特低渗油藏水驱后储层动态特征变化研究—以盘古梁A油藏为例

沈焕文，李化斌，王碧涛，杨学武，王贵文，张　鹏，刘　萍（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川　750006）



特低渗油藏水驱后储层动态特征变化研究—以盘古梁A油藏为例

沈焕文，李化斌，王碧涛，杨学武，王贵文，张鹏，刘萍
（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750006）

摘要：在注水开发过程中，由于注入水的长期水洗和冲刷等作用对储层物性、孔隙结构、润湿性以及油藏流体性质的影响，使注水开发后储层特征与原始储层特征存在差异。这种差异变化反过来又对注水开发及以后的采油可能产生较大的影响。因此，加强对注水开发储层特征动态变化的研究具有较重要的现实意义。本文通过探评井与检查井对比分析，核磁共振实验，注水开发模拟实验和铸体薄片鉴定、压汞实验、相渗实验以及真实砂岩微观渗流实验等方法，研究该油层注水前后储层物性的变化规律和流体分布特征，并从机理上分析了影响储层物性变化的因素。为后期三次采油提高采收率技术研究具有一定的指导意义。

关键词：特低渗油藏；注水开发；储层特征

特低渗油藏属典型的“三低”油藏，储层物性较差，非达西渗流和压力敏感特征明显，必须通过注水来保持地层压力和稳定单井产能[1]。但在注水开发过程中，由于注入水的长期水洗和冲刷等作用对储层物性、孔隙结构、润湿性以及油藏流体性质的影响，使注水开发后储层特征与原始储层特征存在差异，对开发调整措施的制定将有一定影响。以靖安油田盘古梁A油藏为例，储层天然裂缝较发育，经过十多年的注水开发，目前已进入中高含水开发阶段，含水上升速度加快，油藏稳产难度加大[2，3]。通过开展水驱后储层的岩性、物性、电性和含油性的变化特征研究，从机理上分析影响储层物性变化的因素，为科学制定稳产调整技术措施提供依据。

1　水驱后开发动态特征表征

1.1注入剖面特征

统计历年吸水剖面测试资料表明，随着注水时间的延长，剖面吸水状况发生明显变化，均匀吸水井比例逐步减少，而剖面吸水状况较差井比例增加，其中吸水段普遍下移及下段吸水大的井占同类井的28.0 %；不吸或指状尖峰状吸水井的比例占同类井的20.1 %。从注入剖面表征现象说明长期注水后对孔渗结构具有一定影响。

1.2产出剖面特征

通过产出井剩余油测试及检查井资料表明，注水开发过程中，注水易沿高渗通道突进，由于长期注水冲刷，导致高渗通道孔渗性增加，产出剖面表现为仅局部高渗层段水洗严重，而低渗层段表现为未水驱波及或未水淹。从产出剖面表征现象说明水驱后对驱油效率具有一定影响。

2　水驱后储层动态特征研究

2.1岩石组分及矿物含量变化研究

水驱后，岩屑含量由88.1 %上升至90.8 %，填隙物含量由11.9 %下降至9.2 %，从岩屑组成的矿物含量看，主要是由于石英含量由21.9 %上升至24.7 %，长石含量由51.1 %上升至51.7 %，从填隙物的矿物含量看，主要是由于绿泥石含量由4.0 %上升至5.4 %。碎屑组分增加主要是因为碎屑的主要成分石英、长石自生加大造成；填隙物减少，填隙物中占比重较大的绿泥石水驱后相对含量增加，但绝对含量减少（见图1）。

碎屑主要矿物成分变化图

图1　盘古梁A油藏水驱前后矿物成分变化图及盘检B井岩石组分变化电镜照片

2.2黏土矿物含量变化研究

取岩心样品进行水驱前、后X衍射试验分析，水驱前后黏土矿物各组分的比例发生了较大的变化，黏土总量减少；伊利石相对、绝对含量减少；伊/蒙混层相对、绝对含量增加；绿泥石相对含量稍有增加、绝对含量减少。其原因是：（1）岩石中的长石在注水的长期作用下，发生水解作用，蚀变为高岭石；（2）长石在注水的长期作用中，蒙脱石转化为伊利石。岩石在水淹冲刷后，岩石中的伊蒙层黏土的减少，或岩石孔喉中充填了较多的高岭石团块等都使岩石孔隙分布更不均匀。

2.3孔隙类型变化研究

水驱后面孔率由6.1 %下降至5.8 %，平均孔径由34.69 %下降至29.8 %，粒间孔由5.19 %下降至4.98 %，长石溶孔由0.58 %上升至0.84 %，主要是因为石英长石的次生加大造成了粒间孔的减小，同时部分长石颗粒溶蚀产生溶孔造成长石溶孔增大，经过长期水驱后，覆盖在喉道表面的黏土大量地减少了，特别在大喉道表面处黏土被水洗得相当干净。附着在长石颗粒表面的高岭石被溶解，高岭石晶形很差。使得大喉道更大，小孔隙越小，非均质性增强。

2.4孔隙度渗透率变化研究

水驱后由于矿物含量发生变化、孔隙类型发生变化，孔隙结构发生变化，必然导致孔隙度渗透率发生变化，从整体看，水驱后孔隙度渗透率均下降（见图2）。

图2　盘古梁A油藏水驱前后孔隙度、渗透率变化图

2.5孔隙结构变化研究

观察岩心水驱前后压汞试验，水驱后样品的启动压力略有增加，曲线的平缓段有明显区别，即水驱后样品的进汞曲线比水驱前样品的曲线要陡。退汞曲线也具有同样规律，说明水驱后岩石的孔隙结构已经发生变化，孔喉分布不集中，孔隙结构非均质性增强（见图3）。

图3　水驱前后压汞试验曲线

孔隙结构非均质性的特征（见表1），从这些参数可以看出以下变化特征：（1）孔喉分布特征参数变化。水驱后孔喉分选系数、均值明显降低，歪度变大。表明储层水驱后，孔喉分散，分布不均匀；（2）孔喉半径特征参数变化。水驱后中值道半径略有升高、平均孔喉体积比降低。水驱后孔喉半径复杂化；（3）孔喉连通特征参数变化：水驱后门槛压力升高、最大进汞饱和度、结构系数下降。表明储层水驱后，孔隙连通渗流能力变差，储层储集能力变小。

2.6储层湿润性变化研究

油层岩石表面润湿性一般是亲油的。在油层注水开发过程中，由于水的冲刷作用，使贴附在岩石颗粒表面的油膜逐渐变薄或脱落，另一方面由于分子的运动也会使岩石表面脱附的油分子不断被水带走。结果使岩石一油一水三者之间原有的吸附和脱附动态平衡关系遭到破坏。随着注入水的长期大量地冲刷，就使这种动态平衡不断向脱附方向变化，最后导致油层岩石表面润湿性发生变化（见表2）。

表1　水驱前后孔喉特征参数数据表

表2　水驱前后润湿性变化表

2.7相渗曲线变化研究

从水驱后的相渗曲线变化可以看出：（1）油水两相渗流区间变窄，由38.9 %下降至32.4 %；（2）随着水洗程度的提高，束缚水饱增加，残余油饱降低；（3）等渗点右移，水相渗透率增大；（4）岩石的润湿性向亲水逐步增加；（5）水驱后储层由Ⅰ类向Ⅱ类转变。

同时对盘检B井所取的岩心进行了核磁共振检测，共检测62份样，目的是定量求取所录岩样的孔隙度、渗透率、含油饱和度、含水饱和度、可动水饱和度及束缚水饱和度等储层评价参数，并对剩余油分布和各层水淹状况进行了分析，制定了盘古梁A油藏储层分类评价标准（见图4、表3）。

图4　盘古梁盘检B检查井岩心不同水淹级别核磁共振测试曲线图谱

表3　盘古梁A油藏储层物性好差分类评价参考标准

2.8驱油效率变化研究

通过采用真实砂岩模型（1997，西北大学地质系专利）对研究区微观渗流特征做了深入研究，它保留了储层岩石本身的孔隙结构特征、岩石表面物理性质及部分填隙物，使研究结果可信度较其他模型大大增加。

实验表明，同一压力下，冲刷前模型的驱油效率高于冲刷后模型的驱油效率。这说明长期注水冲刷后，再次对油藏进行注水，其驱油效率会明显小于之前的水驱效率。

在一定压力范围内，提高注水压力可明显提高驱油效率。但达到一定压力后，对驱油效率的影响都很小。

2.9测井响应变化研究

根据对比分析，水驱后电测响应总体呈现出“一偏一降两升”的特征，即自然电位偏移、电阻率下降、声波时差升高、含水饱和度升高。特征总结如下：（1）从测井曲线上看，随着油层水淹程度的提高，电阻率下降。因此在自然电位和自然伽马曲线显示岩性均匀的条件下，如果油层从底部向上部均匀水淹，则电阻率曲线呈缓慢的斜坡状。（2）若油层均匀强水淹，则水淹油层呈现类似于水层的特征，但由于水洗程度不同，在其中必然残存一些剩余油，其电阻率会稍高于该油藏的标准水层。（3）电阻率曲线幅度增减不定，且与自然伽马、声波等曲线的形态变化不匹配，指示产层水淹。（4）由于油层内部的非均质性，大多数油层水淹时具有局部水淹的特点，此时在局部水淹部位上常发生SP幅度变化和SP基线偏移。（5）在水驱过程中，由于水对孔隙以及喉道的不断冲刷，可能改变孔喉结构，通常会使高孔高渗储层孔喉半径和孔隙度增大，因此反映在测井曲线上表现为密度测井曲线降低、声波时差增大，测井解释孔隙度增大。

3　结论与认识

（1）水驱后矿物组分、孔渗结构发生明显变化，石英、长石、绿泥石含量增加，孔喉分布不集中，使得大喉道更大，小孔隙越小，孔隙结构非均质性增强。

（2）实验表明，水驱后油水两相渗流区间变窄，由38.9 %下降至32.4 %，且随着水洗程度的提高，束缚水饱增加，残余油饱降低，等渗点右移，水相渗透率增大，岩石的润湿性向亲水逐步增加；同一压力下，冲刷前模型的驱油效率高于冲刷后模型的驱油效率，说明长期注水冲刷后，再次对油藏进行注水，其驱油效率会明显小于之前的水驱效率。

（3）水驱后电测响应总体呈现出“一偏一降两升”的特征，即自然电位偏移、电阻率下降、声波时差升高、含水饱和度升高。

参考文献：

［1］何文祥，等.特低渗透储层水驱前后储层特征变化规律及机理研究-以长庆油田白209井区长6油层组为例［J］.石油天然气学报（江汉石油学报），2010，32（5）：56-59.

［2］史长林，等.水驱试验模拟注水开发对储层的影响［J］.西南石油大学学报，2013，35（5）：87-93.

［3］荆文奇，王小军，等.安塞油田长6油层组长期注水后储层变化特征［J］.地球科学与环境学报，2010，32（3）：239-244.

A low permeability reservoir water flooding reservoir after dynamic characteristics change research

SHEN Huanwen，LI Huabin，WANG Bitao，YANG Xuewu，WANG Guiwen，ZHANG Peng，LIU Ping
（Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

Abstract:In the process of waterflooding, due to the effect of long-term water and scouring of the injected water in reservoir property,pore structure,wettability and the influence of reservoir fluid property,after waterflooding reservoir characteristics and the differences between the original reservoir characteristics.This difference changes in turn on the water injection development and may produce bigger effect of oil production in the future.Therefore, strengthen the dynamic change of waterflooding reservoir characteristics research has the important practical significance.This article through the review and inspection wells contrast analysis, nuclear magnetic resonance experiment,the water injection development simulation experiment and the casting thin sections identification, mercury injection experiment and phase permeability experiment and real sandstone microscopic seepage experiment and com－book=73,ebook=78puter simulation,to study the change rule of reservoir physical properties before and after the reservoir water flooding and fluid distribution characteristics, and analyzed from the mechanism of the influence factors of reservoir physical properties change.For the late tertiary oil recovery to improve oil recovery technology research has certain guiding significance.

Key words：low permeability reservoir；water injection development；reservoir characteristics

作者简介：沈焕文，男（1980-），开发地质工程师，2005年毕业于西安石油大学资源勘察专业，现从事油田提高采收率工作，邮箱：shenhuanwen_cq@petrochina.com.cn。

*收稿日期：2016－01-05

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.019

中图分类号：TE357.6

文献标识码：A

文章编号：1673-5285（2016）03-0072-04