油田注水开发过程中储层结构特征变化定量描述

刘海富 李云鹏（大港油田勘探开发研究院，天津300000）

油田注水开发过程中储层结构特征变化定量描述

刘海富 李云鹏（大港油田勘探开发研究院，天津300000）

在油田注水开发过程中，由于注入水与储层岩石的相互作用以及注入水温压条件对油层孔隙喉道的影响，储层水洗后不稳定矿物含量减少，水洗后井中高岭石相对含量减少，绿泥石和伊利石相对含量也有所下降，因而伊蒙混层的相对含量增大，储层的粒度中值增大，粒度分选性变好，粒度磨园程度增高，岩石矿物颗粒表面变得比较光滑，储层胶结物含量下降，胶结类型由孔隙式、接触－孔隙式胶结为主变为以孔隙－接触式和接触式胶结为主。水洗后岩芯溶蚀孔隙更发育，出现了特大孔隙和裂缝性孔隙，并见到了基质内孔，注水后泥质含量减少，孔隙度和渗透率普遍增大。

储层结构；黏土矿物；注水；羊三木

油田在长期的注水开发过程中，注入水对地下流体和储层性质会产生极其缓慢但又不可忽视的影响，导致储集层和流体的物理化学性质发生变化，这些变化对油藏开发效果会产生重要影响，尤其是当油田进入高含水后，有必要开展注入水对储层结构动态变化研究，即地下流体和储层性质变化规律和变化机理研究，建立地下储层变化的动态模型，从而提高不同含水阶段油藏动态模型的精度，不仅可以提高注水效果，还可揭示剩余油形成机制和分布规律。

1 储层结构变化机理

注入水进入储层的孔喉网络，直接与储层中的基质和胶结物作用，首先导致储层的基质和胶结物溶蚀，从而使储层中粘土矿物的成分发生变化，使粘土的总含量减少，但随着开发阶段的推进，由于储层基质和胶结物的溶蚀，致使储层的骨架颗粒与注入水接触，从而进一步深化溶蚀储层中骨架矿物，如长石和石英及岩屑颗粒，使颗粒表面及内部被溶蚀，如长石颗粒产生次生溶孔、石英颗粒次生加大边被溶蚀为犬牙状等，进而导致储层孔喉骨架及其充填物及孔喉网络被改造或破坏（流体的剥蚀作用），这种剥蚀作用常致使喉道增大，进而增加储层的渗透率。

2 储层岩石矿物特征

2.1 岩石成分含量变化

油田注水后，特别是高含水期，储层的岩石矿物学特征会发生很大变化。通过注水前后取芯井粒度分析和电镜观察资料研究发现，羊三木油田储层水洗后不稳定矿物含量减少，储层的粒度中值增大，储层粒度的分选性变好，粒度的磨园程度增高，由于油藏开发流体的搬运作用，岩石矿物颗粒表面变得比较光滑（图1），泥质含量明显减少（表1）。

图1 羊监2井水洗后岩石薄片

表1 三断块馆Ⅱ上油组水洗前后岩性特征变化表

表2 羊三木断块馆Ⅱ上油组注水前后粘土矿物相对含量变化表

图2 水洗前后粒度中值与最大孔喉半径的关系

图3 水洗前后R50、Rave与渗透率的关系

图4 水洗前后Rmax与Rave、R50的关系

这主要是由于该区储层结构疏松，胶结强度弱，储层物性好，易发生颗粒运移，注入水将附着在岩石表面或占据粒间孔隙空间的粘土矿物和泥质成分溶解或冲走，造成注水后出砂严重，泥质含量减少，正是孔隙度、渗透率提高的主要原因。这主要是由于该区储层结构疏松，胶结强度弱，储层物性好，易发生颗粒运移，注入水将附着在岩石表面或占据粒间孔隙空间的粘土矿物和泥质成分溶解或冲走，造成注水后出砂严重，泥质含量减少，正是孔隙度、渗透率提高的主要原因。

2.2 注入水对粘土矿物的影响

注入水对粘土矿物的作用有两种：一是水化作用，一是机械搬运－聚积作用。注水后，储层中水敏的粘土矿物吸水膨胀，结构破坏，注入水将结构破坏的粘土矿物微粒从原处搬走，在其它孔隙中聚积，或从油井采出。水驱之后，由于水的搬运－聚积作用，当粘土颗粒直径小于孔隙喉道直径时，粘土颗粒被搬运走，这样大喉道中的粘土矿物含量减少；当粘土颗粒直径大于孔隙喉道直径时，造成粘土矿物堆积，所以在微小孔喉处粘土矿物富集。但注水开发后总体表现为粘土矿物含量减少。

通过对注水前后取芯井岩芯X－衍射分析发现，注水后储层中粘土矿物总量减少，相对含量也发生了变化（表2）。水洗后井中高岭石相对含量减少，绿泥石和伊利石相对含量也有所下降，因而伊蒙混层的相对含量增大。

此现象可解释为高岭石主要以充填状分布在粒间孔隙中，在注水开发过程中，容易发生运移，随着石油开发而带出地层，从而使水洗后高岭石含量下降。电镜下，可看到高岭石被冲散的现象。而I/S混层多以薄膜型依附在颗粒表面，注水时不易发生运移，而且该区注入水主要为污水，其矿化度大于或接近地下水，蒙脱石不容易发生膨胀，因此，I/S混层矿物相对含量增大。

3 微观孔隙结构变化特征

3.1 孔隙类型的变化

根据早期取芯井羊10-13井和水淹后的羊新11-33井、羊检1井铸体薄片图像分析结果可知（表3），三断块孔隙类型主要为粒间孔、粒内溶孔以及部分颗粒铸模孔和少量的颗粒孔隙。早期取芯井和水淹后检查井对应层段岩芯相比，水洗后岩芯溶蚀孔隙更发育，出现了特大孔隙和裂缝性孔隙，并见到了基质内孔。

表3 孔隙类型及分布统计表

3.2 储层胶结类型及含量的变化特征

根据对羊三木油田三断块不同开发阶段取芯井薄片观察结果统计分析（表4），发现储层胶结特征发生了较大变化，具体表现在两方面：

表4 羊三木油田胶结类型统计表

表5 水淹前后孔隙结构变化统计表

（1）储层胶结物含量明显减少

羊三木油田羊三断块主力含油层系为馆陶组，主要以河流相粉－细砂岩和砂砾岩沉积为主，胶结物以泥质胶结为主。从统计结果可看出，馆Ⅱ油组储层胶结物含量由注水前的19.02%下降到8.95%，变化幅度在53%左右。

（2）储层胶结类型变化较大

由孔隙式、接触－孔隙式胶结为主变为以孔隙－接触式和接触式胶结为主（图3－5）馆Ⅱ油组储层注水前孔隙式胶结占56.31%，接触－孔隙式胶结占6.8%，二者之和为63.11%，注水后分别为17.11%和5.92%，二者之和为23.03%；而孔隙－接触式和接触式胶结的比例由注水前26.22%上升到69.74%。

该区胶结疏松，在注入水长期冲刷下，大量的泥质胶结物被冲散带走，所以胶结物含量明显降低，而岩石由于变得更加疏松，结果导致油井出砂严重。

3.3 孔喉特征的变化

羊三断块压汞资料较少，特别是用来进行对比研究的水淹前后相同层位的压汞资料更少。为克服缺乏水洗前后对应层位压汞资料带来的不便，采用相关分析法研究水洗前后储层孔隙结构参数的变化规律。

（1）孔隙结构参数与粒度中值的关系

对比水洗前后储层的变化发现，孔喉半径具有增大的特征，对于同一粒度中值而言，注水前后储层孔隙喉道明显增大，平均喉道半径和饱和度中值半径约增加了2～4μm左右。而最大孔喉半径随着岩性变粗，其变化的趋势具有逐渐增加的趋势(图2)。

（2）孔隙喉道与渗透率的关系

从孔隙喉道大小与渗透率的关系图（图3）可以看出，对于同样大小的平均喉道半径而言，其对应的渗透率值上升。这说明注水后储层的微观非均质性比注水前减弱，注水后储层孔隙大小之间的差异逐渐变小。

（3）喉道半径参数之间的关系

从图4注水前后孔隙结构参数之间的关系不难发现，平均喉道半径和最大喉道半径注水后变化不是很明显；对于同一饱和度中值半径而言，注水后最大喉道半径明显增大。

4 结语

（1））储层水洗后不稳定矿物含量减少，水洗后井中高岭石相对含量减少，绿泥石和伊利石相对含量也有所下降，因而伊蒙混层的相对含量增大；

（2））储层的粒度中值增大，粒度分选性变好，粒度磨园程度增高，岩石矿物颗粒表面变得比较光滑；

（3）储层胶结物含量由注水前的19.02%下降到8.95%，胶结类型由孔隙式、接触－孔隙式胶结为主变为以孔隙－接触式和接触式胶结为主；

（4）水洗后岩芯溶蚀孔隙更发育，出现了特大孔隙和裂缝性孔隙，并见到了基质内孔；注水后泥质含量大大减少，孔隙度和渗透率普遍增大，对于同一个粒度中值而言，注水后渗透率增大了约2~4倍，孔隙度增大约1~5%，储层孔隙喉道明显增大，平均喉道半径和饱和度中值半径约增加了2~4μm左右。

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刘海富（1970-），高级工程师，在大港油田勘探开发研究院从事油藏开发研究工作。