油水兩相流井的產(chǎn)油量方程為：

儲集層水敏傷害對油藏產(chǎn)能的影響包括兩個方面：①水敏傷害導(dǎo)致注水井附近和油水過渡帶儲集層物性變差，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，但考慮儲集層破裂壓力限制，注水井的注入量和儲集層波及速度受限，隨著采油井的生產(chǎn)，由于地層能量無法及時補充導(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）進行控制；②采油井見水后，水敏傷害通過影響采油井附近儲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、水兩相相對滲透率（Kro、Krw）進行控制。

2 儲集層水敏傷害機理實驗

2.1 實驗巖心參數(shù)與實驗條件

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，且在整個烏石區(qū)具有較強的代表性。表2為不同驅(qū)替實驗對應(yīng)注入水的參數(shù)，實驗所用原油黏度為4.0 mPa·s，原油密度為0.8 g/cm3。根據(jù)速敏實驗確定合理驅(qū)替速度為0.3 mL/min，避免速敏現(xiàn)象干擾。

巖心樣品 1—6用于儲集層水敏傷害機理分析實驗，實驗條件為常溫常壓。驅(qū)替實驗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)替實驗，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)替實驗。同一塊巖樣做完一種礦化度注入水的驅(qū)替實驗后，直接重新飽和油到初始束縛水飽和度后進行老化，然后再做下一種礦化度注入水的驅(qū)替實驗。驅(qū)替實驗用定流速的方式，累計注入孔隙體積倍數(shù)是6～8，驅(qū)替時間為2 h左右。

巖心樣品7—9用于改善水驅(qū)實驗，實驗條件為地層溫壓。驅(qū)替實驗注入水分別為地層水、地層水+KCl和地層水+KCl+MgCl2。驅(qū)替實驗用定流速的方式，巖心樣品7—9的累計注入孔隙體積倍數(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)油實驗

利用巖心樣品1和巖心樣品2進行不同注入水礦化度下的水驅(qū)油實驗，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模型對不同礦化度注入水驅(qū)油實驗的產(chǎn)油量與采出程度倒數(shù)的關(guān)系進行擬合，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)計算不同注入水礦化度下相滲曲線對應(yīng)的全流度與產(chǎn)能指數(shù)，如表3所示。可以看出，在注入水礦化度減小的實驗中，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驗中，隨著注入水礦化度的增加，驅(qū)油效率、可動油飽和度逐漸升高，注入水為 2倍礦化度地層水時無水采出程度、全流度和產(chǎn)能指數(shù)最高。水驅(qū)油實驗的核心評價參數(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)。綜合分析認為注入水為2倍礦化度地層水時水驅(qū)油效果最好。

表3 不同礦化度注入水驅(qū)油實驗評價參數(shù)表

2.3 水驅(qū)前后對比實驗

為了進一步研究低滲透砂礫巖儲集層水敏傷害機理，對巖心樣品3—6進行不同礦化度注入水驅(qū)替實驗，研究水驅(qū)前后巖心變化情況，主要實驗包括：掃描電鏡實驗、黏土礦物X衍射實驗、非線性滲流實驗和核磁共振實驗。其中，掃描電鏡實驗和黏度礦物X衍射實驗是對巖心中某個局部進行觀測分析，非線性滲流實驗和核磁共振實驗是對整個巖心進行分析。通過巖心局部和整體驅(qū)替前后的相關(guān)實驗對比分析，綜合確定烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲集層水敏傷害機理。

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石且部分帶有伊利石。說明烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲集層在原始狀態(tài)下孔喉中存在黏土礦物、石英、長石等微粒，在驅(qū)替過程中易發(fā)生微粒運移傷害儲集層。

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?。Ｋ?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（注入水礦化度減小）

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，石英和長石錯綜分布，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、運移從而堵塞喉道。對于注入水礦化度減小實驗，水驅(qū)后發(fā)生較強的黏土礦物水化作用和微粒運移，造成較強的儲集層水敏傷害；對于注入水礦化度增加實驗，儲集層發(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移；注入水礦化度減?。◣r心樣品3和4）的實驗中水驅(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）的實驗中水驅(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，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

對巖心樣品3—6進行不同注入水礦化度條件下的非線性滲流實驗，利用達西公式、考慮有效驅(qū)動因子的廣義達西公式和擬啟動壓力公式對實驗數(shù)據(jù)進行擬合，發(fā)現(xiàn)考慮有效驅(qū)動因子的廣義達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)替下的啟動壓力梯度（見圖7）和有效滲透率（見圖8）。分析認為，隨著注入水礦化度增加，啟動壓力梯度降低，說明增加注入水礦化度可減小儲集層微小孔喉和黏土礦物對流體流動的影響；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集層物性。

圖6 流體的非線性滲流實驗擬合結(jié)果（巖心樣品3，地層水）

圖7 啟動壓力梯度擬合結(jié)果

圖8 有效滲透率擬合結(jié)果

2.3.4 核磁共振

為了進一步研究不同礦化度注入水對儲集層微觀孔隙的影響，對巖心樣品3—6進行了不同驅(qū)替條件下的核磁共振實驗，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，大孔對應(yīng)T2值（橫向弛豫時間）大于 86.40 ms，中孔對應(yīng)T2值在11.57～86.40 ms，微孔對應(yīng)T2值小于11.57 ms。微孔屬于不可動孔隙，大孔、中孔屬于可動孔隙。從圖9和表5可以看出，隨著注入水礦化度增加，可動流體飽和度增加；根據(jù)孔隙變化規(guī)律，在注入水為 2倍礦化度地層水時大孔比例最高。低滲透儲集層中不占大多數(shù)的大孔喉對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]。

非線性滲流實驗結(jié)果表明注入水礦化度越高儲集層有效滲透率越高，而水驅(qū)油實驗結(jié)果表明注入水為2倍礦化度地層水時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)核磁共振實驗結(jié)果，注入水為2倍礦化度地層水時大孔比例最高，進一步證實了全流度和產(chǎn)能指數(shù)能夠更好地表征低滲透儲集層流體的滲流能力。

儲集層中黏土礦物水化和微粒運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，雖然巖心的可動流體飽和度最高，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電荷和作為交換陽離子后剩余的Ca2+、Mg2+較多，其與儲集層中的 CO32-反應(yīng)生成CaCO3和MgCO3沉淀堵塞大孔。

2.4 微粒運移抑制實驗

為了驗證注入水中的 K+和 Mg2+能夠抑制注水開發(fā)過程中儲集層微粒運移堵塞喉道、降低儲集層水敏傷害的認識，設(shè)計注入水分別為地層水、地層水+KCl和地層水+KCl+MgCl2的驅(qū)替實驗。實驗巖心分別為樣品7、樣品8、樣品9，實驗結(jié)果如圖10所示。

不同礦化度注入水驅(qū)油實驗中 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 微粒運移抑制實驗結(jié)果（驅(qū)替滲透率是指某種注入水單相驅(qū)替巖心過程中測得的滲透率，通過測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西公式（（4）式）計算得到）

2.5 烏石區(qū)儲集層水敏傷害機理與改善水驅(qū)機理

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%。通過大量水敏實驗得到儲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—強水敏儲集層。雖然烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲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，儲集層中存在一定量的石英、長石、黏土礦物等碎屑微粒。基于儲集層水敏傷害機理和實驗分析結(jié)果，認為烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲集層水敏傷害機理包括黏土礦物水化作用和微粒運移。

根據(jù)不同礦化度注入水驅(qū)替實驗及相關(guān)配套實驗結(jié)果，認為增加注入水礦化度能夠降低儲集層水敏傷害，其機理包括：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，其中的陽離子也相應(yīng)增加，陽離子吸附、中和黏土礦物表面和晶層間的負電荷，減小黏土礦物擴散雙電層厚度和Zeta電位，抑制了負電荷與水合陽離子的吸附，達到防膨和穩(wěn)定黏土礦物的作用。

為了改善水驅(qū)開發(fā)效果，進一步降低儲集層水敏傷害，進行微粒運移抑制實驗，結(jié)果表明增加K+、Mg2+能夠有效改善儲集層滲流能力，其機理包括：①當交換性陽離子為Mg2+、K+、H+、Ca2+等時，黏土晶片之間的吸引力較交換性陽離子為Na+時增加，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，使它易于進入此空間且不易釋出，有效地中和表面負電荷。

此外，二價陽離子（特別是 Ca2+、Mg2+）含量較高時，用于中和黏土礦物中的負電荷和作為交換陽離子后剩余的 Ca2+、Mg2+較多，其與儲集層中的 CO32-反應(yīng)生成CaCO3和MgCO3沉淀堵塞大孔。由于低滲透儲集層中不占大多數(shù)的大孔喉對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)油實驗中注入水為 2倍礦化度地層水時的巖心滲流能力好于注入水為 3倍礦化度地層水時的巖心滲流能力的原因。

3 注入水水源優(yōu)選

3.1 水敏傷害對產(chǎn)能影響的定量評價

基于前文中分析的儲集層水敏傷害對油藏產(chǎn)能的影響，結(jié)合考慮流體低速非達西滲流和儲集層應(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、水兩相相對滲透率變化對油藏產(chǎn)能的影響。

圖11為井底流壓為30%原始地層壓力時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%時不同礦化度注入水對應(yīng)的產(chǎn)能與含水率關(guān)系如圖12所示?？梢园l(fā)現(xiàn)，儲集層水敏通過影響采油井附近儲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應(yīng)的產(chǎn)能與含水率關(guān)系

儲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格控制注入水水質(zhì)標準以確保地層能量持續(xù)補充與儲集層流體滲流能力不受影響對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)低滲透砂礫巖儲集層膨脹性黏土礦物含量不高。因此，在實際生產(chǎn)中儲集層水敏傷害以滲透水化作用和微粒運移為主，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，降低微粒運移對儲集層的傷害。

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種注入水對應(yīng)的巖心動態(tài)配伍性實驗結(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，二價陽離子（如Mg2+、Ca2+）占陽離子總量的比例（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應(yīng)的巖心動態(tài)配伍性最好；海水對應(yīng)的巖心動態(tài)配伍性最差，主要原因是二價陽離子占陽離子總量的比例達到13.1%，在水驅(qū)過程中用于中和黏土礦物中的負電荷和作為交換陽離子后剩余的 Ca2+、Mg2+較多，其與儲集層中的 CO32-反應(yīng)生成 CaCO3和MgCO3沉淀堵塞孔喉，導(dǎo)致儲集層物性變差，并且K+含量不高；納濾海水的二價陽離子占陽離子總量的比例僅 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)效果的陽離子（如 K+、Mg2+），其對應(yīng)的巖心動態(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種注入水對應(yīng)的巖心動態(tài)配伍性實驗結(jié)果

4 結(jié)論

利用全流度理論評價不同礦化度注入水驅(qū)油實驗效果，發(fā)現(xiàn)注入水為 2倍礦化度地層水時儲集層滲流能力最強。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驗對比結(jié)果和微粒運移抑制實驗結(jié)果，分析認為烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲集層水敏傷害機理為黏土礦物水化作用和微粒運移，通過增加注入水中陽離子（特別是K+、Mg2+）能夠有效改善儲集層滲流能力。

儲集層水敏傷害對油藏產(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集層油水兩相滲流能力?；诳紤]有效驅(qū)動因子的廣義達西公式和質(zhì)量守恒定律，建立考慮流體低速非達西滲流和儲集層應(yīng)力敏感的油水兩相流井的產(chǎn)油量方程，可定量分析儲集層水敏傷害對低滲透油藏產(chǎn)能的影響。基于海水、納濾海水、淺層潿洲組地層水對應(yīng)的巖心動態(tài)配伍性實驗結(jié)果，結(jié)合烏石區(qū)低滲透砂礫巖儲集層水敏傷害機理與改善水驅(qū)機理分析結(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——絕對滲透率，10-3μm2；Kinit——原始地層壓力下的有效滲透率，10-3μm2；Knw*——非潤濕相在1-Swf下的有效滲透率，10-3μm2；Kr——相對滲透率，f；Kro，Krw——油相和水相相對滲透率，f；Kw*——水（或潤濕相）在Swf下的有效滲透率，10-3μm2；L——巖心長度，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*——非潤濕相在 1-Swf下的單相流度，10-3μm2/（mPa·s）；Mw*——水（或潤濕相）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)替實驗在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)替實驗的采收率，f；Sor——殘余油飽和度，f；Swf——某一時刻的含水（或潤濕相）飽和度，f；Swi——初始含水（或潤濕相）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，表征儲集層應(yīng)力敏感性大?。沪羕*——表觀滲透率變化系數(shù)，10-12（m3·s）/kg；δ——有效驅(qū)動因子；δo，δw——油相和水相有效驅(qū)動因子；μ——流體黏度，mPa·s；μnw——非潤濕相黏度，mPa·s；μo——油相黏度，mPa·s；μw——水（或潤濕相）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——潤濕相與非潤濕相的密度差，kg/m3。