楊兆中，李揚，饒政，何帆，李小剛，馬薛麗

（1.西南石油大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都610500；2.中國石油新疆油田分公司石西油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000）

SN-1 井區(qū)位于準噶爾盆地腹部的石南地區(qū)，處于三南凹陷之中，其地層屬白堊系清水河組清一段的K1q11砂層組[1-2]，油藏巖性以砂礫巖及砂巖為主，兩個主力層段分別為K1q11-3砂巖層和K1q11-2砂礫巖層。SN-1井區(qū)油藏探明后[3]，僅用2年多時間就建成了超過50萬產能的沙漠整裝油田，至今SN-1井區(qū)油藏仍有14多萬噸的年產油量。油藏開發(fā)要求實施同步注水，保持合理注采比及地層壓力，同時做好全過程的油層保護工作。在2013年底SN-1 井區(qū)油藏由清水改為清污混注后，注入水的水質達標率明顯偏低，井口達標率下降約40%，部分油井產液量明顯下降，并隨著注水井的注水壓力逐步上升，欠注井數(shù)逐年增加，且治理難度較大。因此，需要從儲層傷害的角度出發(fā)評價其對采收率的影響。

儲層傷害評價技術主要分為室內實驗評價技術和礦場評價技術[4-8]，分別基于儲層巖心和單井生產資料，儲層傷害的診斷技術由最初經(jīng)驗性的研究發(fā)展到目前物理模型與數(shù)學模型的建立[9]，大多是有針對性的傷害研究[10-16]。對于儲層傷害的評價方法一般都是基于單一尺度的研究，限于固定的數(shù)學模型和有限的生產資料，沒有由點及面式的貫穿性研究方法。通過對目前SN-1 井區(qū)油藏注水水質進行分析找出儲層傷害機理，運用室內巖心實驗和油藏數(shù)值模擬技術，分別在微觀尺度、巖心尺度和宏觀尺度對該油藏水驅采收率影響因素進行了評價分析，提出的多尺度評價方法，由點及面具有多元化的優(yōu)點，彌補了單一尺度評價方法的不足，多尺度的評價結果提高了可靠性，對提高油田水驅開發(fā)效果具有指導性，可為油田穩(wěn)產開發(fā)提供技術儲備。

1 注入水水質分析

按照注水地面流程分別對該區(qū)塊兩個地點的注入水進行取樣，對選取的水樣按國家標準SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》進行了水質指標分析評價，具體結果見表1。

從對比結果可以看出，目前SN-1區(qū)塊油藏水質處理在懸浮固體含量、硫酸鹽還原菌及腐生菌指標方面均未達到行業(yè)標準，尤其是注水井井口水的水質結果超標較大，這將導致在注水開發(fā)過程中，堵塞地層孔隙降低驅油效率，腐蝕地層礦物改變儲層物性，并且細菌含量過高也會對管線系統(tǒng)造成一定傷害，對生產設備的使用產生不利影響[17-18]。

通過對比SNXX 注水井的井口水和石西集中處理站出站水兩種水樣的懸浮固相差異可知，井口水的固相含量是出站水的2 倍，井口水的顆粒粒徑較大、分布范圍較廣、水質較差。根據(jù)架橋原理，當外來固相粒徑在儲層孔喉直徑的1/3～1/7 時容易發(fā)生固相堵塞[19-22]。由SN-1井區(qū)清水河組K1q11各砂層孔隙結構特征數(shù)據(jù)，推出造成砂礫巖層造成固相堵塞的粒徑分布在0.68～58.14 μm，砂巖層造成固相堵塞的粒徑分布在0.14～109.83 μm。井口水的懸浮固相粒徑分布在2.512～79.433 μm，與兩層造成固相堵塞的粒徑分布的孔喉相匹配（圖1）。

掃描電鏡實驗是研究儲層微觀孔隙結構的重要手段之一，利用該方法可以研究儲層傷害的微觀機理。為了進一步說明井口注入水中懸浮顆粒對儲層孔隙的堵塞特征，對井口注入水流通前后的巖心進行了掃描電鏡分析。從圖2 的井口水流通前后巖心對比照片可以看出，井口水流通后的巖心微觀孔喉通道被外來固相顆粒堵塞，在層面處發(fā)生大顆?？ㄗ】缀砘蚨鄠€小顆粒產生橋堵。

圖1 SNXX注水井井口水粒度分布結果（由分析結果表明，SNXX注水井井口水水樣懸浮固體顆粒直徑主要分布在2.512～79.433 μm）Fig.1 Distribution of particle size of wellhead water in injection Well-SNXX（Analysis results shows that the diameter of suspended solids in wellhead water of injection Well-SNXX mainly distributes in the range of 2.512～79.433 μm）

表1 SN-1井區(qū)油藏注入水水質控制指標對比Table 1 Comparison of control indicators of injection water quality for reservoir in Wellblock-SN-1

圖2 井口水流通前后巖心掃描電鏡對比Fig.2 Comparison of SEM for cores before and after circulation of wellhead water

固相堵塞改變了儲層巖石孔隙結構，影響了微觀滲流機理，是造成SN-1 井區(qū)油藏儲層傷害、注水效果變差的主要原因。為了找出其對采收率的影響規(guī)律，通過室內巖心實驗在巖心尺度得出驅油效率、采出程度、相對滲透率等關鍵參數(shù)，判斷參數(shù)之間的比值大小及變化趨勢，進而分析固相堵塞在微觀尺度和宏觀尺度上對采收率的影響，將巖心實驗得出的關鍵參數(shù)輸入油藏數(shù)值模擬模型，直接得出不同水質下的采收率大小，最終揭示不同尺度下儲層傷害造成的采收率影響規(guī)律。

2 實驗部分

2.1 巖心驅油實驗

2.1.1 實驗材料

實驗巖心取自該區(qū)塊砂巖層和砂礫巖層的標準柱狀巖心，每層兩塊，每塊巖心滲透率Kg分別為

138×10-3μm2、99×10-3μm2、124×10-3μm2、78×10-3μm2。實驗用油為原油，取自石南區(qū)塊，50 ℃下黏度為6.1 mPa·s。實驗用水為模擬地層水（礦化度約12 000 mg/L）、該區(qū)塊注水井的井口水和出站清水。

2.1.2 儀器及實驗方法

實驗主要儀器設備包括洗油儀、抽空飽和裝置。驅替實驗裝置包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、中間容器等，其余部件置于油藏溫度保溫箱內。

實驗采用非穩(wěn)態(tài)法開展巖心驅油測試實驗。在巖樣上進行恒速驅替實驗，在巖樣出口端記錄油水的產量和巖樣兩端的壓力差，隨著時間的變化，整理實驗數(shù)據(jù)后得到油、水相對滲透率，并繪制油、水相對滲透率與含水飽和度的關系曲線，具體實驗步驟如下：

①巖樣的清洗；

②巖心稱干重，抽空飽和地層水，將飽和模擬地層水后的巖樣稱重；

③用油驅水法建立束縛水飽和度；

④束縛水狀態(tài)下的油相滲透率的測定；

⑤水驅油法測定相對滲透率；

⑥油、水相對滲透率及含水飽和度確定；

⑦驅油效率、產水率和采出程度計算。

驅油效率計算：

式中：ED為驅油效率；Sor為殘余油飽和度，%；Soi為原始含油飽和度，%。

產水率計算：

式中：Fw為產水率，%；Vwi為巖心驅出水的體積，cm3；Vt為巖心驅出液體總體積，cm3。

采出程度計算：

式中：ER為采出程度，%；Vod為巖心驅出油相的體積，cm3；Voi為巖心初始飽和油相總體積，cm3。

2.1.3 實驗結果

1）K1q11-3砂巖層結果

K1q11-3組巖心驅油實驗結果見表2。

對比不同水質的相滲曲線（圖3a），該層呈現(xiàn)水濕特性，束縛水飽和度約39 %，殘余油飽和度約20%。隨著含水飽和度的上升，井口水驅油時油相相對滲透率下降較大，水相相對滲透率上升較快。井口水驅油時等滲點對應的含水飽和度比清水的相應值降低了約10%，且等滲點對應的相滲值低0.1。

對比不同水質的產水率曲線（圖3b），隨著含水飽和度的上升，井口水驅油時產水率明顯高于清水。井口水驅油在含水飽和度約為60%時，產水率達到98%，而清水驅油在含水飽和度約為70%時，產水率達到98%，即井口水驅油效率較低。

表2 K1q11-3組巖心驅油實驗結果Table 2 Oil displacement experimental results for cores in K1q11-3

對比不同水質的采出程度曲線（圖3c），在開始階段井口水的采出程度要比清水低，隨著累計注水量的增加，最終采出程度井口水驅為49.09%，清水驅為51.91%，井口水比清水低約3%。

2）K1q11-2砂礫巖層結果

K1q11-3組巖心驅油實驗結果見表3。

對比不同水質的相滲曲線（圖4a），隨著含水飽和度的上升，井口水驅油在等滲點之前油相相對滲透率下降速度更快。井口水驅水相相對滲透率則始終小于清水驅水相相對滲透率。井口水驅油時等滲點對應的含水飽比清水的相應值降低了5%，且等滲點對應的相滲值小了約2%。

對比不同水質的產水率曲線（圖4b），隨著含水飽和度的上升，井口水驅油時產水率高于清水，且產水上升速度更快。

表3 K1q11-2組巖心驅油實驗結果Table 3 Oil displacement experimental results for cores in K1q11-2

對比不同水質的采出程度曲線（圖4c），隨著累計注水量的增加，井口水驅與清水驅兩者變化速度相似，但最終采收率井口水比清水低約2%。

2.2 單相滲流實驗

2.2.1 實驗原理

通過長時間巖心并聯(lián)驅替實驗，向不同滲透率巖心中注入水樣，注入時間超過72 h，考察相同注水體積下巖心滲透率的變化，以此得出注入水對儲層滲流物性影響。

2.2.2 實驗器材

實驗巖心分別取自砂巖層和砂礫巖層段，高低滲透率巖心組合成一組，第一組每塊巖心滲透率（Kg）分別為173×10-3μm2和28×10-3μm2，第二組每塊巖心滲透率（Kg）分別為217×10-3μm2和31×10-3μm2。實驗用水為SNXX注水井井口水。

2.2.3 實驗步驟

①巖樣的準備；

②滲透率變化測試；

③滲透率計算。

依據(jù)達西定律計算巖樣滲透率：

圖3 K1q11-3清水與井口水巖心驅油實驗曲線Fig.3 Core flooding test curves of clear water and wellhead water in K1q11-3

圖4 K1q11-2清水與井口水巖心驅油實驗曲線Fig.4 Core flooding test curves of clear water and wellhead water in K1q11-2

式中：K為巖石液體滲透率，10-3μm2；Q為流體在單位時間內通過巖樣的體積，cm3/s；μ為測試條件下的流體黏度，mPa?s；L為巖樣長度，cm；A為巖樣橫截面積，cm2；p1為巖樣進口壓力，MPa；p2為巖樣出口壓力，MPa。

2.2.4 實驗結果

由實驗結果歸一化處理后曲線可以看出（圖5），2 組實驗均出現(xiàn)了在注入井口水后高滲率巖心滲透率大幅下降的情況，低滲巖心下降幅度不明顯?？偨Y如下：

1）實驗初始由于巖心滲透率存在很大差異，泵入的絕大多數(shù)井口水都流入到了高滲巖心中，而井口水水質不達標，導致高滲層滲透率大幅下降約90%；

2）隨著井口水的不斷注入，高滲巖心的滲透率最終下降至低滲巖心一個滲透率級別上，甚至還出現(xiàn)了低于低滲巖心的情況，而井口水總是選擇流入更易流動的巖心中，因此，此時的井口水大部分都流入到了最初的低滲巖心中；

3）隨著低滲巖心滲透率的下降，井口水又會轉流到另一個巖心中去，不斷反復，最終達到動態(tài)平衡，兩塊巖心的滲透率差距逐漸消失。

3 實驗結果分析

綜合分析實驗結果，固相堵塞造成巖石孔隙結構的變化和絕對滲透率的降低，毛管力增加導致滲流阻力加大，共滲區(qū)范圍縮小，殘余油飽和度變大，從而導致在微觀尺度上降低驅油效率。

總結巖心驅油實驗數(shù)據(jù)，從水、油兩相相對滲透率比值大于1 至油相相對滲透率大于0 的最小值選取，分別對比清水和井口水Krw（水相相對滲透率）/Kro（油相相對滲透率）比值變化趨勢（圖6）。從圖6 中可以明顯地看到，隨著含水飽和度的增加井口水的Krw/Kro整體高于清水，比值曲線在清水的曲線上方。由于井口水造成的固相堵塞，連通孔隙的絕對滲透率減小，油相相對滲透率下降變快，導致殘余油飽和度增大，所以井口水的Krw/Kro相對于清水比值上升更多。由此推測，井口水造成的固相堵塞會對宏觀尺度水驅效果會產生影響。

圖5 單相滲流實驗數(shù)據(jù)Fig.5 Experimental data of single-phase flow

圖6 巖心驅油實驗Krw/Kro關系對比曲線Fig.6 Relation of Krw/Kro in core displacement experiments

從油田開發(fā)角度來看，流度比增加趨勢加快，水驅油非活塞趨勢將越來越嚴重。注水開發(fā)油田的采收率為注入水宏觀波及系數(shù)與微觀驅油效率的乘積，波及系數(shù)主要受油層非均質性和流度比的影響。在油水黏度比不變的條件下，油、水相對滲透率比值隨含水飽和度的增加會變化很大，油的相對滲透率逐漸減小，而水的相對滲透率逐漸加大，流度會因Krw/Kro的變大而逐漸變大。油層物理中流度比M=1，為活塞式驅動；M＞1，為非活塞式驅動。由于注入井口水造成的固相堵塞，增大了高含水期間Krw/Kro的比值，M不但大于1，而且還會逐漸增加，此時更容易在水驅油過程中產生水的突進、指進等不利影響，使水驅油體積降低，水驅油非活塞趨勢將越來越嚴重，這也是造成特高含水期很多剩余油的原因之一。

4 數(shù)模分析

為了彌補巖心尺度所存在的缺陷性，以油藏數(shù)值模擬技術作為研究手段，研究不同水質對油藏注水開發(fā)的影響，并結合室內巖心實驗結果，得出在不同水質影響下的油藏采收率。

4.1 油藏模型

首先將Petrel 建模軟件建立好的三維可視化地質模型，經(jīng)網(wǎng)格粗化后輸出ECLIPSE 數(shù)模模型，整個模型的總網(wǎng)格數(shù)為302×316 ×7 = 668 024 個，網(wǎng)格步長為25 m×25 m。為準確的模擬油藏實際情況，選擇ECL100 黑油模型，采用1 個月為模擬時間步。模擬中涉及的直井、水平井、分支井、籠統(tǒng)注水井和分層注水井共有383 口，其中采油井143 口。K1q11-2與K1q11-3的油層有效厚度分別為2.4 m和8.0 m，校正孔隙度分別為12.1%和15.5%，原始含油飽和度分別為0.620和0.616，地層原油體積系數(shù)為1.344，地面原油密度值為0.829 g/cm3，油藏原始溶解氣油比為134 m3/m3。通過合理調整參數(shù)，完成模型的歷史擬合，達到擬合精度誤差要求，模型儲量擬合誤差率小于5%。

4.2 模擬方法

為了在ECLIPSE商業(yè)數(shù)值模擬軟件中有效地模擬水質對儲層滲透性的影響，主要通過修改傳遞因子關鍵字來達到模擬效果。傳遞因子關鍵字取決于連接網(wǎng)格塊的幾何形狀、井筒半徑和巖石滲透率，由程序使用公式計算。SN-1 井區(qū)油藏的數(shù)值模型選擇的是笛卡爾網(wǎng)格形狀，在笛卡爾網(wǎng)格中，ECLIPSE軟件使用如下關系式：

式中：Twj為傳遞因子；c為單位換算因數(shù)，公制單位下為0.008 527；θ為與井相連的弧段的角度，π/180；K為有效滲透率，10-3μm2；h為靜厚度，m；ro為網(wǎng)格塊的壓力當量半徑，m；rw為井眼半徑，m；S為表皮因子。

通過修改傳遞因子關鍵字，體現(xiàn)不同滲透率下的儲層滲流物性，進而模擬不同水質下的油藏采收率效果。

4.3 研究步驟

4.3.1 參數(shù)擬合

注入水在儲層中流動，隨著波及體積的增加對儲層的傷害是非均勻的，而依靠公式得出的計算值是定量的，為了更加貼合儲層的實際生產情況，減小模擬誤差，首先通過歷史擬合確定出SN-1井區(qū)油藏兩個主力生產層段的傳遞因子大小，擬合參數(shù)值如下所示（表4）。

表4 傳遞因子模擬參數(shù)結果Table 4 Simulation parameter results of RTF

4.3.2 參數(shù)調整

由式（5）可知，Twj可以看成有效滲透率與其他物理量的乘積，在其他條件不變的情況下，注水水質影響了有效滲透率的大小。將巖心實驗得出的相滲曲線與擬合所用的相滲曲線對比，選取若干數(shù)據(jù)點，對比相對滲透率的變化程度，數(shù)值平均后求得有效滲透率變化倍比參數(shù)，再代入到式（5）得到調整后的傳遞因子（不考慮表皮效應的作用）。同時新的油水相滲關系在ECLIPSE 軟件中的SCAL 模塊內進行修改，參數(shù)設置好后進行模擬，得到不同水質下儲層的采收率大小。具體的參數(shù)設置結果如表5所示。

4.4 結果分析

注水開發(fā)時，當注入不合格的注入水引起地層損害后，地層平均滲透率降低，滲透率是影響采收率的重要參數(shù)，一般高滲透地層孔喉半徑大，在注水開發(fā)條件下，流體容易流動且有較大的波及系數(shù)。因此在其他參數(shù)大致相同的條件下，儲層滲透率越小，采收率越低。

表5 不同水質參數(shù)設置結果Table 5 Setting parameters of different water quality

通過研究SN-1 井區(qū)油藏水質改變對水驅采收率的影響，分別計算了不同水質滲透率所對應的采收率值。從圖7可以得出，當注入水水質如井口水條件時，水質對地層的傷害使?jié)B透率下降，采收率的降低礫巖層相較砂巖層程度更大。以擬合條件作為SN-1井區(qū)油藏基準水質，目前井口水水質造成的采收率下降約2個百分點。結果表明，水驅采收率隨滲透率下降而下降，由此可見，合格的注入水質是保證油田注水效果的重要因素。

圖7 兩層不同水質采收率對比曲線Fig.7 Recovery comparison curves of different water quality in two layers

5 結論

1）SN-1 區(qū)塊油藏水質處理在懸浮固體含量、硫酸鹽還原菌及腐生菌指標方面與國家標準SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質指標及分析方法》的要求還有差距，井口水的懸浮固相粒徑分布與K1q11-2、K1q11-3兩層的造成固相堵塞孔喉相匹配，易造成外來固相堵塞，進而造成注入水驅油效率不高。

2）注入水導致的固相堵塞，不僅導致微觀驅油效率減小，而且導致流度比增加趨勢加劇，水驅油非活塞趨勢將越來越嚴重，宏觀波及系數(shù)減小，最終造成采收率的下降。

3）SN-1 井區(qū)油藏回注水質不達標是注水受效差的主要因素，應認識到注水開發(fā)中儲層保護的重要性，并將懸浮固體質量濃度作為首要水質控制指標，以提高油藏整體水驅采收率。