海上疏松砂岩稠油油藏水驱后储层参数变化规律实验研究*

陈丹磬 李金宜 朱文森 信召玲

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津 300452)

海上疏松砂岩稠油油藏水驱后储层参数变化规律实验研究*

陈丹磬 李金宜 朱文森 信召玲

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院 天津 300452)

陈丹磬,李金宜,朱文森，等.海上疏松砂岩稠油油藏水驱后储层参数变化规律实验研究[J].中国海上油气，2016,28(5)：54-60.

Chen Danqing,Li Jinyi,Zhu Wensen,et al.Experimental research on reservoir parameters variation after water flooding for offshore unconsolidated sandstone heavy oil reservoirs[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):54-60.

以渤海Q油田为目标，对海上疏松砂岩稠油油藏进行了基于物性特征的岩石物理相类型划分，利用密闭取心资料对不同岩石物理相不同水淹级别储层开展了系统的岩性、物性、电性参数变化规律室内实验分析，结果表明：水驱后海上稠油油田疏松砂岩储层粒度中值增大，泥质含量下降，储层粒度非均质性增强；孔隙度增加幅度较小，渗透率明显增大，储层物性非均质性增强；随着驱替倍数增加，岩心电阻率下降，饱和度指数n值下降且呈明显的两段式。本文研究结果可以更好地指导海上稠油油田注水开发，能够为油田综合调整井复杂水淹层测井定量解释提供参考依据。

稠油油藏；疏松砂岩；水驱；储层参数；岩石物理相；渤海油田

目前国内学者对陆上油田水驱后储层参数变化规律及机理开展了相关研究，认为影响水驱前后储层参数变化的因素较多，储层本身的宏观物性和微观孔喉特征的差异及注水水质都会对水驱后储层参数的变化产生影响[1-5]。由于海上油田取心成本高，可用岩心资料较少，目前针对海上油田水驱后储层参数变化规律研究的文献相对较少。例如，史长林 等[6]对渤海古近系中孔中渗河流相砂岩储层的固结岩心开展研究后认为，渗透率在500 mD以下的储层水驱后渗透率变小，平均孔喉半径和汞饱和度中值半径都减小；胡治华 等[7]对渤海高孔中高渗疏松砂岩储层岩心开展研究后认为，长期水驱后高渗透储层渗透率增加，大孔隙的数量逐渐增多，低渗透储层孔隙度、渗透率减小，储层层间矛盾日益突出。但这些研究并未考虑储层本身性质的差异性。渤海油田稠油产量占比较大，其主力油田均为中高渗透率的砂岩稠油油藏。因此，本文以渤海Q油田疏松砂岩稠油油藏为目标，开展基于岩石物理相划分的水驱后储层参数变化规律室内实验研究，分析疏松砂岩储层性质的差异性对水驱后储层参数变化的影响，以更好地指导该地区疏松砂岩稠油油田的注水开发，为海上稠油油田综合调整井的纵向复杂水淹层测井定量解释提供参考依据。

1 岩石物理相划分

渤海在生产稠油油田主力产油层经过多年的注水开采都有不同程度的水淹，为了实现调整井合理井网及进一步挖潜剩余油的目的，进行水淹层评价就显得十分重要。由于水淹层评价的目的就是要找到剩余油分布的规律，而储层的水淹规律一般会受到岩石物理参数的影响，不同的岩石物理相往往会受到矿物成份和孔喉结构的控制,因此可以根据孔喉特征将厚层划分出多个内部特征相似的相对均质的岩石物理相。

由修正的Carmen-kozeny方程可知[8]

(1)

(2)

(3)

(4)

FZI是一个把岩石结构和矿物地质特征、孔喉特征等结合起来的综合判定参数，可以用其较准确地描述油藏的非均质特征。将式(4)两边取对数，可得

lgRQI=lgφz+lgFZI

(5)

表1 渤海Q油田岩石物理相分类标准

图1 渤海Q油田岩石物理相划分结果

2 水驱后储层参数变化规律实验研究

2.1 岩性参数变化规律

利用粒度分析、X-衍射和铸体薄片资料，重点研究水驱后储层粒度中值和泥质含量的变化规律。以Q油田密闭取心井A井样品为例，该井共完成43组激光粒度测试与5组X-衍射实验，疏松砂岩储层主要为细砂岩和中砂岩互层。

对比未水淹储层样品与水淹段储层样品的岩性参数(图2、表2)可知，该井在水驱开发过程中疏松砂岩粒度中值上升，泥质含量下降，其中Ⅰ类岩石物理相样品水淹后岩性参数变化最为显著，Ⅱ类岩石物理相样品水淹后岩性参数变化幅度较小，而Ⅲ类岩石物理相储层样品基本未水淹。分析认为， 在注水开发过程中出现的砂岩微粒迁移现象使得粒度较小的颗粒随着注入水移动，造成了开发过程中地层出砂等现象，反映在粒度分析数据上即产生了水淹段储层粒度中值增大、泥质含量降低的现象。

图2 渤海Q油田A井粒度中值-泥质含量关系

表2 渤海Q油田A井未水淹及水淹储层岩性参数对比

图3为该井某小层Ⅰ类岩石物理相中不同水淹程度代表性样品粒度分布，可以看出，随着水淹程度的增加，粒度分布有增大趋势，由细砂向中粗砂变化。比较粒度非均质性参数可知，标准偏差变大，分选系数增大。

图3 渤海Q油田A井某小层Ⅰ类岩石物理相未水淹及水淹样品粒度分布

另外，镜下观察发现该井水淹段形成较为明显的窜流通道，同时水淹段储层孔隙喉道中出现了粘土矿物堆积的现象(图4)，这是因为疏松砂岩油藏在水驱开发过程中产生的砂岩微粒迁移对储层岩性参数变化产生了重要影响：一方面砂岩微颗粒被冲刷淘空形成大孔道,即所谓“管涌”现象；另一方面砂岩微颗粒被较细小的孔隙喉道捕获形成地层“堵塞”现象[9]。

图4 渤海Q油田A井水淹段储层样品镜下照片

2.2 物性参数变化规律

Q油田A井共完成岩心常规分析185组。对比未水淹与水淹段储层样品的物性参数(图5、表3)可知，该井在水驱开发过程中疏松砂岩储层物性参数发生变化，水淹后孔隙度略有上升，渗透率明显上升，其中Ⅰ类岩石物理相样品物性参数变化最为显著(水淹后物性非均质性有所增强)，Ⅱ类岩石物理相样品物性参数变化幅度较小，而Ⅲ类岩石物理相样品基本未水淹。

分析认为，储层中被胶结的粘土矿物颗粒或依附于孔隙内表面的松散颗粒在流体的冲刷下被运移,或被更细小的孔隙喉道捕获，造成渗透率变化[10]，其中低渗透储层的速敏性一般会导致储层渗透率的下降，而高孔高渗的疏松砂岩储层速敏性会导致储层渗透率的上升。根据该井储层速敏实验结果(图6)，随着流速增加，储层渗透率不断上升，属于增渗速敏，其中物性好的储层渗透率上升幅度大于物性较差的储层。这种现象加剧了储层物性的非均质性，使得渗透率级差、突进系数等非均质参数随着水淹程度的增大而增大。

图5 渤海Q油田A井孔隙度-渗透率关系

表3 渤海Q油田A井未水淹及水淹储层物性参数对比

图6 渤海Q油田A井速敏实验结果

2.3 电性参数变化规律

在油田长期水驱开发过程中,注入水使储层中混合地层水的特性发生复杂变化而导致测井响应不同，而不同物性的储层又表现出不同的变化规律,直接影响水淹层评价和解释的可靠性[11]。油田开发实测数据及岩心实验均表明，水淹过程中储层电阻率随含水饱和度的增加呈下降趋势[12-13]。本文主要根据岩电实验结果，分析水驱过程中岩心电阻率的变化规律。对比Q油田A井不同岩石物理相样品岩电实验结果(图7)可以发现，Ⅰ类岩石物理相初始电阻率较高，水驱过程中明显下降，岩心电阻率下降过程中存在明显的拐点，过了拐点后电阻率变化趋势明显变缓，弱—中水淹对应的含水饱和度为55%～70%；Ⅱ类岩石物理相初始电阻率较低，弱—中水淹对应的含水饱和度为45%～65%，岩心电阻率下降过程中同样存在明显的拐点。

图7 渤海Q油田A井岩电实验结果

根据阿尔奇公式，以电阻率拐点为分界点，分段求取岩性系数b值和饱和度指数n值，绘制双对数坐标电阻率放大率I与含水饱和度Sw关系图(图8)，Q油田A井在此基础上计算得到该井不同岩石物理相样品的岩电实验n值(表4)。从表4可以看出，拐点之后b值上升、n值下降，Ⅰ类岩石物理相样品饱和度指数n值普遍高于Ⅱ类岩石物理相。

图8 渤海Q油田A井电阻率放大率与含水饱和度交会图

3 结论

基于物性特征对渤海Q油田疏松砂岩稠油油藏进行了岩石物理相划分，并利用密闭取心资料对不同岩石物理相不同水淹级别储层的岩性、物性、电性参数变化规律进行了实验分析，结果表明水驱后疏松砂岩稠油油藏储层粒度中值增大，泥质含量下降，储层粒度非均质性增强；水驱后疏松砂岩稠油油藏储层孔隙度增加幅度较小，渗透率明显增大。但渗透率级差、突进系数增加，物性非均质性增强；随着驱替倍数的增加，疏松砂岩稠油油藏储层岩心电阻率下降，饱和度指数n值下降且呈明显的两段式。本文研究结果可以更好地指导海上稠油油田注水开发，能够为油田综合调整井复杂水淹层测井定量解释提供参考依据。

表4 渤海Q油田A井不同岩石物理相样品岩电实验饱和度指数n值水淹前后变化

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(编辑：张喜林)

Experimental research on reservoir parameters variation after water flooding for offshore unconsolidated sandstone heavy oil reservoirs

Chen Danqing Li Jinyi Zhu Wensen Xin Zhaoling

(TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

Taking Q oilfield in the Bohai sea as an example, offshore heavy oil reservoirs of unconsolidated sandstone are classified according to petrophysical facies based on physical property characteristics. Experimental research on lithology, physical properties and electrical properties of different petrophysical facies in different water flooding degrees are carried with sealed core data. The results show that heavy oil reservoirs of unconsolidated sandstone after water flooding undergo such changes: the median grain diameter increases, the clay content decreases, and the heterogeneity of grain size increases; porosity increases slightly, permeability increases obviously, and the heterogeneity of reservoir physical property increases; the rock resistivity decreases and the saturation indexndecreases as two-stage type with PV increases. The research results can guide the water flooding development of offshore heavy oilfields and provide references to quantitative interpretation of well logging for complex water flooded layers in adjustment wells.

heavy oil reservoir; unconsolidated sandstone; water flooding; reservoir parameter; petrophyical facies; Bohai oilfield

*“十二五”国家科技重大专项课题“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术示范(编号:2011ZX05057-001)”部分研究成果。

陈丹磬，女，高级工程师，1987年毕业于原江汉石油学院油气田开发专业，主要从事开发实验研究。地址：天津市塘沽区闸北路1号609信箱渤海石油研究院(邮编：300452)。E-mail:chendq@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)05-0054-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.05.009

TE345

A

2016-01-13 改回日期：2016-05-26