坪北特低渗透油藏水驱前后储层参数变化规律研究

金 崯，何玉忠

(中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉 430223)

近十余年来，由于中、高渗透油藏的持续开采，其剩余储量不断减少，导致低渗透油藏原油储量在我国石油总资源量中所占比例迅速增加。注水开发是低渗透油田主要开采方式之一，但是目前普遍存在开采效果差、采收率低的问题。因此研究造成高含水期后注水效率逐渐变低的影响因素，减少注水开发过程中对储层物性造成的伤害很有必要。

1 水驱前后渗透率变化

对坪北油田C4+5、C6储层取样分析，其最大渗透率为10.5 ×10－3μm2，最小渗透率为 0.01 ×10－3μm2，平均渗透率为 1.08 ×10－3μm2，以 1.0 ×10－3μm2以下的渗透率分布为主。为对比水驱前后储层渗透率变化关系，选取了9块不同渗透率岩心开展了物模实验研究，实验前首先抽空岩心并饱和模拟地层水，然后在一定排量下注入地层水恒速驱替，期间测定某一阶段的瞬时水相渗透率;驱替至40～60倍孔隙体积，最后再对比水驱前后空气渗透率变化情况。

特低渗透储层岩心在长期水驱冲刷过程中，瞬时水相渗透率是随着驱替注入孔隙体积倍数的增加而逐渐变小的(见图1);将水驱冲刷后的实验岩心洗盐烘干后测其空气渗透率，并与原始空气渗透率进行对比，发现渗透率都呈现出下降趋势(见表1)。

对比不同渗透率岩心水驱前后渗透率下降幅度可以发现，渗透率为 0.1 ×10－3μm2～ 2.5 ×10－3μm2时，随着渗透率的增加，其渗透率下降率也随之增加;当渗透率大于 2.5×10－3μm2时，随着渗透率的增加，其渗透率下降率呈现减小的趋势。

从以上实验可以看出，坪北油田岩心经过长期的注水冲刷以后，岩心渗透率大大降低，严重影响到油藏流体的运移能力。9组岩心实验中，渗透率损失率最大的达到了70.4%，损失率最小的也有15.2%，平均损失率达到了40%。

图1 27#岩心瞬时水相渗透率与驱替孔隙体积倍数关系图

表1 水驱前后岩心空气渗透率数据表

2 储层微观孔隙结构特征

根据坪北油田岩心扫描电镜和铸体薄片图像分析，认为其储层几乎没有原生孔隙存在，绝大部分是次生孔隙，孔隙类型以粒间溶蚀孔为主，且溶孔连通性较差，溶孔内充填叶片状自生绿泥石及自生长石晶粒。

扫描电镜放大图及铸体薄片图像(代表视域)(见图 2，3)。

图2 扫描电镜放大图

图3 铸体薄片图像(代表视域)

根据粘土矿物X射线衍射分析(见表2)，其粘土含量较高，平均可达到4.14%;且粘土矿物成分中，又以绿泥石居多，平均为72.29%。

铸体薄片图像和毛管压力曲线测定结果统计分析，总面孔率为1.23% ～ 2.24%，平均配位数1.07 ～ 1.50，平均孔隙半径10.13 μm ～ 22.35 μm，平均孔喉半径 0.135 μm ～ 1.109μm;并绘制渗透率与平均喉道半径关系曲线(见图4)，当渗透率为 2.5 ×10－3μm2附近时，其平均喉道半径最小，而随着渗透率的增大和减小，其平均喉道半径都呈现增加的趋势。

表2 坪北油田岩心粘土矿物分析表

图4 坪北油田岩心平均喉道半径与渗透率关系图

3 实验结果分析

多种测试结果认为，坪北油田岩石粘土矿物成分主要是绿泥石，并且以分布在粒表居多，其次为伊蒙混层和伊利石。而绿泥石与伊利石为速敏矿物，伊蒙混层为水敏矿物，随着注水倍数的增加，水流渠道壁上的粘土被水流剥落或冲散，砂岩孔隙中的胶结物不断被冲刷带出。根据Barkman和Davidson对悬浮物在多孔介质渗流过程的研究结果，对于半径为r的悬浮颗粒和半径为R的喉道，当3 r＞R时颗粒不能穿过喉道，不形成桥堵但可形成卡堵，3 r＜R＜10 r时颗粒在孔喉部位形成桥堵，10 r＜R时颗粒可在孔喉内较自由地移动，不会造成堵塞，或仅形成稳定性很差的桥堵。由于粘土矿物颗粒半径主要分布在0.5μm ～1.0μm左右，而桥堵是主要的堵塞形式，因此对半径在1.5μm ～10μm左右的喉道堵塞较为严重。而当渗透率在2.5×10－3μm2附近时，正处于容易桥堵范围内平均喉道半径的最小值，因此水驱冲刷后渗透率下降也最多。

4 结论

1)坪北特低渗透储层岩石渗透率低，喉道细小，粘土矿物主要是绿泥石、伊蒙混层和伊利石，注水过程中易发生颗粒运移，堵塞喉道。天然岩心实验结果表明长期注水冲刷后平均渗透率损失率达到了40%。

2)坪北特低渗透储层渗透率在 2.5 ×10－3μm2附近时，它的平均喉道半径最小，水驱冲刷后渗透率下降也最多。

3)坪北油田在注水开发过程中，必须控制注水流速，并在注入水中适当添加防膨剂，抑制粘土矿物颗粒脱落、运移对储层物性造成的伤害。

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