克拉玛依油田砾岩油藏水淹控制因素分析

赵 锐,谭 伟

1.安徽省煤田地质局勘查研究院,安徽合肥，230088 2.中海石油(中国)有限公司湛江分公司,广东湛江,524057

克拉玛依油田位于准噶尔盆地西北缘，分布有我国目前规模最大的砾岩油藏，该油田自1955年发现，1958年开始开发，迄今已走过60余年的历史[1]。油田开发实践表明，由于砾岩油藏储层孔隙结构复杂、岩性物性多变和非均质性严重等特征，导致其在注水开发时注入水波及程度严重不均，油水分布情况也经常发生改变[2-4]，从而给油藏的中后期开发带来极大的困难。因此，有效地评价水淹层，弄清油藏水淹的控制因素已成为一个亟待解决的关键问题。

1 区域地质背景

研究区距准噶尔盆地克拉玛依市以东约10 km，其为克乌断裂带与北黑油山断裂带之间的前缘断块带，位于克拉玛依断裂东段上盘，为一自西北向东南方向倾斜的单斜构造。研究对象克下组(即下克拉玛依组)地层是在古生界下石炭统古风化壳上沉积的一套正旋回山麓洪积相砂砾岩体[5](见图1)，岩性下粗上细，从上至下依次为S6和S7两个砂层组，其中，S7包括S71至S74四层砂体，S7底部S74层主要发育砾岩，S73层主要为砂砾岩，而S72- S71层砂体则砂砾岩和含砾粗砂岩均发育较好。

图1 克拉玛依油田克下组油藏冲积扇沉积示意图

2 储层特征

经取岩心资料研究分析表明，区克下组储层主要含油岩性集中在砂砾岩和含砾粗砂岩。从岩石颗粒成分上看，这两种岩性均以石英、长石和岩屑为主，成分成熟度较低，同时，由于其以半圆状-次棱角状为主的磨圆程度，分选系数2.3～5.2，结构成熟度也较低。

储层岩石呈颗粒支撑，颗粒胶结类型多为孔隙型，胶结物主要为泥质和碳酸盐。润湿性实验表明，研究区油藏表现为中性-弱亲油，其中，含砾粗砂岩储层的亲油性略优于砂砾岩[6]。

物性分布统计表明，研究区储层孔隙度主要分布于8%～24.9%，平均孔隙度16.1%，渗透率0.1×10-3～3 050×10-3μm2，平均值为49×10-3μm2，属于中孔-中低渗储层。储层平面和纵向上非均质性严重，上部含砾粗砂岩储层物性明显优于下部砂砾岩储层。

图2为研究区油藏典型铸体薄片，分析表明：研究区油藏储层孔隙类型呈现为原生孔隙(粒间孔、填隙物微孔(晶间孔)等)与次生孔隙(粒间溶孔、粒内溶孔等)并存的特点。此外，还有微裂缝、砾缘缝等。因为孔隙类型组合的略微差异，相对于砂砾岩储层，含砾粗砂岩储层渗透性相对较好[6]。

图2 研究区油藏典型铸体薄片图

3 储层微观水驱油实验

从微观上看，影响储层水驱油机理的因素可分为内部和外部两个方面，内部因素包括储层物性、微观孔隙结构的非均质性、润湿性和原油粘度等。外部因素主要是指注水条件，包括注入孔隙体积倍数、注入速度和注入水粘度等[7]。实践表明，对于不同岩性和物性特征的砾岩油藏，在相同的注入孔隙体积倍数和注水速度条件下，采用粘度相差不大的地层水进行水驱油实验时，水驱油效率主要受内部因素即储层物性、微观孔隙结构的非均质性、润湿性和原油粘度等因素的影响[8]。

图3为研究区油藏两类主要含油岩性的典型的相对渗透率曲线，由于砾岩的强非均质性，本文采用有足够时间使岩心的润湿性和毛管力达到平衡的稳态测试法，实验条件：温度30 ℃，流量50 ml/h，原油粘度12.7 mPa·s，水粘度1 mPa·s，油密度0.844 g/cm3，水密度1.0 g/cm3。表1为这两类典型岩性的储层特征和水驱油结果的对比，对于砂砾岩储层，束缚水饱和度和残余油饱和度均较高，为一明显特征，前者由于储层物性差和中性-弱亲水性导致，而后者则主要是由于储层微观孔隙结构的非均质性强，注入水主要沿分布不均的大孔道等储层优势疏导体系渗流[9-10]，加之储层原油粘度较高，水驱油相对困难等因素导致；而对于含砾粗砂岩储层，物性相对较好，束缚水饱和度相对较低，但也因其弱亲油，残余油饱和度较砂砾岩储层为高。总而言之，研究区油藏储层微观水驱油实验，无论是砂砾岩还是含砾粗砂岩，最终水驱油效率普遍不超过60%，呈较低水平。

图3 研究区油藏典型相渗曲线

表1 研究区油藏两类典型岩性的储层特征和水驱油结果对比

4 储层水淹控制因素分析

微观上水驱油实验表现在宏观上即为储层水淹，根据影响储层微观水驱油机理的因素可推知控制储层水淹的因素也应包括内部(储层性质)和外部(注水条件)两部分。一般而言，储层内部因素(储层性质)主要包括泥质含量、流动单元类型、孔渗参数和束缚水饱和度等，而外部因素(注水条件)则包括井网布设和分层注水量[11-12]。本文以研究区克下组S73-3层为例，基于前期各参数建模与分层解释成果[13-16](将研究区流动单元分为Ⅰ～Ⅳ四个等级，其中Ⅰ类流动单元物性最好，孔隙内流体流动能力最强，Ⅱ～Ⅳ类流动性依次降低；水淹级别评价则定为油层、弱水淹、中水淹、中强水淹、强水淹五个等级)，综合考虑上述两方面因素，分以下三种情况讨论储层水淹的控制因素。

4.1 相似储层性质与不同注水条件

选择如图4所示的T10152井和T10174井所在区域作为研究对象。由流动单元平面分布图可知，两个区域均属于Ⅱ类流动单元，储层特征分布图表明，两个区域的泥质含量、孔隙度、渗透率和束缚水饱和度等储层物性参数均较为接近，而剩余油饱和度却差别明显。

图4 相似储层性质因素、不同注水条件下水淹规律分析

从图5-a可以看出T10152井附近有一口注水井，该注水井在S73-3层累计注水达到4.8×104t，而T10174井离注水井相对较远，因此，前者受注水波及程度强于后者。解释为T10152井为中水淹，T10174井为强水淹(见图5-b)。初期产液剖面资料证实：T10152井在S73-3层日产油0.9 t，日产水4.2 t，为强水淹层；T10174井在该层日产油1.3 t，日产水2.1 t，为中水淹层。因此，在储层性质因素相差不大时，注水强度越大，水淹程度越强，即注水条件为储层水淹的主控因素。

图5 相似储层性质因素、不同注水条件下水淹规律分析

4.2 相似注水条件与不同储层性质

选择如图6所示的T10195井和T10235井所在区域为研究对象，两个区域的注水条件较为相似，但其所属流动单元类型不同(图6-a)。T10195井所在区域为Ⅱ类流动单元，而T10235井所在区域为Ⅲ类流动单元。初期产液剖面资料显示：T10195井在该层日产油0.9 t，日产水2.8 t，为中强水淹层，T10235井日产油2.1 t，日产水0.5 t，为弱水淹层。

对比两区域储层性质(见图7)发现，T10195井区泥质含量较低、孔隙度较高、渗透率较大、束缚水含量较低、储层品质好，注入水会顺利地向前推进驱赶原油，从而导致储层水淹快，水淹程度强，而T10235井区由于储层物性差品质较差，注入水波及程度较弱，水驱油较困难，导致储层水淹较弱。因此，在同等注水条件下，储层性质差异对水淹结果影响很大，即物性好的储层水淹快，水淹程度强。

图7 相似注水条件、不同物性条件下水淹规律分析

4.3 不同储层性质与不同注水条件

前面已经论述了在储层性质因素和注水条件因素单方面差异的情况下，储层水淹遵循注水强、水淹强、物性好、水淹快的规律。而现实情况往往需要分析当储层性质因素和注水条件都存在差异时两个区域的水淹差异。选择如图8所示的T10251井和T10269井所在区域作为研究对象。在储层物性上，T10251井所在区域为Ⅱ类流动单元，而T10269井所在区域为Ⅲ类流动单元。仔细对比两个区域的储层特征(泥质含量、孔隙度、渗透率、束缚水饱和度等)，也不难发现前者的品质优于后者。

图8 不同储层性质因素，不同注水条件下水淹规律分析

从图9-a可以看出，两口注水井离T10269井距离较近，而离T10251井较远。注水井分布情况表明，T10251井受注水波及程度要弱于T10269井，但初期产液剖面却显示：在S73-3层，T10151井日产油1.3 t，日产水2.9 t，为中强水淹层；而T10269井在该层日产油2.6 t，日产水0.2 t，为油层。

图9 不同储层性质因素，不同注水条件下水淹规律分析

对T10251井区分析表明，即使该井离注水井较远，但由于泥质含量较低、物性好，受注入水波及程度更强，水驱油更容易，因此，水淹程度强。而对T10269井区分析表明，虽然离注水井较近，但是由于储层物性差，大部分注入水朝T10251井区方向流动，而无法被波及，因此水淹程度很弱。由此可知，在中-强注水条件下，物性较好的Ⅰ、Ⅱ类流动单元储层，通常为中强或强水淹层；而物性较差的Ⅲ、Ⅳ类流动单元储层，在非强注水条件下，通常是弱水淹层，油层也较常见，此应为油田后续开发剩余油挖潜的重点关注区域。

5 结 论

(1)砂砾岩和含砾粗砂岩是研究区克下组砾岩油藏的主要含油岩性，两种岩性的成分成熟度和结构成熟度均较低，油藏总体属于中孔-中低渗储层，上部含砾粗砂岩物性较下部砂砾岩好，储层原生孔隙与次生孔隙两类孔隙并存，其微观水驱油实验结果显示，最终水驱油效率均较低。

(2)砾岩油藏在储层性质相似时，通常表现为注水条件越强，水淹程度越高；而在注水条件类似时，则储层物性越好，水淹程度越高。油藏在注水开发过程中，注入水总是优先沿着物性较好的优势疏导体系渗流，物性越好，越能够吸引注入水的流动，其受注入水的波及程度也越强。