渤海稠油油田高含水期储层物性变化规律研究

胡治华

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

常规注水是目前渤海稠油油田高效开发的主要方式，然而长期的注水对储层的物性有较大影响，尤其对高孔高渗油藏，储层物性在注水前后的变化是普遍存在的问题[1-5]。渤海Z油田为较典型的湖相三角洲沉积。油田范围内，主要发育三角洲前缘亚相，储层的沉积微相类型主要包括三角洲前缘水下分流河道、河口坝、远砂坝等。油田原油具有密度大、黏度高、胶质沥青含量高、含硫量低、含蜡量低、凝固点低等特点，属重质稠油[6-8]。随着多年的常规注水开发，储层非均质性更为严重，严重影响了注入水波及效率和油藏开发效果。在储层物性、储层整体非均质及油水物性差异共同作用下，导致油田储层的渗流特征变化明显，集中体现在采出程度与产水率动态关系变差，油田进一步开采难度加大，常规“稳油控水”措施效果变差或受阻。因此，对油田储层物性的变化规律的研究迫在眉睫。

1 油田储层物性参数变化规律研究方法

在油田开发后期，高含水期油田取心资料和矿场测井动态资料均表明，由于注入水的长期冲刷，储层的宏观、微观结果、非均质性、流体组成及流体分布较开发初期均发生明显变化，尤其是影响渗流的主要物性参数发生了较大的变化，这些参数对剩余油的分布产生了巨大影响[9-10]。在油田取心井较少的情况下，主要采用室内试验、测井参数解释及油藏数值模拟方法对物性参数进行分析。

1.1 室内试验方法

室内试验主要有2种，一种是岩心驱替试验，另一种是微观驱替试验。岩心驱替试验能定性的解释储层参数的动态变化规律。微观驱替试验是以孔隙结构模型来研究水驱油的动态过程。

1.2 油藏数值模拟方法

油藏数值模拟技术是目前定量描述剩余油分布并可视化的一项成熟技术。对于长期注水冲刷开发的油田来说，常规数值模拟方法无法考虑储层参数的变化规律，造成其结果的准确性较差。针对这种情况，国内外主要有2种做法：一是立足于现有数值模拟软件采用分段处理，二是通过引入储层参数与含水率、注入孔隙体积倍数、微观渗流机理、注水强度等的变化规律，编制相应的数值模拟求解程序。

1.3 测井参数解释方法

长期开发过程中，随着开发程度逐渐加深，储集体的电阻率、介电性质、阳离子交换量、自然电位、人工极化电位、声学性质等物理性质也会逐渐发生变化，测井响应随之产生相应的变化，而且地层性质、注入水的含盐量与注入量不同，测井响应的变化特征和规律也不一样。通过不同开发时期测井资料获得各测井曲线的演化规律来解释的各井层物性参数(孔隙度、渗透率、饱和度以及泥质含量等)的变化特征，从而建立各参数的变化规律。

2 油田高含水期储层参数变化规律

2.1 孔隙度的变化规律

表1 渤海Z稠油油田B19井注水前后孔隙度对比表

图1 中高渗样品不同含水阶段的孔隙半径分布图

随着注入水对储层的长期冲刷，岩石骨架场、孔隙半径、黏土矿物等都会发生变化，储层的孔隙结构发生了变化，孔隙度也会变化。认清孔隙度的变化，有助于更好地认识油藏。

根据油田B19取心井物性数据(见表1)分析发现，油田驱替后，孔隙度普遍增大，特别是高渗孔隙度都增大，而中低渗有部分增大。Z稠油油田属于高孔高渗油田，非均质性强，整体的孔隙度在水驱后增大，但非均质性更强。

根据孔隙半径对数正态分布的方法，在求得油田不同含水阶段的孔隙结构分形维数和孔隙结构参数后，得到了不同含水阶段的孔隙半径分布。高渗样品不同含水阶段孔隙半径分布曲线如图1所示，这里选取的是不含水时，中含水期(含水40%和60%)和高含水期(含水80%)4个阶段孔隙半径的分布。

从图1中可以看出，随着含水率fw的不断上升，储层岩石的孔隙半径分布总趋势是向孔隙增大的方向转变。随着含水率的增大，曲线逐渐向右移动，并且曲线所覆盖的范围由原来的窄而尖变得宽而平。曲线的最大峰值逐渐减小，并且对应最大峰值的孔隙半径逐渐增大。说明储层岩石经过长期水驱后孔隙半径增大，大孔隙的数量越来越多。大量试验数据表明，在长期注水冲刷过程中孔隙度的变化范围很小，一般只有2%左右。

2.2 渗透率的变化规律

表2 油田不同地层渗透率变化倍数统计表

长期水驱后储层的孔隙结构发生了变化，必然引起渗透率也随着变化，渗透率的变化直接影响采油速度，对生产有着至关重要的影响[11]。

根据油田室内岩心长期注水冲刷试验结果(见表2)，单纯从渗透率有增减的岩心的数量或从渗透率区间分析，在较高倍数孔隙体积冲刷下，大部分岩心渗透率增大，且以中、高渗岩心居多，低渗岩心渗透率降低。

根据不同开发阶段或水淹前后取心井岩心统计资料的渗透率研究结果表明，同一层内同相带高渗透储层渗透率增加，低渗透储层渗透率减小；粗岩渗透率增加，细岩渗透率降低。弱胶结强溶解中、高孔高渗成岩储集相的渗透率升高幅度最大，其次为中胶结中溶解中孔中渗和强胶结弱溶解低孔低渗成岩储集相，而杂基充填低孔低渗成岩储集相的渗透率一般降低。

3 储层物性参数变化机理分析

油田在长期的注水开发过程中，每天有大量的注入量和采出量，地下储集体中渗流的开发流体——油、气、水混合物的成分、含量、渗流速度和方向不断的变化。引起这种变化的主要原因包括油藏温度、压力的降低、流体性质的改变及注入水动力作用所引起的岩石微观结构的变化，致使储集体宏观特征和宏观参数都发生较大变化，主要表现为如下3种变化。

3.1 岩石骨架场的变化

图2 岩石骨架场变化(图中黑色部分为孔隙，灰色和浅白色部分为颗粒)

储集体岩石骨架场随注水开发程度的加深而发生演变，岩石骨架场演化规律是随开发程度加深岩石颗粒间支撑方式的演化如下(见图2)：大多数岩石颗粒呈游离状，孔隙增大，孔喉畅通，点、线接触关系减少，颗粒间的连通孔隙全被开发流体占据。颗粒表面由富含油泥演化至光滑，导致储集的宏观物性总体上变好，但局部变差，使得剩余油分布更加复杂。

3.2 孔隙半径分布的变化

储集体微观孔喉网络场演化趋势是孔隙变大、形状变好，孔隙连通程度增加；喉道半径增加，吼道分选性变好，吼道连通程度增加，但物性好与物性差的储集体的变化规律有区别，物性好的储集体吼道特征变好，这些变化有利于驱油，但由于储集体自身的非均质性，这些变化也是非均质的，在整体变好的背景下储集体的某些部位变差，从而使微观剩余油分布更复杂。

3.3 黏土矿物的变化

储集层长期水驱后，黏土矿物总量均呈减少趋势，尤其是易发生颗粒迁移的高岭石、绿泥石和伊利石的相对质量分数普遍降低。

通过对注水前后取心岩样扫描电镜观察：在未注水开发时，岩样颗粒表面、孔道表面都由比较丰富的黏土覆盖，在喉道处还有团块的黏土矿物堆积。经过水驱后，从电镜照片上看到覆盖在孔道表面的黏土大量地减少，附着在长石颗粒表面的高岭石被溶解，蒙脱石遇水膨胀，经注入水冲刷后散落也随水洗而被带走，致使碎屑颗粒表面相对洁净。特别在大孔道表面处黏土被水洗得相当干净，仅在细小喉道处聚集了部分高岭石和细粒的片状矿物。

由此表明，长期注水开发，破坏了孔隙内原有黏土矿物结构。对于储层物性相对较好、孔喉直径相对较粗的储层，小粒径的泥质随水洗而被带走，岩石的粒度中值提高，而且也溶解、迁移了部分碳酸盐和少量膏盐类矿物，使砂岩孔隙内碳酸盐胶结物含量降低，孔隙喉道经水洗后扩大通畅了，即发生“增渗速敏”。而对于物性相对较差、孔喉直径相对较细的储层，颗粒迁移的比例小，泥质不易被水流冲出，所以储集层物性和孔隙结构变化幅度较小。

4 生产动态资料对油田物性变化规律的验证

由于吸水剖面能够很好的反映各小层的渗透率，是对储层的均质性最直接的体现[13]，所以笔者选择了吸水剖面资料对上述油田物性变化规律进行验证。

从油田X井不同阶段的吸水剖面(见图3)可以看出，总吸水量从2000～2010年一直在增加，说明储层的物性在变好，孔渗在增加；但各小层吸水剖面差异明显，3小层吸水量2000年到2008年增加了1.5倍左右，而5小层就从2000年增加到2008年，增加了6倍多，储层非均质性更为严重，且储层非均质性及储层流体性质导致的储层层间矛盾日益突出，说明该油田物性变化规律有较高的准确性。

图3 X井小层相对吸水量与渗透率对比图

5 结论

1)经过长期水驱后，油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加，但表现出2种相反的变化趋势：高渗透粗岩储层渗透率增加，大孔隙的数量逐渐增多；低渗透细岩储层孔隙度、渗透率减小。

2)储层这2种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重，储层层间矛盾日益突出。这是由于长期的注水对储层进行冲刷、浸泡，使得整个储集体的众多微观孔隙与喉道相互连通的极其微小的空间范围内发生风化、剥蚀、溶解和沉积作用，对储集体的岩石骨架、孔隙和喉道以及黏土矿物等进行改造和破坏。由于这种作用随开发动态而发生并改变，使储集体的微观属性发生物理、化学变化，致使储集体宏观特征和宏观参数都发生较大变化，并使剩余油分布更加复杂。

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