油田注水开发是当前国内油田开发的一种主要形式,胜利油田水驱油藏占油区79%,普遍面临注水压力高,欠注量大,储层能量下降和注水能耗高的问题。因此,本文通过研究注入水中悬浮颗粒与储层适应性,明确影响油田注水压力升高的影响因素及其作用规律,为油田注水油藏稳产增产提供理论支持。本文从多孔介质中悬浮颗粒的运动现象出发,考虑流体因素和多孔介质的物性因素,结合渗流力学理论,构建了多孔介质中悬浮颗粒运动模型。使用核磁共振方法测定岩心孔径分布,利用数值差分构建数值模拟模型,编写软件实现多孔介质中悬浮颗粒运动数值模拟计算。结合室内岩心实验,校正了数值模拟模型,在实际岩心孔径分布的基础上研究了悬浮颗粒粒径、悬浮颗粒浓度、注水速度、孔隙度、渗透率和多孔介质长度对注水压力的影响作用规律,采用多因素分析方法确定了影响封堵率的主控因素。研究发现,注入水中悬浮颗粒在多孔介质中滞留导致孔隙度下降,孔隙迂曲度增加以及可流动孔隙减少,从而降低多孔介质渗透率,引起注水压力升高。注水压力变化的总体趋势呈现为先缓慢增加,然后急剧增加,最后增速变小并达到稳定三个阶段。注水压力变化受到悬浮颗粒粒径、悬浮颗粒浓度、注水速度、多孔介质长度、多孔介质孔隙度和渗透率六个因素的影响。注入水中悬浮颗粒的最佳粒径均值应小于储层平均孔径的10%,浓度应小于16mg/L,此时注水压力升高幅度较小,封堵率小于5%。注水速度和多孔介质长度越小越好,其对注水压力升高幅度和封堵率影响较小,对注水压力升高速度影响较大。孔隙度和渗透率越小,悬浮颗粒越容易在多孔介质中滞留,当孔隙度小于15%,液测渗透率小于2mD后,悬浮颗粒平均粒径应小于1μm。各个因素对封堵率的影响从大到小依次为:悬浮颗粒粒径>孔隙度>渗透率>注水速度>岩心长度>悬浮颗粒浓度,悬浮颗粒粒径为影响封堵率的主控因素,控制注水压力的关键是控制悬浮颗粒粒径。