特低孔低渗油藏注水储层敏感性及其原因研究
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摘 要：莫北油田三工河组J1s2储层为特低渗透率的储集层，水质矿化度高，长期存在注水井注入压力高、注水注不进等问题。油田开发人员对其采取了井口提压、酸化、压裂等增注措施，以满足油藏注水要求，但效果均具有一定的局限性。针对莫北油田特低渗高压注水油藏注水困难、通过对岩心样敏感性进行了地层环境下的实验模拟，敏感性原因进行了综合分析，重新评价确定了科学合理的系统注水压力。该油藏注水开发政策对类似低孔低渗稀油油藏的开发具有一定的指导和借鉴意义。
关键词：注水 敏感 储层 增注
油藏开发过程中保持合理注采比，保证地层压力是油藏稳定开发的前提条件。莫北油田三工河组油藏由于孔隙度渗透率相对较差，造成油藏注水相对困难，定期的压裂、酸化措施成本大、见效周期短，且容易导致注入水沿人造裂缝快速指进，造成邻井含水快速上升，开发效果变差。通过岩心观察、取样，在地层环境下进行试验模拟，研究其储层速敏、盐敏、水敏等特征，找出注水过程中不同水型、注水强度对储层孔渗特征的影响，加强注入水与地层的配伍性，保持最合理的注水速度，使得油藏合理开发，实现最终采收率最大化。
一、储层物性参数特征
莫北油田胶结类型以压嵌型为主，其次为孔隙～压嵌型；颗粒接触方式主要为线接触，其次为点～线接触。该区储层孔隙类型主要以剩余粒间孔（0.0%～95.0%，平均57.4%）、原生粒间孔（0.0%～75.0%，平均36.0%）为主，有少量的粒内溶孔和高岭石晶间孔。喉道主要为细喉道，孔喉配位数0～0.94，平均0.37。该区块侏罗系三工河组J1s21储层毛管压力曲线形态为偏细歪度，平均排驱压力0.66MPa，平均饱和度中值压力7.47MPa，平均最大孔喉半径1.76μm，平均毛管半径0.53μm，平均退汞效率37%。
莫北油气田非均质性较强，岩心分析单砂层平均孔隙度为7.6%～14.1%，渗透率为0.2×10-3μm2～59.6×10-3μm2，层间渗透率变化较大。主要为三角洲前缘亚相的水下分流河道沉积本区侏罗系三工河组J1s21储层为低孔隙度、特低渗透率的储集层。
二、储层敏感性特征实验模拟研究
1、速敏实验分析
通过前期研究出的莫北油田莫北2井区块侏罗系三工河组J1s2油藏压力梯度关系，关系式如下：
Pio=-0.0066H+15.02…………………………（1）
式中：Pi――地层压力，MPa；
H――海拔，m。
莫北油田温度（t）与深度（D）关系为：
t=0.0224D+13.74…………………………（2）
式中：t ――地层温度，℃；
D――地层深度，m。
由（1）、（2）式计算莫北油田莫北2井区块侏罗系三工河组J1s21油藏中部地层压力38.45MPa、油层中部温度103℃、压力系数0.97。
根据莫北油田的实际情况，利用莫北油田注入水（矿化度2000 mg/L -3000mg/L），在油藏温度（103℃）条件下，对莫北油田A井32#岩样进行速敏性实验评价。结果显示在莫北油田注入水的矿化度下的临界流速为0.25mL/min，速敏性渗透率损害率为54.48%（中等偏强速敏）。本试验测定了岩样在油藏条件下，地层水的渗透率为0.754mD，而同样流量下（0.1mL/min）注入水的矿化度为0.665mD，渗透率下降了11.76%，说明注入水矿化度过低对于岩心的渗透率具有一定的影响。
分析认为莫北油田储层岩石粘土矿物中高岭石和绿泥石的含量较高，是导致岩样速度敏感性的主要原因。
两组岩心的平均渗透率损害率为52.24%，表明岩样属于“中等偏强”速敏。因此，在莫北油田采用注水开发的过程中应严格控制注入流速，以免储层中的矿物颗粒分散运移造成渗透率下降，影响开发效果。
2、水敏实验分析
选择莫北油田B井29#岩心进行水盐敏试验，操作是在模拟油藏温度（103℃）条件下进行的。根据油田实际化验分析资料（水全分析资料），根据各种矿物离子的含量，配制该井的模拟地层水（矿化度：25050mg/L）进行试验。
为了提高试验的准确度，试验中均以油田（模拟）地层水为基础，进行稀释。根据行业标准，在地层水矿化度和蒸馏水之间建立了10种不同的矿化度级别进行试验，为了避免岩样速敏性对实验结果造成的干扰，选用流量为0.15mL/min（流量的选取是建立在前面速敏性试验结果的基础上的，上述两块岩心的临界流速均为0.25mL/min，因此水盐敏实验选用的流量不能大于临界流速的0.8倍，故而选用流量为0.15mL/min）。
（1）莫北油田B井29#岩心
水敏试验选用地层水、次地层水和蒸馏水三种矿化度的注入水进行，试验测定结果见表6。水敏指数为52.00%，属于中等偏强水敏。
通过选取的岩心的水敏性试验结果表面，莫北油田储集层具有中等偏强甚至强水敏性的特征，这也从另一个角度论证了储层中高含粘土矿物是导致储层渗透率发生损害的主要因素之一。
3、盐敏实验分析
（1）莫北油田B井29#岩心
盐敏性试验是以水敏试验为基础进行的，本试验中选用10种不同矿化度的盐水进行试验。该岩心的临界矿化度为20400mg/L，具有高临界矿化度的特征，试验结果表明岩心水盐敏试验平均渗透率损害率为63.42%，为强盐敏性地层。
三、储层敏感性原理分析
水盐敏矿物主要是指与矿化度（或活度）不同于地层水的水基流体作用产生水化膨胀、或分散/运移等，并引起储层渗透率下降的矿物。主要有蒙皂石、伊/蒙间层矿物和绿/蒙间层矿物。因此通常将储层的水敏现象归因于低矿化度条件下粘土矿物的膨胀性。在常见粘土矿物中，蒙脱石的膨胀能力最强，其次是伊/蒙混层和绿/蒙混层矿物，而绿泥石和伊利石膨胀能力相对较弱，高岭石则无膨胀性。本区通过油田提供资料粘土矿物中高岭石、绿泥石相对含量最高，分别为 30.0%、35.5%，伊/蒙混层和伊利石含量相对较少，分别为18.7%、15.8%，混层比为27.36%～31.55%。因此通过试验得出的岩样具有的强水敏性并不能从由于粘土矿物的膨胀这一单一因素来考虑。
根据岩石物理学知识，储层电导与流出液中盐度具有正相关关系。在砂岩中用淡水置换盐水时电导下降与 pH值上升是同时发生的。用淡水置换盐水时，淡水中氢离子与粘土矿物（如高岭石）表面的钠离子进行交换，使溶液 pH值上升。pH值上升和盐度下降两者共同作用，使粘土矿物分散、运移而产生水敏效应。从力学角度来讲，高岭石与砂粒表面之间存在着范德华引力和双电层斥力。在地层盐水中，范德华力大于双电层斥力，故高岭石能稳定地粘附于砂粒表面。当地层盐水被淡水或低盐度水置换以后，由于双电层扩展，高岭石颗粒与砂粒表面双电层斥力增加，而使高岭石从砂粒表面释放出来。这样一来，储层内流体矿化度的大幅度降低将减弱颗粒与高岭石间的结构力，使那些胶结不好的高岭石矿物颗粒分离，一些由高岭石胶结的石英或长石微粒被拆解。最终这些地层微粒释放到流体中去，在微粒半径与喉道半径相当的情况下堵塞孔隙喉道，从而导致储层渗透率受到伤害。因此没有膨胀性质的高岭石在淡水中的分散、运移和堵塞孔隙喉道，以及粘土矿物胶结的石英或长石颗粒拆解、移动是影响莫北油田储层水敏性的重要因素之一。
综上，对于莫北油田“低渗”的特性，导致水敏的因素主要是储层中含有的伊利石和伊/蒙混层的膨胀，绿泥石和高岭石在低盐度注入水作用下的分散运移堵塞孔隙喉道，以及粘土矿物胶结的石英或长石颗粒拆解、移动是影响莫北油田储层水敏性的主要因素。
同时盐敏性的评价显示出的高临界矿化度的特征也说明莫北低渗油田对于注入水的矿化度要求较高，因此前期的注入水水质不达标是导致莫北油田注水注不进、注水压力高的重要影响因素。
岩石矿物分析显示，储层粘土矿物含量较高，粘土中伊利石和伊/蒙混层的水化膨胀以及高岭石和绿泥石的分散运移是导致储层渗透率下降的主要因素；水敏和速敏结果显示为中等偏强水敏和速敏，因此粘土的水化膨胀以及分散、运移的综合作用是导致注入压力高的重要因素。
四 小结
针对莫北油田实际情况，从多方面对该区块地质特征以及储层伤害与保护进行分析，主要取得以下认识：
1.莫北油田三工河组J1s2储层水敏和速敏结果显示为中等偏强水敏和速敏，因此粘土的水化膨胀以及分散、运移的综合作用是导致注入压力高的主要因素；
2.莫北油气田侏罗系三工河组地层水型为NaHCO3，平均氯离子含量8094mg/L，总矿化度16253mg/L，具有高临界矿化度的特征；
3.莫北油田储层导致水敏的主要因素为粘土矿物膨胀，在低盐度注入水作用下的分散运移堵塞孔隙喉道导致储层渗透率发生损害；
4.在选择增注剂的过程中，应选择能够对已经发生水化膨胀的粘土颗粒进行缩膨，同时又可以将缩膨的粘土颗粒稳定到原位置，即同时具有防止水化膨胀、缩膨和抑制粘土颗粒运移的体系对莫北油田注水井的注入性进行改善。
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