低渗透油藏注水开发储层动态特征变化

曹宝格， 韩永林， 余永进， 肖 玲

(1.西安石油大学陕西省油气田特种增产技术重点实验室，石油工程学院，西安 710065；2.长庆油田分公司采油二厂，庆城 745106； 3.西安石油大学地球科学与工程学院，西安710065)

马岭油田南二区延9油藏属于低渗透油藏，储层渗透率平均为32.3 mD。1971年11月岭8井获得工业油流后，1979年投入初步开发，开发井网为400 m井距的反九点井网。油田开发至今经历了减产期(1980年1月—1981年12月)、高产稳产期(1982年1月—1997年12月)和递减期(1998年12月至今)3个阶段。截至2013年底，油井总数41口，开井24口，水井总数20口，开井12口，日产液421 t，日产油51 t，平均单井日产油2.1 t，综合含水87.8%，日注水量475 m3，累计产油287.1×104t，累计注采比为0.72，采出程度为34.62%，采油速度为0.22%。随着注水开发的进行，受储层非均质性影响，层间矛盾突出，含水快速上升，水驱开发效果变差，导致采油速度降低，剩余地质储量大。大量研究表明，长期的注水开发会使孔隙结构和物性发生变化[1-13]，这种变化直接影响剩余油的分布和油田的开发效果[14-16]。南二区延9油藏2口检查井结果证实，注水后储层物性发生了变化，因此，需要系统研究这种变化的机理以及对注水开发的影响。

1 原始条件下储层岩石矿物组成

根据薄片鉴定资料，延9油层组砂岩碎屑成份平均占全岩含量90.1%。其中，石英含量40.0%～63.5%，长石含量7.0%～17.2%，岩屑含量为13.7%～30%，平均为20.17%，云母含量0%～0.4%。岩屑主要是变质岩屑，含少量的岩浆岩屑和沉积岩屑。储层中胶结物有方解石、铁方解石、白云石、铁白云石、重晶石、菱铁矿、硅质、长石质、黄铁矿及铁质，其中水云母含量最高，硅质含量次之，依次是高岭石和铁白云石(表1)。

根据X衍射实验分析结果，延9储层碎屑颗粒黏土矿物主要有伊利石、绿泥石、高岭石和伊蒙混层。其中伊利石、高岭石含量居多，伊蒙混层及绿泥石含量相对较少(表2)。

2 储层物性参数的变化规律

2.1 实验条件

实验用水为南二区延9油藏模拟地层水和模拟注入水(表3)；实验用油为模拟油：由30～49井原油+变压器油+煤油配制而成，47 ℃黏度为3.4 mPa·s；实验温度为47 ℃；实验岩心为南二区延9油藏天然岩心，岩心井洗油、烘干后备用；实验围压比岩心两端压差大2～2.5 MPa，流量为0.25 mL/min。

2.2 水驱后储层参数物性的变化

选取不同渗透率的油层天然岩心洗油烘干后气测渗透率和孔隙度，然后饱和度地层水，油驱水建立束缚水饱和度，再水驱油至残余油，水驱结束后洗油、烘干、重测渗透率和孔隙度。实验结果如表4所示。当水驱至含水率为87%时，岩心的孔隙

表1 延9油层组储层砂岩胶结物统计

表2 注水前延9储层X衍射测定结果

表3 延9油藏注入水和模拟地层水组成Table 3 Reservoir water injection and simulated formation water composition in Yan 9 reservoir

表4 取心井水驱前后储层物性参数变化

注：PV为孔隙体积。

度和渗透率均增大，水驱程度越大，水洗程度越高，孔隙度和渗透率增加幅度越大，且渗透率的增大幅度远大于孔隙度的增大幅度。在南二区延9油藏注入条件(单井日注28 m3/d)下，水驱后储层孔隙度和渗透率的增加主要与黏土矿物含量的降低、水驱程度和储层渗透率有关。因此，在实际注水开发中，注入倍数越大、储层岩石的渗透率越高，水洗后储层内黏土矿物的含量越低，孔隙度和渗透率的增加越明显，更容易形成优势渗流通道，导致储层非均质性增强，注水效果越来越差，要想改善水驱效果，必须采用阻断优势渗流通道、改变水驱流动方向的方法进一步提高注入水波及系数，提高采收率。

3 储层微观孔隙特征变化规律

3.1 黏土矿物变化特征

水驱实验前从岩心端面截取5 mm长的岩心，测黏土矿物含量。水驱油后的岩心经洗油、烘干，测量黏土矿物的含量，其含量采用X射线衍射分析方法测定。从实验结果(表5)看出，水驱后储层岩石黏土矿物总量减少，其含量从3.75%降至2.85%，且水驱后高岭石含量增加，而伊利石和伊蒙混层含量明显降低，绿泥石的含量变化不大；储层岩石的渗透率越高，水洗后黏土矿物的含量降低幅度越大，进一步说明储层物性越好，注入水与储层之间的相互作用越强，水驱后储层物性的增加幅度越大。

注水开发中，黏土矿物含量的降低主要与伊利石和伊蒙混层含量的降低有关。储层原始条件下伊利石呈丝片状、画卷状充填孔隙或丝缕状垂直碎屑颗粒表面生长、搭桥状充填于颗粒之间(图1)，在注入水作用下这种形状的伊利石容易破碎，并随流体运移，造成其含量显著下降。伊蒙混层中，蒙脱石对水有极强的敏感性，尤其是钠蒙脱石，遇水后体积可膨胀至原体积的600%～1 000%，水化膨胀后的蒙脱石在流体的冲刷作用下，容易随着流体迁移，导致其含量下降。高岭石遇水不易水化膨胀，但其对岩石颗粒的附着力很差，在流体剪切力的作用下，高岭石矿物极易从岩石颗粒上脱落和破碎，并随流体在孔隙中流动，但在南二区实际注入速度下，注入水对高岭石矿物的剪切力作用力较弱，没有引起大量高岭石矿物从岩石颗粒上脱落。上述3种作用的综合结果导致水驱后伊利石和绿泥石的相对含量明显降低，而高岭石的相对含量大幅度增加。同时，储层内水敏性强的黏土矿物吸水膨胀，原有的矿物结构被破坏，注入水将结构破坏后的黏土矿物冲散、冲走，从油井采出，使储层中黏土矿物含量降低。

表5 水驱前后黏土矿物成分对比

图1 延9油层组主要黏土矿物类型Fig.1 The main clay mineral types of Yan 9 reservoir

3.2 孔喉特征变化

采用平行岩心分别在水洗前后进行恒速压汞实验，以研究水驱前后喉道半径的变化。从实验结果(表6)看出，水驱后储层岩心的有效孔隙半径和有效吼道半径均增大，但有效孔喉比却降低，说明在南二区实际注水条件下，吼道半径的增加明显大于孔隙半径的增加，注入水与黏土矿物的作用主要集中在孔隙的吼道部分，导致水驱后孔隙度的变化幅度较小，而渗透率增加幅度较大。

4 渗流特征变化规律

4.1 水驱前后相渗特征变化

根据水洗前后储层岩心相渗曲线的测定结果(图2)。注入水洗后，油相和水相相对渗透率均增大；水驱前后束缚水饱和度基本无变化，残余油饱和度均降低，两相区范围变宽，由24.3%～35%变为26.9%～37.5%；等渗点饱和度增大，由51.6%～58.8%变为53%～59.1%；残余油状态下水相相对渗透率由0.058 3～0.11变为0.116 6～0.135 9；驱油效率由水驱前的42.41%～47.17%变为46.86%～57.77%。

4.2 储层润湿性变化

储层岩石的原始润湿性为弱亲油-亲油。水驱后，储层岩心的润湿性(表7)变为弱亲水-亲水。相渗实验结果也可以看出，注入水冲刷后，等渗点的含水饱和度均增大，分别从注水前的51.6%、58.8%和58.5%增大至53.0%、59.1%和59.0%，说明水驱后储层岩石的润湿性向亲水方向发展。

4.3 产出水水质的变化

注水初期，注入水主要沿储层大孔隙驱油，溶解储层中的盐类，并同高矿化度地层水发生离子交换，注入水被盐化，在水驱前缘及附近地层内，混合地层水矿化度常常接近原始地层水矿化度，随着注水量的增大，注入水在油层中的长期冲洗使油层内的原生水淡化，矿化度变小。所以在注水过程中，随着油层注入水的增加，油井从不含水、低含水到高含水，产出水的矿化度逐渐变低。如采取分层注入工艺或调剖等措施使原来不动用或动用差的油层动用起来，采出水的矿化度又可能升高。由采出水矿化度的变化可判断有无新的油层参加生产。

表6 水驱前后恒速压汞结果对比

表7 水驱后储层岩石的润湿性实验结果

表8 水驱过程中不同含水率时岩心出口端离子组成

南二区延9油藏储层岩石的表面物理性质和孔隙结构是影响储层渗流特征的主要因素。在注入水的冲刷下，注入水主要沿着物性好的孔道驱油，储层中的黏土矿物易发生水化、膨胀、分散和运移，经过长期注水开发，油藏储层孔隙结构发生了较大变化，注入水对储层孔隙、骨架颗粒、胶结物和油藏流体的作用，以及油层温度和压力的变化，使得孔喉半径增大，渗透率增大，减小了水驱油的流动阻力，同时在注入水的长期冲刷下，岩石颗粒表面的油膜脱落，长石、石英等表面呈现出(或恢复)本来具有的亲水性，这种润湿性的转变对提高水驱油效率有利。以上作用使水洗后油相和水相流动能力增强，流动阻力减小，两相区范围变宽，可动流体饱和度范围变大，水驱油效率提高。

5 结论

(1)马岭油田南二区延9油藏经过长期注水开发，注入水与储集层之间的相互作用使储集层中的黏土矿物发生水化、膨胀分散和运移，使黏土矿物含量降低，孔喉半径增大，储集层孔隙度和渗透率增大；水驱程度越大，孔隙度和渗透率增加幅度越大，且渗透率的增大幅度远大于孔隙度的增大幅度。

(2)在注入水长期冲刷下，注入水的水洗、溶解等各种物理化学作用使储集层岩石孔道内壁变的比较光滑和岩石颗粒表面的油膜脱落，使岩石的润湿性由亲油性变化为亲水性。

(3)注入水的长期冲刷作用使油相和水相流动能力增强，流动阻力减小，两相区范围变宽，可动流体饱和度范围变大，水驱油效率提高，有利于油田的开发。

(4)由于储集层的非均质性，实际水驱油过程中，注入水与储集层之间的相互作用使储集层物性的变化幅度更大，一旦形成优势渗流通道将不利于采油，从而使剩余油主要集中在优势通道之外的较低渗透率油层中。为了提高水驱动用储量，提高低渗层的注水波及系数，建议在精细地质研究的基础上，采用调剖、聚合物驱或2+3调驱等技术，尽早阻断优势渗流通道，改变注入水的流动方向，进一步提高原油采收率。