海上疏松砂岩油藏高含水期水驱开发规律研究

张运来，张吉磊，周焱斌，许亚南，欧阳雨薇

（中海石油（中国）有限公司 天津分公司，天津300459）

渤海油田60% 以上的储量是以河流相沉积储层为主，油田普遍具有油藏埋藏浅，构造幅度平缓，储层胶结疏松，高孔高渗，油水系统多样，地层原油黏度大等特点。历经二十多年的高速开发，目前越来越多的老油田进入高-特高含水期，储层非均质性加剧，孔隙度、渗透率及水驱油效率发生了一定的变化，迫切需要重新认识高含水阶段水驱开发规律，以制定出适合海上油田高含水期开发策略[1-5]。

目前许多学者对长期注水开发后孔隙度、渗透率、水驱油效率的变化进行了研究，总体认为由于注入水的长期冲刷，储层参数与开发初期相比有很大变化[6-22]。渤海稠油油田主要采用少井高产的开发方式，部分油田平均单井注水/采液强度达到80～100 m3/(d⋅m），这种高强度的冲刷易对储层孔隙结构产生较强的改造作用，而目前关于海上油田相关研究的文献资料很少。本文利用渤海典型河流相稠油Q 油田实际参数，以及室内物理实验方法，研究在长期水驱条件下，岩心宏观物性参数（孔隙度、渗透率）、微观渗流孔隙结构、渗流特征参数在不同含水阶段的变化规律，为建立储层物性和渗流特征变化的模型提供理论指导。

1 实验方法和流程

1.1 实验方法

本文通过物理实验，研究长期注水冲刷后天然岩心的宏观参数（孔隙度、渗透率）、微观渗流参数（相对渗透率和驱油效率）的数值，进而得出这些参数的变化规律。物理模拟实验是将洗油、烘干的岩样测空气渗透率，饱和水测孔隙度，对毛管压力和相对渗透率进行测定，并进行长期注水冲刷实验，驱替一定PV 数后将样品再烘干，然后复测孔隙度、渗透率、毛管压力和相对渗透率。

实验材料：实验用油为地层原油与煤油混合后配制而成，黏度78 mPa⋅s。实验用水为渤海Q 油田地层水，矿化度为4 230 mg/L。 实验温度为室温20 ℃。实验岩心为天然岩心，选取物性相近的岩心4 块，参数为：长度5.8～6.3 cm，直径2.5 cm，渗透率（3 681～4 943）×10-3μm2，孔隙度36.8%～38.6%。实验仪器：水驱实验包括恒温箱、电动泵、环压泵、岩心夹持器、中间容器及油水分离计量管等。

1.2 实验流程及步骤

为体现油田实际注水开发的水驱过程，根据典型区块实际注采参数，注采主流线区域含水饱和度状况与岩心注水冲刷量正相关，因此可近似等效成一维驱替实验模型。根据水井实际日注水量，按照式（1）等效简化为室内岩心驱替实验中的注入强度，结合产生微粒运移的临界流速和消除端面效应的最低流速0.5 mL/min。

实验主要步骤：

（1）首先对实验岩心进行孔隙度、渗透率和压汞等项的测定及分析。

（2）进行非稳态法相对渗透率测定。使用岩心抽空饱和装置，将岩心抽真空饱和水，称重求得岩样的孔隙体积。 然后将岩样装入岩心夹持器中。用模拟油驱替岩心，建立束缚水饱和度。再用水恒速驱油，在实验温度下测量束缚水下油相渗透率。

（3）试验岩心在水驱结束后，进行洗油洗盐，烘干称重后重新测试孔隙度与渗透率。然后进行压汞、相对渗透率等分析，并与水驱前的数据进行对比研究。

实验方案设计：

（1）孔隙度及渗透率变化：4 个岩样中每个岩样选取一个特定的驱替倍数为一组进行测量，驱替倍数分别为30、200、500、1 000 PV，然后对比水驱前后孔隙度、渗透率变化。

（2）微观孔隙结构变化：利用压汞法测定岩心2水驱前、水驱1 000 PV 后的毛管压力曲线，并计算水驱前后的孔喉特征参数。

（3）相渗曲线变化：驱替实验研究和分析了岩心3 不同驱替倍数下油水相对渗透率的变化规律，对比相渗曲线特征参数的变化。

2 注水开发对储层孔、渗参数的影响

2.1 孔隙度、渗透率变化特点

注水冲刷前后孔隙度、渗透率的测量结果见表1。由表1 可以看出，随着驱替倍数的增加，孔隙度呈现总体增大的趋势，表明稠油油田进入漫长的特高含水期，长期注水冲刷使储层孔隙发生变化，这与研究区储层岩性特征有较大关系。研究区岩石类型为长石砂岩，石英、长石及岩屑三端元的平均含量分别为43%～50%、28%～34%、15%～24%。砂岩颗粒主要为中-细砂岩及粉砂岩。颗粒接触以点接触或点-游离接触为主；填隙物主要为机械成因的杂基，杂基和胶结物平均含量为14% 左右。岩石孔隙发育较好，主要为粒间孔，孔径0.1 ～1.0 mm，平均0.5 mm，连通性较好。这种疏松砂岩经过长期注入水冲刷，内部胶结物和黏土矿物，特别是高岭石类、伊利石类矿物，它们本身结构力较弱，与储层中碎屑颗粒黏结力不坚固，容易脱落、分散，形成黏土微粒。当外来液体高速冲刷时，就会使这些黏土微粒与胶结不好的碎屑颗粒一起产生迁移，连通孔隙的喉道半径加大，孔隙半径增大，迂曲度减小，岩石孔隙结构系数变小，因而岩石孔隙度有一定程度的增加。

随着驱替倍数增加，渗透率的增加幅度有逐渐升高的趋势。造成注水前后渗透率明显变大的主要原因是，孔道中胶结物和杂基明显减少，大孔隙喉道在其中所占的比例增加，以及在水洗层中微裂缝的产生，反应出渗透率变大的特点。对于渤海油田疏松砂岩，由于本身储层的正韵律特征，长期注水后非均质性加剧，局部冲刷较强区域易形成优势窜流通道，导致渗透率大幅升高，造成低效水无效循环，Q 油田多口注水井井间示踪剂测试结果验证了长期冲刷后渗透率增大的这一特点，应采取调驱调剖等措施降低局部高渗条带区域渗透率。天然岩心长期水洗前后扫描电镜图（见图1）也印证了这一点。

表1 水驱前后孔隙度、渗透率变化对比Table 1 Comparison of changes in porosity and permeability before and after water flooding

图1 天然岩心长期水洗前后扫描电镜图Fig.1 Scanning electron microscope (SEM) before and after long⁃term water flooding of natural core

由图1 可以看出，天然岩心主要为细-中粒长石岩屑砂岩，砂岩中碎屑矿物主要有石英、长石、岩屑。石英含量为43%。长石含量为32%，以钾长石为主。岩屑含量为23%，成分以火成岩岩屑、变质岩岩屑为主。泥质含量为2%。碎屑颗粒一般为次棱角状，分选好-中，颗粒支撑，点接触为主，部分点-游离接触。碎屑粒度以中粒和细粒为主，碎屑成分成熟度一般。由于埋藏较浅，压实作用不强，颗粒之间以点接触或点-游离接触为主。长期水驱后，储层填隙物的形态与排列方式均发生了变化，孔隙中胶结物和黏土矿物明显减少，孔隙度明显增大。

图2 为天然岩心水洗前后粒度分布频率。从图2 可以看出，水驱后，细砂和中砂为主粒度分布有增大的趋势，细粒以下的相对频率减小，中粗粒增多，样品平均粒度中值由0.26 mm 增大至0.29 mm，增幅12%，泥质含量由0.5% 降低至0.4%，降幅20%，岩性参数变化最为显著。

图2 天然岩心水洗前后粒度分布频率Fig.2 Grain size distribution frequency before and after water flooding of natural core

3 注水对岩石毛细管曲线的影响

表2 为岩心压汞法计算出的水驱前后的孔喉特征参数。由表2 可以看出：（1）孔隙大小的特征参数变化规律均反映出冲刷后孔喉半径增大、储层渗滤性变好的趋势。（2）岩性系数、特征结构系数和退汞效率是反应孔喉连通性、渗流特征的重要参数。说明水驱后孔隙间迂曲度降低，流动性增加，反映出流通性变好，渗透性增强的特点。

表2 天然岩心水驱前后孔隙结构参数变化Table 2 Changes of pore structure parameters before and after water flooding of natural core

4 注水对岩石相渗曲线的影响

通过驱替实验研究和分析了岩心3 在30、500、1 000 PV 驱替倍数下油水相对渗透率的变化规律（见图3）。从图3 可以看出：（1）驱替到30 PV 时，等渗点处含水饱和度为0.50，表现为弱亲水特征。随着驱替倍数的增加，等渗点所对应的含水饱和度增大，1 000 PV 后增大到0.72，反映了岩石在长期水洗后亲水性增加。（2）驱替倍数由30 PV 增加到1 000 PV 时，油相、水相相对渗透率曲线整体出现右移的变化规律，水相渗透率端点值由0.21 增大到0.28，束缚水饱和度呈现增大趋势；油相渗透率端点值由0.28 下降到0.19，残余油饱和度呈现下降趋势。（3）随着驱替倍数的增加，油水两相区（端点值之差）的跨度从0.51 增大到0.54，利用束缚水饱和度和残余油饱和度数据计算出的驱油效率呈现增大趋势，从64.3% 增加至74.1%，提高了9.8%。

图3 不同含水阶段相对渗透率曲线Fig.3 Relative permeability curve at different water⁃bearing stages

综合分析，随着水洗程度的增强，束缚水饱和度和残余油饱和度以及油水相对渗透率的变化，说明储集层结构及流体渗流特征发生了变化。

5 长期大液量冲刷矿场试验

Q 油田为高孔高渗储层，油藏类型上发育较强的边、底水特征，其中馆陶组为构造底水油藏，储层厚度在300～400 m，底水能量强，水体倍数在100 倍以上，采用水平井开发，井距130～150 m。进入高含水期后，为提高该类油藏的开采速度，部分井进行了2 000 m3/d 的大液量先导试验，井控储量条件下年采液速度达到360%，近十年的开采一直表现出产量稳定、含水率上升缓慢的特点。从两口典型井采出程度与含水率关系曲线（见图4）可以看出，B01、B02 井呈现“厂”字型的含水率上升规律，80%以上的可采储量是在特高含水期采出的，这与油藏数值模拟中表现出的生产规律差距明显，究其原因是模型中没有反映出高含水期不同驱替倍数条件下相渗曲线特征的动态变化。

图4 Q 油田B01、B02 井含水率与采出程度关系Fig. 4 Relation curve between water cut and recovery degree of wells B01 and B02 in Q oilfield

从典型井B02 水驱曲线（见图5）可以看出，B02井提液生产后，甲型水驱曲线计算出的可采储量及采收率一直呈现增加趋势。

图5 Q 油田B02 井甲型水驱曲线Fig.5 Water flooding curve of well A in well B02 in Q oilfield

进一步分析得到：（1）对于底水油藏的开发，普遍观点认为，长期水驱过程中，当不改变工作制度（即产液量、生产压差一定），水平井水锥的形态（水驱波及体积）不会有大的变化[23]。从静态资料看，目前该砂体平均单井井控储量20×104m3，水平井井距150 m，水驱储量动用程度达到100%，水平井水锥的形态进一步扩大的可能性很小。

（2）运用油藏数值模拟方法以及过路井资料证实，水平井井间油层底部水淹20%～30%,中上部未动用，现有水平井井距下水驱波及75%～80%。

（3）生产动态分析，两口井井控储量采出程度均已达到50%。按照波及体积80% 计算，驱油效率已经达到64%，这与油田现有驱油效率认识基本一致。按照甲型水驱曲线预测，B02 井井控储量最终采收率62.4%，计算出的驱油效率为78%，与室内实验结果吻合。

6 结 论

（1）对于高孔高渗储层，经过长期注水冲刷，储层孔隙结构发生变化。孔隙度变化不明显，渗透率明显增大，最大孔喉半径、孔喉半径中值明显增大，渗流能力增强。

（2）不同驱替倍数下随着含水率的增加，等渗点右移，在含水饱和度相同时，油相渗透率有增加的趋势，水相渗透率有降低的趋势，水驱油效率呈现动态增大趋势。

（3）实践表明，海上油田高含水期通过长期大液量开采，有助于提高驱油效率及采收率，为海上油田高含水期开发策略的制定提供了支持。