渤海稠油油田高含水期儲層物性變化規律研究

胡治華

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

常規注水是目前渤海稠油油田高效開發的主要方式，然而長期的注水對儲層的物性有較大影響，尤其對高孔高滲油藏，儲層物性在注水前后的變化是普遍存在的問題[1-5]。渤海Z油田為較典型的湖相三角洲沉積。油田范圍內，主要發育三角洲前緣亞相，儲層的沉積微相類型主要包括三角洲前緣水下分流河道、河口壩、遠砂壩等。油田原油具有密度大、黏度高、膠質瀝青含量高、含硫量低、含蠟量低、凝固點低等特點，屬重質稠油[6-8]。隨著多年的常規注水開發，儲層非均質性更為嚴重，嚴重影響了注入水波及效率和油藏開發效果。在儲層物性、儲層整體非均質及油水物性差異共同作用下，導致油田儲層的滲流特征變化明顯，集中體現在采出程度與產水率動態關系變差，油田進一步開采難度加大，常規“穩油控水”措施效果變差或受阻。因此，對油田儲層物性的變化規律的研究迫在眉睫。

1 油田儲層物性參數變化規律研究方法

在油田開發后期，高含水期油田取心資料和礦場測井動態資料均表明，由于注入水的長期沖刷，儲層的宏觀、微觀結果、非均質性、流體組成及流體分布較開發初期均發生明顯變化，尤其是影響滲流的主要物性參數發生了較大的變化，這些參數對剩余油的分布產生了巨大影響[9-10]。在油田取心井較少的情況下，主要采用室內試驗、測井參數解釋及油藏數值模擬方法對物性參數進行分析。

1.1 室內試驗方法

室內試驗主要有2種，一種是巖心驅替試驗，另一種是微觀驅替試驗。巖心驅替試驗能定性的解釋儲層參數的動態變化規律。微觀驅替試驗是以孔隙結構模型來研究水驅油的動態過程。

1.2 油藏數值模擬方法

油藏數值模擬技術是目前定量描述剩余油分布并可視化的一項成熟技術。對于長期注水沖刷開發的油田來說，常規數值模擬方法無法考慮儲層參數的變化規律，造成其結果的準確性較差。針對這種情況，國內外主要有2種做法：一是立足于現有數值模擬軟件采用分段處理，二是通過引入儲層參數與含水率、注入孔隙體積倍數、微觀滲流機理、注水強度等的變化規律，編制相應的數值模擬求解程序。

1.3 測井參數解釋方法

長期開發過程中，隨著開發程度逐漸加深，儲集體的電阻率、介電性質、陽離子交換量、自然電位、人工極化電位、聲學性質等物理性質也會逐漸發生變化，測井響應隨之產生相應的變化，而且地層性質、注入水的含鹽量與注入量不同，測井響應的變化特征和規律也不一樣。通過不同開發時期測井資料獲得各測井曲線的演化規律來解釋的各井層物性參數(孔隙度、滲透率、飽和度以及泥質含量等)的變化特征，從而建立各參數的變化規律。

2 油田高含水期儲層參數變化規律

2.1 孔隙度的變化規律

表1 渤海Z稠油油田B19井注水前后孔隙度對比表

圖1 中高滲樣品不同含水階段的孔隙半徑分布圖

隨著注入水對儲層的長期沖刷，巖石骨架場、孔隙半徑、黏土礦物等都會發生變化，儲層的孔隙結構發生了變化，孔隙度也會變化。認清孔隙度的變化，有助于更好地認識油藏。

根據油田B19取心井物性數據(見表1)分析發現，油田驅替后，孔隙度普遍增大，特別是高滲孔隙度都增大，而中低滲有部分增大。Z稠油油田屬于高孔高滲油田，非均質性強，整體的孔隙度在水驅后增大，但非均質性更強。

根據孔隙半徑對數正態分布的方法，在求得油田不同含水階段的孔隙結構分形維數和孔隙結構參數后，得到了不同含水階段的孔隙半徑分布。高滲樣品不同含水階段孔隙半徑分布曲線如圖1所示，這里選取的是不含水時，中含水期(含水40%和60%)和高含水期(含水80%)4個階段孔隙半徑的分布。

從圖1中可以看出，隨著含水率fw的不斷上升，儲層巖石的孔隙半徑分布總趨勢是向孔隙增大的方向轉變。隨著含水率的增大，曲線逐漸向右移動，并且曲線所覆蓋的范圍由原來的窄而尖變得寬而平。曲線的最大峰值逐漸減小，并且對應最大峰值的孔隙半徑逐漸增大。說明儲層巖石經過長期水驅后孔隙半徑增大，大孔隙的數量越來越多。大量試驗數據表明，在長期注水沖刷過程中孔隙度的變化范圍很小，一般只有2%左右。

2.2 滲透率的變化規律

表2 油田不同地層滲透率變化倍數統計表

長期水驅后儲層的孔隙結構發生了變化，必然引起滲透率也隨著變化，滲透率的變化直接影響采油速度，對生產有著至關重要的影響[11]。

根據油田室內巖心長期注水沖刷試驗結果(見表2)，單純從滲透率有增減的巖心的數量或從滲透率區間分析，在較高倍數孔隙體積沖刷下，大部分巖心滲透率增大，且以中、高滲巖心居多，低滲巖心滲透率降低。

根據不同開發階段或水淹前后取心井巖心統計資料的滲透率研究結果表明，同一層內同相帶高滲透儲層滲透率增加，低滲透儲層滲透率減小；粗巖滲透率增加，細巖滲透率降低。弱膠結強溶解中、高孔高滲成巖儲集相的滲透率升高幅度最大，其次為中膠結中溶解中孔中滲和強膠結弱溶解低孔低滲成巖儲集相，而雜基充填低孔低滲成巖儲集相的滲透率一般降低。

3 儲層物性參數變化機理分析

油田在長期的注水開發過程中，每天有大量的注入量和采出量，地下儲集體中滲流的開發流體——油、氣、水混合物的成分、含量、滲流速度和方向不斷的變化。引起這種變化的主要原因包括油藏溫度、壓力的降低、流體性質的改變及注入水動力作用所引起的巖石微觀結構的變化，致使儲集體宏觀特征和宏觀參數都發生較大變化，主要表現為如下3種變化。

3.1 巖石骨架場的變化

圖2 巖石骨架場變化(圖中黑色部分為孔隙，灰色和淺白色部分為顆粒)

儲集體巖石骨架場隨注水開發程度的加深而發生演變，巖石骨架場演化規律是隨開發程度加深巖石顆粒間支撐方式的演化如下(見圖2)：大多數巖石顆粒呈游離狀，孔隙增大，孔喉暢通，點、線接觸關系減少，顆粒間的連通孔隙全被開發流體占據。顆粒表面由富含油泥演化至光滑，導致儲集的宏觀物性總體上變好，但局部變差，使得剩余油分布更加復雜。

3.2 孔隙半徑分布的變化

儲集體微觀孔喉網絡場演化趨勢是孔隙變大、形狀變好，孔隙連通程度增加；喉道半徑增加，吼道分選性變好，吼道連通程度增加，但物性好與物性差的儲集體的變化規律有區別，物性好的儲集體吼道特征變好，這些變化有利于驅油，但由于儲集體自身的非均質性，這些變化也是非均質的，在整體變好的背景下儲集體的某些部位變差，從而使微觀剩余油分布更復雜。

3.3 黏土礦物的變化

儲集層長期水驅后，黏土礦物總量均呈減少趨勢，尤其是易發生顆粒遷移的高嶺石、綠泥石和伊利石的相對質量分數普遍降低。

通過對注水前后取心巖樣掃描電鏡觀察：在未注水開發時，巖樣顆粒表面、孔道表面都由比較豐富的黏土覆蓋，在喉道處還有團塊的黏土礦物堆積。經過水驅后，從電鏡照片上看到覆蓋在孔道表面的黏土大量地減少，附著在長石顆粒表面的高嶺石被溶解，蒙脫石遇水膨脹，經注入水沖刷后散落也隨水洗而被帶走，致使碎屑顆粒表面相對潔凈。特別在大孔道表面處黏土被水洗得相當干凈，僅在細小喉道處聚集了部分高嶺石和細粒的片狀礦物。

由此表明，長期注水開發，破壞了孔隙內原有黏土礦物結構。對于儲層物性相對較好、孔喉直徑相對較粗的儲層，小粒徑的泥質隨水洗而被帶走，巖石的粒度中值提高，而且也溶解、遷移了部分碳酸鹽和少量膏鹽類礦物，使砂巖孔隙內碳酸鹽膠結物含量降低，孔隙喉道經水洗后擴大通暢了，即發生“增滲速敏”。而對于物性相對較差、孔喉直徑相對較細的儲層，顆粒遷移的比例小，泥質不易被水流沖出，所以儲集層物性和孔隙結構變化幅度較小。

4 生產動態資料對油田物性變化規律的驗證

由于吸水剖面能夠很好的反映各小層的滲透率，是對儲層的均質性最直接的體現[13]，所以筆者選擇了吸水剖面資料對上述油田物性變化規律進行驗證。

從油田X井不同階段的吸水剖面(見圖3)可以看出，總吸水量從2000～2010年一直在增加，說明儲層的物性在變好，孔滲在增加；但各小層吸水剖面差異明顯，3小層吸水量2000年到2008年增加了1.5倍左右，而5小層就從2000年增加到2008年，增加了6倍多，儲層非均質性更為嚴重，且儲層非均質性及儲層流體性質導致的儲層層間矛盾日益突出，說明該油田物性變化規律有較高的準確性。

圖3 X井小層相對吸水量與滲透率對比圖

5 結論

1)經過長期水驅后，油田的平均孔隙半徑、平均孔隙度和滲透率整體都有所增加，但表現出2種相反的變化趨勢：高滲透粗巖儲層滲透率增加，大孔隙的數量逐漸增多；低滲透細巖儲層孔隙度、滲透率減小。

2)儲層這2種相反的變化趨勢導致儲層非均質性更加嚴重，儲層層間矛盾日益突出。這是由于長期的注水對儲層進行沖刷、浸泡，使得整個儲集體的眾多微觀孔隙與喉道相互連通的極其微小的空間范圍內發生風化、剝蝕、溶解和沉積作用，對儲集體的巖石骨架、孔隙和喉道以及黏土礦物等進行改造和破壞。由于這種作用隨開發動態而發生并改變，使儲集體的微觀屬性發生物理、化學變化，致使儲集體宏觀特征和宏觀參數都發生較大變化，并使剩余油分布更加復雜。

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