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注入水质是影响低渗透油藏注水开发效果的重要因素[1-3]。与砂岩低渗透油藏相比，砾岩低渗透油藏在孔隙结构、喉道分布、非均质性、黏土矿物种类及含量等方面差异较大，砾岩低渗透储层介质遇水分散、迁移且蒙脱石遇水膨胀更加严重，其中，注入水中固体悬浮物（SS）含量、粒径大小引起储层堵塞严重，注水压力升高，注入难度加大，是造成储层严重伤害的主要因素[4-7]。因此在油田注水开发过程中，注入水质指标的确定需与注入储层相匹配。对于砾岩低渗透油藏的注水开发，固体悬浮物的堵塞是重要因素，由于不同油藏的差异性较大，无法形成统一的注入水质控制标准，需要在行业推荐指标的基础上结合目标油藏，有针对性地开展注入水质对目标油藏的储层伤害实验研究。在控制岩心渗透率伤害较小的情况下，科学制定合理的注入水质指标，建立适用于目标砾岩低渗透油藏的注入水质合理指标界限[8-9]，提高注水开发效果。
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新疆油田某区块是典型的砾岩低渗透油藏[10]，埋深为 2 571.10～2 578.87 m，地层原油黏度为 4.0～10.7 mPa·s，油相相对渗透率随着含水饱和度的增加迅速下降，油水两相渗流范围窄，束缚水饱和度为 20.8%～34.8%，标定采收率为 21.3%，采出程度为 12.67%，综合含水率为 68%，采油速度仅为 0.38%。在注水开发过程中，面临注水难、采出少的困境，油田开发效果受到严重影响。根据目标区块砾岩低渗透油藏储层特性，采用现场注入水样和储层岩心开展了 SS 不同质量浓度和不同粒径中值的岩心驱替堵塞实验，研究其对储层渗透率的影响程度[11]，进而提出目标砾岩低渗透油藏注水水质的合理界限指标，用以指导现场开展污水处理水质控制，提高水驱效果，发挥注入水介质的有效效能，为新疆油田砾岩低渗透油藏水驱持续高效开发提供技术支撑。
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1 实验部分
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1.1 实验材料和仪器
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实验材料 实验水样取自现场注水泵出口的注入水，其离子组成和水质分析按照油田水分析方法[12] 和碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法中注入水水质分析方法[13]，注入水总矿化度为 6 866.97 mg/L，pH 值为 8.2，呈弱碱性，不含油，Ca2+ 和 Mg2+ 成垢离子质量浓度≤130 mg/L，水型为CaCl2型。
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针对目标区块储层差异性和不同渗透率岩心孔隙结构特征差异，选取典型的岩心样品，岩心气测渗透率为7.59～119 mD，直径约为2.5 cm，长度不等。分别按照岩心分析方法[14]、沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物 X 衍射分析方法[15]对其进行常规物性分析（表1）和储层黏土及矿物分析（表2），岩心喉道分布曲线峰值低，展布范围较大，喉道半径较大的比例高，为4.0～15.0 μm（图1）。
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实验仪器 实验仪器主要包括：ICS2100 离子色谱仪（US）、WSP-1 注水评价实验装置（中国石油勘探院研发）、Lightspeed8 岩心 CT 扫描系统、SIG⁃ MA300 扫描电镜、CAT112 高低渗透率仪、CAT113 氦孔隙度仪、Brucker D8 ADVANCE X射线衍射仪。
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1.2 实验步骤
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用现场水样进行SS岩心伤害实验，分别开展不同SS质量浓度和粒径中值的岩心驱替堵塞实验，研究 SS 对岩心渗透率的影响规律，主要步骤为：①称岩心干重，测量其长度及直径，将岩心抽真空，用相同矿化度的盐水饱和24 h。②将饱和好的岩心取出后测湿重，计算岩心的孔隙度。③按岩心流动实验要求安装好要测试的岩心，先用实验水样（用去离子水稀释1倍）进行驱替实验，测定空白的岩心渗透率变化。参考实验水样的SS质量浓度和粒径中值，配制成粒径中值相同、悬浮物质量浓度一致的水样进行岩心驱替堵塞实验（注入量为200 PV），记录驱替前后压差、驱替体积等参数，计算岩心渗透率变化。④通过改变注入水的悬浮物质量浓度和粒径中值，研究不同注入量下储层岩心渗透率的伤害情况。
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图1 砾岩低渗透油藏岩心喉道分布曲线
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Fig.1 Core throat distribution of low-permeability conglomerate reservoir
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2 实验结果与讨论
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2.1 孔隙结构及黏土矿物特性
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对于目标区块的砾岩低渗透储层岩心，孔隙度为 9%～21% 的区域占 79%，是主要的渗流通道区域，同时，在砂粒组成的孔隙中由于黏土杂基充填，构成复杂的双模态结构，岩心扫描断层面的非均质性较强，CT 值分布曲线较宽，岩心的轴向均质性较好，平均 CT 值分布较均匀（图2），与砂岩低渗透油藏在孔隙结构特征、孔喉分布、非均质性等方面均有较大差异。扫描电镜及薄片鉴定的分析结果表明，岩石为细砾颗粒结构的碎屑颗粒，岩样分选差，磨圆度为次圆，粒级主要为细砾（图3）。在该区域选取 6块岩心，分别进行 SS质量浓度和粒径中值的岩心驱替堵塞实验，评价方法按照储层敏感性流动实验评价方法[16]。
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图2 砾岩岩心CT扫描结果
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Fig.2 CT scanning of conglomerate core
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图3 岩心扫描电镜及薄片鉴定分析结果
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Fig.3 Analysis results of core scanning electron microscope and thin section identification
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从储层黏土及矿物全岩分析结果（表2）可知，储层发育大量高岭土，颗粒间胶结松散，存在夹心饼干式黏土矿物胶结（伊/蒙混层），易形成颗粒运移、封堵现象，造成渗透率伤害。
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2.2 固体悬浮物含量伤害特性
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实验用水样的粒径中值为 15.64 μm，对 1#—3# 岩心进行不同 SS质量浓度的驱替实验（表3），1#— 3#岩心的驱替速度分别为 0.1，0.2 和 1 mL/min。从表3 的实验结果可以看出，当岩心渗透率为 9.28 mD，SS质量浓度为1.43 mg/L时，对岩心渗透率伤害最小，随着 SS 质量浓度的增大，对岩心的伤害程度逐渐增大，当 SS质量浓度为 5.10 mg/L时，渗透率变化率急剧增加，当 SS 质量浓度为 11.30 mg/L 时，岩心渗透率变化率为 30%。由此可知，对于渗透率≤ 9.28 mD 的地层，当渗透率变化率≤20% 时，可控制 SS质量浓度≤1.43 mg/L。
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在岩心渗透率为 46.9 mD，粒径中值一定时，SS 质量浓度为1.43 mg/L，对岩心渗透率伤害最小。随着SS质量浓度的增大，对岩心伤害程度亦增大。当 SS 质量浓度为 11.30 mg/L 时，岩心渗透率变化率为 48%。由实验结果可知，对于渗透率≤46.9 mD 的储层，可控制SS质量浓度≤3.10 mg/L。
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注：Kv为注入不同实验水样驱替时测得的渗透率，mD；K0为不同岩心初始渗透率，mD。
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岩心渗透率为 117 mD 时，注入水中 SS 质量浓度提升到 5.10 mg/L 时，岩心渗透率仅下降 19.01%。实验结果表明，注入水中SS质量浓度对渗透率较大的岩心伤害程度有所降低，但相同SS质量浓度的注入水对岩心渗透率的伤害程度要小于 9.28 和 46.9 mD的岩心。因此对于渗透率≥117 mD的地层，注入水可控制SS质量浓度≤5.10 mg/L。
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同时，由图4 可以看出，当注入水中 SS 的粒径中值一定时，随着注入水中 SS 质量浓度增大，对于岩心堵塞伤害的程度也增大；岩心的渗透率越低，对注入水中 SS 质量浓度越敏感；当注入水中 SS 质量浓度达到 9.19 mg/ L 时，3#岩心（渗透率为 117 mD）渗透率下降至基准值的72%，1#岩心（渗透率为 9.28 mD）渗透率则下降至基准值的 43.95%，表明注入水中 SS 质量浓度上升，对岩心渗透率伤害加大，尤其是对低渗透岩心的渗透率伤害快速加大。
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图4 SS质量浓度对岩心渗透率的影响
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Fig.4 Effect of suspended solid concentration on core permeability
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2.3 固体悬浮物对岩心的堵塞特性
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从2#岩心渗透率随注入量的变化趋势（图5）可以看出，岩心渗透率的变化主要表现为2种类型：① 对于 SS 质量浓度较小的注入水，随注入量的增加，渗透率持续缓慢下降，注入量≤80 PV时降低幅度较小，主要原因是注入水中少量的颗粒逐步在孔隙喉道沉积下来，即颗粒逐步沉积的结果，实验表现为 SS质量浓度分别为 1.43 和 3.10 mg/L的渗透率变化曲线。②注入水中SS质量浓度较大时，随着注入水量的不断增加，岩心渗透率明显下降，大颗粒的固体悬浮物在注入端面或岩石内部孔隙喉道处较快沉积堵塞，随着注入端面堆积颗粒的增加，吸附在岩心端面形成相对稳定的一层“桥塞层”，固体悬浮物小颗粒继续往岩心内部侵入。从图5 可知 SS 质量浓度≤3.10 mg/L 时，渗透率变化表现为缓慢堵塞的特征；当SS质量浓度≥9.19 mg/L时，渗透率变化表现为快速堵塞的特征。
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图5 SS质量浓度对2#岩心的堵塞特性
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Fig.5 Plugging characteristics of core2# at different suspended solid concentrations
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由此可见，SS对储层的堵塞与其质量浓度和粒径中值密切相关，颗粒直径是孔隙直径的 1/3～1/7 时影响最大，粒径小的颗粒易进入孔道深部，堵塞作用加大，对岩心的伤害加大。
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2.4 粒径中值的伤害特性
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实验用现场水样的SS质量浓度为9.20 mg/L，对不同渗透率的岩心进行不同 SS 质量浓度的驱替伤害实验。
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SS 粒径中值对 4#岩心的影响 4 #岩心渗透率为 7.59 mD，驱替速度为 0.1 mL/min，SS 粒径中值为 1.3 μm时，对岩心渗透率无伤害。随着粒径中值的增大，岩心渗透率伤害加大，粒径中值为1.9 μm时，岩心渗透率降为基准值的 19.60%。可见对于渗透率≤7.59 mD的储层，允许渗透率变化率≤20%时，粒径中值应控制为≤1.9 μm（表4）。
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SS 粒径中值对 5#岩心的影响 5 #岩心渗透率为 53.7 mD，驱替速度为 0.2 mL/min，SS 粒径中值为 1.3 μm 时，对岩心渗透率亦无伤害，SS 粒径中值为 2.6 μm 时，岩心渗透率下降 17.63%，在 SS粒径中值上升到5.3 μm时，岩心渗透率急剧下降到基准值的 41.87%，表明 SS 粒径中值对储层伤害影响较大，对于渗透率≤53.7 mD 的储层，允许渗透率变化率≤ 20%时，SS粒径中值应控制为≤2.6 μm（表5）。
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SS 粒径中值对 6#岩心的影响 6 #岩心渗透率为119 mD，驱替速度为1 mL/min，SS粒径中值为1.3 μm时，对岩心无伤害。随着SS粒径中值的增大，为 6.8 μm时，对岩心渗透率变化率为30.32%。由此可见，渗透率高的储层影响显著下降；当 SS 粒径中值为12.1 μm时，渗透率降为基准值的27.2%。对于渗透率≤119 mD 的储层，允许渗透率变化率≤20% 时， SS粒径中值应控制为≤4.8 μm（表6）。
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3 结论
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通过对砾岩低渗透油藏储层孔隙结构及黏土矿物特性的研究，明确了该类油藏潜在注水过程中的主要伤害因素为注入水中的 SS 质量浓度和粒径中值大小，并由此系统研究了不同注入水中SS质量浓度和粒径中值对目标区块砾岩低渗透岩心的堵塞变化和伤害特性，具有较好的理论意义和实际应用价值，其结果用于指导对于砾岩低渗透油藏注水开发中的水质指标控制，确保油田开发中的有效注水。研究发现，在目标砾岩低渗透油藏注入水中SS 质量浓度越高，对储层渗透率的伤害程度越大，储层渗透率越小，SS 质量浓度高对储层的伤害越大； 粒径中值越大，对储层渗透率的伤害程度越高。目标砾岩低渗透油藏注入水中 SS 质量浓度的合理指标控制界限，储层渗透率小于等于9.28 mD，控制SS 质量浓度≤1.43 mg/L，粒径中值控制在1.9 μm以下； 储层渗透率大于9.28 mD但小于46.9 mD，控制SS质量浓度≤3.10 mg/L，粒径中值控制在2.6 μm以下；储层渗透率大于等于117 mD时，控制指标可适当放宽到 SS 质量浓度≤5.10 mg/L，粒径中值控制在 4.8 μm 以下。这样对于注入同一水源的区块，可以确保注入储层中的全覆盖伤害保护。同时随着注水的深入，强化监测注水井压力变化，跟踪调整控制水质。
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摘要
砾岩低渗透油藏储层非均质性强、孔喉半径小、矿物成分复杂，在注水开发中，回注水中固体悬浮物含量和粒径大小成为导致储层伤害的主要因素，而现有碎屑岩低渗透油藏注水水质推荐指标难以满足砾岩低渗透油藏，因此，需根据砾岩低渗透油藏储层特点，制定科学的注水水质指标。根据砾岩低渗透油藏储层孔隙结构及黏土矿物特性，采用CT扫描、扫描电镜及X射线衍射等实验方法，多角度分析了该类油藏潜在的注水伤害主要因素，同时根据颗粒堵塞理论，在注入过程中注入水中的固体悬浮物（SS），会堵塞孔喉通道导致渗透率下降，从而对砾岩低渗透岩心造成严重伤害。实验结果表明，SS质量浓度和粒径中值对不同渗透率的砾岩岩心的储层伤害差异较大，若要实现目标区块储层伤害率≤20%，当储层渗透率小于等于9.28 mD时，SS质量浓度≤1.43 mg/L，粒径中值≤1.9 μm；当储层渗透率大于 9.28 mD但小于 46.9 mD时，SS质量浓度≤3.1 mg/L，粒径中值≤2.6 μm；而储层渗透率大于等于 117 mD时，可放宽到SS质量浓度≤5.1 mg/L，粒径中值≤4.8 μm。
Abstract
Low-permeability conglomerate reservoirs are characterized by strong heterogeneity，small pore throat radius， and complex mineral components. In water injection development of the reservoirs，the content and particle size of suspend- ed solids in reinjection water are main factors leading to reservoir damage. However，the recommended indicators of injec- tion water quality for low-permeability clastic reservoirs are unsuitable for conglomerate reservoirs. Therefore，injection wa- ter quality indicators for low-permeability conglomerate reservoirs should be formulated based on the characteristics of the reservoirs. According to the pore structure and clay mineral properties of low-permeability conglomerate reservoirs，this pa- per employed CT scanning，scanning electron microscopy，and X-ray diffraction to analyze the main factors causing poten- tial damage in water injection from a multitude of perspectives. Additionally，according to the particle plugging theory，sus- pended solids（SS）in injection water will block the pore throat channel during the injection，resulting in a decrease in per- meability and serious damage to low-permeability conglomerate cores. The experimental results show that there are large differences in the damage incurred by concentrations and median particle sizes of SS to the conglomerate cores. To achieve the goal of damage to the target reservoir less than 20%，SS concentration have to be ≤ 1.43 mg/L and median particle size ≤ 1.9 μm in the reservoir when the permeability is ≤ 9.28 mD；SS concentration ≤ 3.1 mg/L and median particle size ≤ 2.6 μm in the reservoir when the permeability is in the range of 9.28-46.9 mD；SS concentration ≤ 5.1 mg/L and median parti- cle size ≤ 4.8 μm in the reservoir when the permeability is ≥ 117 mD.
