镇北油田长8段储集层孔隙类型与水驱油渗流特征

惠 威，刘一仓 ，王联国，侯长冰 ，任大忠

（1.西安交通大学 能源与动力学院，西安 710049；2.中国石油 长庆油田分公司 第十一采油厂，西安 710018；3.西北大学 地质学系 大陆动力学国家重点实验室，西安 710069）

在油田开发过程中，水驱油渗流规律是各大油田关注的核心问题之一，超低渗储集层开发存在注入水沿高渗带、微裂缝窜流，导致采油井产能快速递减等问题，分析储集层微观孔隙类型对水驱油渗流特征的影响对于提高油田采收率有重要意义[1-4]。本文应用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞及真实砂岩微观水驱油等多项测试方法，对镇北油田镇287区长8油藏储集层砂体的岩石学特征和孔隙特征进行分析，通过真实砂岩微观水驱油模型实验对油水渗流规律及其影响因素进行了大量室内分析，探讨水驱油效率影响因素，以期为油田开发提高采收率提供参考。

1 区域地质背景

镇北油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部（图1），长8段沉积期具有气候干旱、盆地基底平缓和水体微咸特征，物源主要为研究区西南方向的秦岭—贺兰山—六盘山造山带，具有近物源快速堆积和水体能量较高的三角洲沉积特征，沉积微相主要为分流河道、水下分流河道及沙坝等，根据沉积旋回可进一步划分为长81层和长82层，分别为次一级湖进—湖退旋回[5]。研究区长8油藏2011年规模建产，主要开发层系为长81层，油藏含油面积12.75 km2，动用地质储量618.77×104t，平均砂层厚度15.91 m，平均渗透率为1.29 mD，平均孔隙度为11.22%，属于中孔超低渗储集层[6]。

图1 镇北油田构造位置

2 储集层岩石学特征及孔隙特征

2.1 岩石学特征

通过大量的物性分析、薄片鉴定、扫描电镜等测试，研究区长8段储集层岩石类型主要为灰黑色、灰褐色及灰绿色砂岩，以中、细粒长石石英砂岩为主，石英平均含量为38.6%，以单晶石英为主，少见燧石；长石平均含量为27.5%，主要为碱性长石和斜长石；岩屑平均含量为21.5%，主要以喷发岩和变质岩为主，凝灰岩和云母含量较少，碎屑总量平均为87.2%，总体上反映出长8段碎屑岩成分成熟度较低的特点。

研究区储集层填隙物平均含量为12.42%，主要由碳酸盐胶结物、黏土矿物及硅质组成。受早期强烈的碳酸盐胶结作用影响，储集层中碳酸盐矿物含量较高，其中铁方解石平均含量为7.6%，这是造成该区孔渗低的原因之一；高岭石和绿泥石平均含量为3.7%，在酸性介质条件下，铝硅酸盐溶蚀产生次生矿物高岭石，使孔隙空间有所增加；垂直于孔隙边缘及颗粒表面的环边绿泥石能增加颗粒压力强度、抑制碳酸盐矿物胶结作用，对储集层渗透率具建设性作用，但同时具有堵塞微细喉道、降低储集层渗透率的破坏性作用；硅质主要是以自生石英和石英次生加大为主，主要充填孔隙，致使孔隙度进一步降低。

2.2 孔隙特征

研究区长8段储集层平均面孔率为4.4%，主要孔隙类型为粒间孔（2.8%），碎屑颗粒之间的孔隙被填隙物充填，残留部分粒间孔，对储集层孔隙度贡献最大；其次为骨架颗粒溶孔，主要包括长石溶孔（1.1%）和岩屑溶孔（0.2%）；同时含有少量微裂缝（0.3%），微裂缝主要是受应力作用的结果，在低渗储集层中对储集层的渗流能力有显著贡献[7-8]。

（1）残余粒间孔 为研究区最发育孔隙类型，经过压溶、压实的破坏性作用，碎屑颗粒紧密排列，颗粒的接触形式由点接触转变为点-线接触及线接触，颗粒在压力作用下部分呈定向排列，压溶作用使石英次生加大边发育，部分颗粒呈缝合线状接触，原生储集空间减少（图2a，图2b）。扫描电镜结果显示高岭石及绿泥石呈薄膜状包裹碎屑颗粒，同时具有建设性及破坏性双重作用。

图2 镇北油田镇287区长8段储集层孔隙特征

（2）溶蚀孔 强烈的成岩作用使碎屑岩中易溶组分被酸性液体溶蚀形成大量次生孔隙，包括长石溶孔及岩屑溶孔，填隙物以绿泥石为主，呈薄膜状包裹，多为早成岩时期浅埋藏条件下大气淡水淋滤的结果（图2c，图2d）。研究区部分颗粒溶蚀作用较强，部分则少见溶蚀现象，导致储集层非均质性增强。

（3）微孔+裂缝 研究区长8段储集层在部分井中发育高角度裂缝，面孔率为0.1%～0.5%（图2e，图2f）。裂缝的发育增强了储集层的非均质性。

3 渗流实验简介

砂岩微观水驱油模型是利用微观砂岩薄片模型进行水驱油实验，模拟矿场注水开发过程。该实验岩样可反映研究区储集层物性、含油性和岩石学特征，包括矿物成分和填隙物组成，及储集层微观孔隙结构和渗流特征，使得模拟过程及结果更加趋近于真实；同时通过室内显微镜及图像采集系统完整记录流体在多孔介质中流动及赋存特征，为多相渗流理论研究提供实验支撑[9-10]。

此次实验共制作10块岩心样品，实验岩心制作过程应用切片、洗油、烘干、磨片、胶结等工艺先后处理，成为薄片后再添加有机玻璃胶合，样品安全承载压力小于0.35 MPa，实验最高温度为75℃.实验用油是根据镇北地区原油性质匹配的模拟油，加入油溶红使其呈红色，黏度约为2.24 mPa·s.实验首先配置与研究区地层水及注入水性质和成分相近的模拟水，同时加入甲基蓝使其呈蓝色；对样品饱和水后，进行油驱水实验至束缚水饱和度，此过程是模拟油相进入储集层的过程，观察驱替特征、统计原始含油饱和度；第二步为模拟注水开发过程，对样品进行水驱油，至残余油饱和度，观察岩样驱替过程中油水两相渗流特征及其相互影响，分析实验现象并为矿场注水开发提供可靠依据。

4 不同孔隙类型水驱油渗流特征

4.1 残余粒间孔水驱油渗流特征

该类孔隙在水驱油过程中主要以均匀、网状驱替为主（图3a，图3b）。由于残余粒间孔储集层相对较均质，孔隙多为相互连通的有效孔隙，储集层分选系数小、物性较好，平均孔隙度11.9%，平均渗透率1.13 mD.在水驱油无水期驱替过程中，流体克服较小毛细管压力就可进入侧向孔隙，在岩样中并排形成多条渗流通道，相互交织呈网状分布，密集覆盖整个样品宽度范围。水驱前缘以均匀速度近平行向前推进，驱替范围内残余油饱和度较低，以薄膜状残余油膜或盲孔中残余油为主。末端见水后注入水仍可进入周围孔隙进行驱替，驱替网格面积逐步扩大，反映在岩样中为视域内红色油相逐步减少、蓝色水相占据全部视野。此类孔隙类型样品均质性较强，驱替过程中少见窜流、绕流现象，水驱油效率为3类孔隙类型中最高，平均驱油效率36.6%（表1）。

图3 镇北油田镇287区长8段储集层水驱油镜下显微特征

表1 镇北油田镇287区长8段储集层残余粒间孔样品水驱油实验数据

4.2 溶蚀孔水驱油渗流特征

以溶蚀孔为主要渗流通道的样品，平均孔隙度10.9%，平均渗透率0.93 mD，在水驱油过程中主要以指状驱替为主（图3c，图3d）。岩样在水驱油的过程中，低压无水期就形成明显主流通道，侧向扩展较为有限，注入水在单一通道中进行驱替，这是由于在水驱油过程中，岩心样品的亲水性使得毛细管压力与注入驱动力形成共同作用，注入水沿着阻力比较小的水淹孔隙进行流动，驱油效率的提高主要依靠水洗作用；随着注入速度的成倍增加，在未被水淹的孔隙中，由于油相黏度较高，驱替黏滞阻力较大，反映在驱替过程中的表现为，驱替面积虽然有所增加，加压后水相主要还是沿着原驱替通道前进，向周围扩散范围很小，形成大片残余油区域，由于绕流现象的存在，残余油多成簇状。以溶蚀孔为主要渗流通道的样品驱油面积中等，平均驱油效率34.1%（表2）。

表2 镇北油田镇287区长8段储集层溶蚀孔样品水驱油实验数据

4.3 微孔+裂缝水驱油渗流特征

根据矿场动态验证及监测手段验证，研究区长8段储集层裂缝发育。

储集层中裂缝的发育程度对流体渗流能力有重要作用，一方面由于裂缝渗透率远大于周围基质孔隙渗透率，在油田注水开发过程中储集层非均质性增强，形成优势渗流通道，加快水驱前缘在某一方向的突进，造成采油井水淹；另一方面微裂缝的存在可以增强储集层吸水能力，提高水驱油效率。

该类孔隙类型样品平均孔隙度8.8%，平均渗透率0.75 mD，在水驱油过程中主要以指状驱替为主，无水期时注入水即在裂缝中驱替，出口见水后注入水可小范围进入周围孔隙，但仅少量油被驱替出来，对提高驱油效率贡献程度较小，残余油类型以簇状残余油为主。裂缝型储集层注入水驱替范围的大小取决于裂缝渗透率与孔隙渗透率的相对大小，当裂缝形态较宽且延伸较长、裂缝周围基质孔隙结构致密，此时裂缝渗透率远大于孔隙渗透率，水驱油仅发生在裂缝中，注入水基本不进入裂缝周边孔隙，大量残余油在孔隙介质中（图3e）；当裂缝周围基质物性较好，此时裂缝渗透率略大于孔隙渗透率，注入水首先突破裂缝的毛细管压力在裂缝中渗流，在加大注入水压力后，注入水沿着垂直裂缝的方向进入周围孔隙，但驱替范围也仅限于裂缝周围孔隙介质，水驱油效率略有提高（图3f）。

5 水驱油效率影响因素

水驱油效率受注入水的性质、注入水压力及原油性质、储集岩特征等多方面因素影响[11-12]。本文主要探讨研究区储集层物性及相同孔隙类型下储集层非均质性对水驱油效率的影响。

5.1 储集层物性对水驱油效率的影响

孔隙度与渗透率是表征储集层储集及渗流能力的重要参数，也是影响水驱油效率的关键参数[13-14]。研究区长8段储集层孔喉整体过于细小，物性较差，水驱油过程中指进绕流频发，由此造成水驱油效率较低[15-16]。

实验样品孔隙度为8.8%～13.8%，平均为11.1%，渗透率为0.75～1.41 mD，平均为0.97 mD，从储集层物性与水驱油效率相关性关系图看出：孔隙度、渗透率均与水驱油效率呈正相关关系，但渗透率与水驱油效率相关系数为0.84，孔隙度与水驱油效率相关系数仅为0.51；不同孔隙类型与水驱油效率相关性具有明显的分带特征，孔隙类型与水驱油效率相关性大小依次为残余粒间孔、溶蚀孔和微裂缝（图4）。这表明储集层孔隙类型及其对应物性，特别是渗透率与水驱油效率关系密切，渗透率比孔隙度更能直观地反映储集层特征。在油田开发过程中，对物性较差区域实施压裂等措施以提高储集层渗透性，以提高油藏采出程度。

5.2 储集层非均质性对水驱油效率的影响

储集层非均质性在一定程度上影响最终水驱油效率，注水井与采油井之间的储集层非均质性，使注入水在平面上难以匀速驱替，在高渗带、水驱优势通道上存在窜流现象，导致主应力方向采油井含水率快速上升、递减加大，影响油田采收率[17-18]。为分析研究区储集层非均质性对水驱油效率的影响，选择镇254井与镇255井进行对比分析，2口井孔隙度、渗透率基本接近，但镇254井最终水驱油效率为36.1%，镇255井仅为30.8%.

分析认为储集层非均质性差异导致最终水驱油效率不同，镇254井储集层孔喉分选系数为1.68，镜下观察该井颗粒呈均匀分布状，以细—中粒为主，渗流驱替实验中在压力恒定时，注入水网格扩大范围较大，加大压力后，注入水进入更小孔隙进行驱替，最终提高水驱油效率（图5a）；镇255井储集层孔喉分选系数为2.51，镜下观察该井岩石颗粒大小混杂，磨圆程度较低，储集层非均质性强，注入水沿着大孔喉快速渗流，无水期即形成稳定的优势渗流通道，增加压力后，注入水网格面积基本不变，绕流现象明显，最终降低水驱油效率（图5b）。

图4 镇北油田长8段储集层物性参数与水驱油效率的关系

图5 镇北油田镇287区长8段储集层不同分选系数下水驱油显微照片

6 结论

（1）研究区储集层以中、细粒长石石英砂岩为主，填隙物由黏土矿物、碳酸盐胶结物及硅质组成；储集空间以残余粒间孔、溶蚀孔和微裂缝为主，平均面孔率为4.4%.

（2）研究区3种孔隙类型对应的不同的微观渗流特征，残余粒间孔以均匀-网状驱替为主，溶蚀孔及微裂缝以指状驱替为主，均匀驱替驱油效率最高，指状驱替驱油效率最低。

（3）渗透率是影响研究区长8段储集层水驱油效率的主要因素，相关系数为0.84，孔隙度次之，相关系数为0.51；在同类孔隙类型中储集层非均质性与水驱油效率成反比，是影响水驱油效率的又一重要因素。