歧口17-2油田注入水顆粒粒徑與喉道配伍性研究

高建崇， 李海濤， 喬文波， 山金城， 張 嶺

(1．中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452；2．西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500)

歧口17-2油田注入水顆粒粒徑與喉道配伍性研究

高建崇1， 李海濤2， 喬文波2， 山金城1， 張 嶺1

(1．中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452；2．西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500)

歧口17-2油田注入水顆粒粒徑指標(biāo)主要是依據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)制定的，在此基礎(chǔ)上開展其與喉道的配伍性研究是極有必要的。通過對(duì)地層系數(shù)的計(jì)算統(tǒng)計(jì)明確了目標(biāo)油田主力注水層位分布。利用主力注水層位巖心的壓汞曲線數(shù)據(jù)，分析了其微觀孔隙結(jié)構(gòu)，獲得了主流喉道中值。綜合考慮，取滲透率約為2 000 mD的24塊巖心進(jìn)行模擬注水實(shí)驗(yàn)。根據(jù)國標(biāo)SY/T 5329—94，針對(duì)目標(biāo)油田主力吸水層位滲透率，取最嚴(yán)格質(zhì)量濃度指標(biāo)上限5 mg/L時(shí)，認(rèn)為滲透率傷害值超過25%的粒徑區(qū)間即為規(guī)避區(qū)間，現(xiàn)場(chǎng)注水時(shí)粒徑需考慮規(guī)避區(qū)間的下限，目標(biāo)油田為主流喉道中值的1/8。當(dāng)注入水顆粒質(zhì)量濃度為5 mg/L，粒徑增加至4 μm時(shí)滲透率傷害率值增大至20%，故目標(biāo)油田注入水中懸浮顆粒質(zhì)量濃度應(yīng)小于5 mg/L，粒徑應(yīng)小于4 μm。

配伍性； 地層系數(shù)法； 孔喉結(jié)構(gòu)； 注入水； 懸浮固體； 粒徑分布

油田注水開發(fā)過程中，由于各種原因，注入水中總含有一定量的懸浮顆粒。這些懸浮顆粒的大小同其含量一樣都是水質(zhì)的重要指標(biāo)，是造成地層傷害的重要因素[1-3]。對(duì)于注入水中懸浮顆粒粒徑的要求，國內(nèi)外學(xué)者作了諸多研究并提出了自己的標(biāo)準(zhǔn)。

J.H.Barkman等[4]在研究泥漿濾餅時(shí)提出了在鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)方面為大家公認(rèn)的“1/3～1/7”定律，即當(dāng)固相顆粒粒徑>1/3喉道直徑時(shí)，顆粒只會(huì)形成外濾餅堵塞巖心端面，不能進(jìn)入油層；如果顆粒粒徑<1/7孔喉直徑則不會(huì)堵塞孔喉；而位于“1/3～1/7”之間的顆粒將會(huì)嚴(yán)重傷害油層。

法魯克·西維[5]憑借經(jīng)驗(yàn)得出了平均孔喉直徑Dt和平均顆粒直徑Dp與堵塞所必須的臨界值βcr的關(guān)系為:βcr=(Dt/Dp)cr。Himes等[5]將孔喉與顆粒的直徑比定義為“屏蔽因子”,即β=Dt/Dp,并指出顆粒懸浮液注入孔隙介質(zhì)時(shí):β<3,外部濾餅形成；3<β<7,內(nèi)部濾餅形成；β>7,有無濾餅形成無關(guān)緊要。

陳龍花[6]在對(duì)江漢油田注水水質(zhì)指標(biāo)進(jìn)行評(píng)價(jià)和優(yōu)選時(shí)提出，對(duì)于未進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的油田儲(chǔ)層，其注入水一般要求顆粒直徑中值與孔喉直徑比小于或等于1/5～1/6，并以此來確定懸浮顆粒直徑中值這項(xiàng)指標(biāo)。

除此之外，又有學(xué)者根據(jù)實(shí)驗(yàn)研究提出了“1/3～1/10”、“1/3～1/14”等顆粒與喉道的配伍規(guī)則[7]。但具體操作時(shí)，人們更相信通過實(shí)驗(yàn)來確定適合自己油田的規(guī)則，這樣得出的結(jié)果才最具說服力，才會(huì)在保護(hù)儲(chǔ)集層的同時(shí)降低投資成本。在我國許多油田諸如遼河、南陽、中原、江漢、勝利、吐哈及克拉瑪依等油田通過開展不同粒徑固相顆粒對(duì)儲(chǔ)層的傷害評(píng)價(jià)，得出了自己油田的顆粒粒徑與喉道的配伍性比例關(guān)系，配伍性比例見表1。

表1 各油田顆粒粒徑與孔隙喉道的配伍性比例Table 1 Compatibility proportion of particle size and pore throat of oilfields

由表1可見，注入水懸浮顆粒粒徑在不同油田、不同儲(chǔ)層與喉道尺寸都具有不同的配伍性比例關(guān)系。在這些理論的基礎(chǔ)上，本文通過巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)對(duì)歧口17-2油田主力注水層位的粒徑指標(biāo)進(jìn)行了室內(nèi)研究，并提出了相應(yīng)的配伍性比例及注水指標(biāo)。

1 吸水層位的地層系數(shù)分布

在注水工程中，地層系數(shù)是反映儲(chǔ)層特征很重要的參數(shù)之一，它指的是地層有效厚度與有效滲透率的乘積，表征了儲(chǔ)層通過流體的能力，即一般情況下，流體在儲(chǔ)層中的流動(dòng)能力與地層系數(shù)呈正相關(guān)[8-9]。在對(duì)目前歧口17-2油田8口注水井的吸水層位地層系數(shù)進(jìn)行計(jì)算統(tǒng)計(jì)后，得到目標(biāo)油田注水層位地層系數(shù)分布如圖1所示。

圖1 歧口17-2油田注水層位地層系數(shù)分布

Fig.1WaterinjectionlayerscoefficientdistributionchartinQikou17-2oilfield

由圖1可以看出，目標(biāo)油田注水層位的地層系數(shù)主要分布在1 000～2 000 mD及2 000～3 000 mD,其總和達(dá)90.5%，其余區(qū)間均小于等于5.0%。由此確定在現(xiàn)場(chǎng)注水過程中主要考慮的滲透率區(qū)間為1 000～3 000 mD。

2 儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)

選取兩塊能代表目標(biāo)油田儲(chǔ)層性質(zhì)的巖心(氣測(cè)滲透率分別為1 500、2 500 mD左右)，通過恒速壓汞實(shí)驗(yàn)確定儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)[10-11]，結(jié)果見圖2。

圖2 不同滲透率下歧口17-2油田巖心孔喉分布及貢獻(xiàn)

Fig.2DistributionandthecontributionofthecoreporethroatunderdifferentpermeabilityinQikou17-2oilfield

由圖2(a)可知滲透率為1 540 mD的巖樣孔喉半徑主要分布在0.7～52.6 μm，本文用滲透率累積貢獻(xiàn)達(dá)75%時(shí)對(duì)應(yīng)的孔喉半徑來表征主流喉道中值，故此巖樣的主流喉道中值半徑為18.12 μm。同理，由圖2(b)可知滲透率為2 519 mD的巖樣孔喉半徑主要分布在0.6～52.6 μm，主流喉道中值半徑為20.84 μm。

本文采用主流喉道中值對(duì)地層系數(shù)加權(quán)后的平均值作為配伍性比例的研究基礎(chǔ)之一，即喉道半徑，其為19.63 μm。同理，滲透率為2 054 mD。

3 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

3.1實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)所用懸浮顆粒為碳酸鈣，密度為2.93 mg/cm3，用過濾器過濾法配制不同粒徑不同質(zhì)量濃度的懸浮液。如用4 μm過濾器過濾一定體積、已用6 μm過濾器過濾后的懸浮液，便可得到4～6 μm懸浮顆粒，如此便得到實(shí)驗(yàn)所需粒徑范圍內(nèi)的顆粒粒徑，同時(shí)，將獲得的不同粒徑顆粒在激光粒度儀上進(jìn)行測(cè)試與核對(duì)，基本達(dá)到了實(shí)驗(yàn)要求。由于得到的懸浮液中顆粒直徑在4～6 μm，取中值5 μm作為其平均直徑，相應(yīng)的平均半徑為2.5 μm。半徑為1、3、5、7、9、11 μm的懸浮顆粒分別代表了直徑為0～2、2～4、4～6、6～8、8～10、10～12 μm的顆粒。

由速敏實(shí)驗(yàn)得知歧口17-2油田速敏程度較弱，實(shí)驗(yàn)驅(qū)替流量取1 mL/min。

3.2實(shí)驗(yàn)安排

巖心分為4組，每組6個(gè)巖心，巖心滲透率主要集中分布在1 500～2 500 mD。每一組巖心分別注入懸浮顆粒質(zhì)量濃度相同，而粒徑依次為1、3、5、7、9、11 μm的懸浮液。質(zhì)量濃度分為4個(gè)級(jí)別，分別為3、5、7、10 mg/L。

4 結(jié)果與討論

依照上述實(shí)驗(yàn)安排進(jìn)行不同顆粒粒徑以及不同顆粒質(zhì)量濃度下的巖心傷害實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3—5所示。圖3描述的是粒徑為3 μm時(shí)不同質(zhì)量濃度懸浮顆粒注入巖心的傷害結(jié)果；圖4描述的是質(zhì)量濃度為5 mg/L時(shí)不同粒徑懸浮顆粒注入巖心傷害結(jié)果；圖5描述的是不同粒徑、質(zhì)量濃度懸浮顆粒注入巖心傷害結(jié)果。

圖3 歧口17-2油田粒徑為3 μm時(shí)不同質(zhì)量濃度懸浮顆粒注入巖心傷害結(jié)果

Fig.3Damageresultundersolutionofparticlesizeof3μmanddifferentmassconcentrationintothecoreinQikou17-2oilfield

圖4 歧口17-2油田質(zhì)量濃度為5 mg/L時(shí)不同粒徑懸浮顆粒注入巖心傷害結(jié)果

Fig.4Damageresultundersolutionofparticlemassconcentrationof5mg/LanddifferentsizeintothecoreinQikou17-2oilfield

由圖4、5可以看出，傷害曲線均可分為上升和穩(wěn)定階段。當(dāng)曲線處于下降階段時(shí)，顆粒主要在喉道深處形成單孔堵塞或者單個(gè)孔隙逐步縮??；當(dāng)曲線逐漸處于穩(wěn)定階段時(shí)，顆粒在這個(gè)過程中形成內(nèi)部或外部濾餅[12-13]。最終，此時(shí)將不會(huì)有顆粒侵入巖心內(nèi)部，而巖心的滲透率也會(huì)趨于穩(wěn)定。其中，9個(gè)巖心在注入20～30 PV懸浮顆粒溶液后，傷害曲線趨于穩(wěn)定。

由圖4可知，巖心隨懸浮顆粒溶液質(zhì)量濃度的增加傷害也增加，規(guī)律非常明顯，其中3 mg/L與5 mg/L溶液傷害接近。由圖5可知，巖心隨懸浮顆粒溶液粒徑的增加傷害先增加后降低，影響較復(fù)雜一些。如前所述，關(guān)于顆粒粒徑與孔喉分布間的匹配關(guān)系還沒有完全統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)，并且隨目標(biāo)油田不同，匹配關(guān)系也不盡相同，此時(shí)，又涉及到了每個(gè)油田自身粒徑與孔喉的配伍性關(guān)系。

圖5 歧口17-2油田不同粒徑、 質(zhì)量濃度懸浮顆粒注入巖心傷害結(jié)果

Fig.5DamageresultundersolutionofdifferentparticlemassconcentrationanddifferentsizeintothecoreinQikou17-2oilfield

由圖5可以看出，懸浮顆粒粒徑相同時(shí)，巖心傷害隨質(zhì)量濃度增加而增大。質(zhì)量濃度相同時(shí)，傷害隨著粒徑的增加先增大后減小，并且?guī)r心傷害率峰值都出現(xiàn)在5～7 μm粒徑。

根據(jù)中華人民共和國石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5329—94《碎屑巖油藏注水水質(zhì)推薦指標(biāo)及分析方法》，氣測(cè)滲透率>600 mD時(shí)，注水過程中執(zhí)行最優(yōu)級(jí)C1級(jí)時(shí)，懸浮顆粒質(zhì)量濃度應(yīng)小于5 mg/L、粒徑應(yīng)小于3 μm。根據(jù)歧口17-2油田巖心傷害實(shí)驗(yàn)結(jié)果，當(dāng)懸浮顆粒質(zhì)量濃度為5 mg/L、粒徑在5～9 μm時(shí)，巖心傷害率大于25%，其中在粒徑為7 μm左右時(shí)，傷害率達(dá)到峰值，約為32%。結(jié)合該油田主力吸水層的孔隙結(jié)構(gòu)分析結(jié)果，油田注入水中懸浮顆粒粒徑為主流喉道直徑的1/8～1/4時(shí)，所造成的傷害是比較大的，應(yīng)該規(guī)避?？紤]到現(xiàn)場(chǎng)注入水中懸浮顆粒粒徑的連續(xù)性以及大顆粒容易形成井底充填，故注入水中懸浮顆粒粒徑應(yīng)<主流喉道直徑的1/8。

并且由圖5可以推斷，當(dāng)懸浮物質(zhì)量濃度為小于5 mg/L、粒徑小于4 μm，巖心傷害率小于20%(如圖5中虛線所示)。同時(shí)，進(jìn)行了5 mg/L、4 μm懸浮顆粒溶液傷害巖心實(shí)驗(yàn)，得到巖心傷害率為20.5%，基本滿足要求。故推薦油田注水懸浮顆粒指標(biāo)為懸浮物質(zhì)量濃度小于5 mg/L、粒徑小于4 μm，相比標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5329—94在滿足傷害要求的同時(shí)，放寬了粒徑指標(biāo),取得了經(jīng)濟(jì)優(yōu)化。

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(編輯 王亞新)

The Compatibility between Suspended Solids Partice Size and Pore Throat during Water-Flooding in Qikou 17-2 Oilfield

Gao Jianchong1, Li Haitao2, Qiao Wenbo2, Shan Jincheng1, Zhang Ling1

(1.TianjinBranchofCNOOCChinaLimited,Tianjin300452,China; 2.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,SouthwestPetroleumUniversity,ChengduSichuan610500,China)

The injected water suspended solids particle size index of Qikou 17-2 oilfield is mainly based on the industry standard, it is essential to carry out the study on compatibility between suspended solids particle size and pore throat on this basis. The distribution of principle water-injection intake level for Qikou 17-2 oilfield is obtained via the statistics of the formation factor. Based on the capillary pressure curves from the main water injection reservoir, the microscopic pore structure was analyzed and the median primary fluid throat was obtained. In order to find out the compatibility ratio of suspended particle to the median primary fluid throat during water-flooding for the target oilfield, 24 pieces of cores, which its’ permeability are around 2 000 mD, are used to simulate water-flooding. According to Chinese standard SY/T 5329—94, the upper limit of particles concentration of the most strictest index at the target permeability is 5 mg/L. Considering that when the damage extent is over 25%, the relevant size distribution of the particles should be avoided and it’s lower limit is adopted for the working site. Experimental results show that the ratio of the lower limit to the median primary fluid throat is 1/8. The damage extent was over 20% when the concentration of the particles was 5 mg/L and the upper limit of the size distribution was 4 μm.Thus the concentration and the upper limit of the size distribution of the suspend particles should be controlled individually in 5 mg/L and 4 μm.

Compatibility; Formation factor method; Microscopic pore structure; Injected water; Suspended particle; Size distribution

1006-396X(2014)01-0056-04

2013-06-24

：2013-09-06

西南石油大學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室資助項(xiàng)目(B141)。

高建崇(1979-)，男，碩士，工程師，從事油田采油工藝技術(shù)的研究與推廣實(shí)施；E-mail:gaojch@gmail.com。

TE357

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.01.011