特低滲油藏水驅后儲層動態特征變化研究—以盤古梁A油藏為例

沈煥文，李化斌，王碧濤，楊學武，王貴文，張　鵬，劉　萍（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川　750006）

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特低滲油藏水驅后儲層動態特征變化研究—以盤古梁A油藏為例

沈煥文，李化斌，王碧濤，楊學武，王貴文，張鵬，劉萍
（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

摘要：在注水開發過程中，由于注入水的長期水洗和沖刷等作用對儲層物性、孔隙結構、潤濕性以及油藏流體性質的影響，使注水開發后儲層特征與原始儲層特征存在差異。這種差異變化反過來又對注水開發及以后的采油可能產生較大的影響。因此，加強對注水開發儲層特征動態變化的研究具有較重要的現實意義。本文通過探評井與檢查井對比分析，核磁共振實驗，注水開發模擬實驗和鑄體薄片鑒定、壓汞實驗、相滲實驗以及真實砂巖微觀滲流實驗等方法，研究該油層注水前后儲層物性的變化規律和流體分布特征，并從機理上分析了影響儲層物性變化的因素。為后期三次采油提高采收率技術研究具有一定的指導意義。

關鍵詞：特低滲油藏；注水開發；儲層特征

特低滲油藏屬典型的“三低”油藏，儲層物性較差，非達西滲流和壓力敏感特征明顯，必須通過注水來保持地層壓力和穩定單井產能[1]。但在注水開發過程中，由于注入水的長期水洗和沖刷等作用對儲層物性、孔隙結構、潤濕性以及油藏流體性質的影響，使注水開發后儲層特征與原始儲層特征存在差異，對開發調整措施的制定將有一定影響。以靖安油田盤古梁A油藏為例，儲層天然裂縫較發育，經過十多年的注水開發，目前已進入中高含水開發階段，含水上升速度加快，油藏穩產難度加大[2，3]。通過開展水驅后儲層的巖性、物性、電性和含油性的變化特征研究，從機理上分析影響儲層物性變化的因素，為科學制定穩產調整技術措施提供依據。

1　水驅后開發動態特征表征

1.1注入剖面特征

統計歷年吸水剖面測試資料表明，隨著注水時間的延長，剖面吸水狀況發生明顯變化，均勻吸水井比例逐步減少，而剖面吸水狀況較差井比例增加，其中吸水段普遍下移及下段吸水大的井占同類井的28.0 %；不吸或指狀尖峰狀吸水井的比例占同類井的20.1 %。從注入剖面表征現象說明長期注水后對孔滲結構具有一定影響。

1.2產出剖面特征

通過產出井剩余油測試及檢查井資料表明，注水開發過程中，注水易沿高滲通道突進，由于長期注水沖刷，導致高滲通道孔滲性增加，產出剖面表現為僅局部高滲層段水洗嚴重，而低滲層段表現為未水驅波及或未水淹。從產出剖面表征現象說明水驅后對驅油效率具有一定影響。

2　水驅后儲層動態特征研究

2.1巖石組分及礦物含量變化研究

水驅后，巖屑含量由88.1 %上升至90.8 %，填隙物含量由11.9 %下降至9.2 %，從巖屑組成的礦物含量看，主要是由于石英含量由21.9 %上升至24.7 %，長石含量由51.1 %上升至51.7 %，從填隙物的礦物含量看，主要是由于綠泥石含量由4.0 %上升至5.4 %。碎屑組分增加主要是因為碎屑的主要成分石英、長石自生加大造成；填隙物減少，填隙物中占比重較大的綠泥石水驅后相對含量增加，但絕對含量減少（見圖1）。

碎屑主要礦物成分變化圖

圖1　盤古梁A油藏水驅前后礦物成分變化圖及盤檢B井巖石組分變化電鏡照片

2.2黏土礦物含量變化研究

取巖心樣品進行水驅前、后X衍射試驗分析，水驅前后黏土礦物各組分的比例發生了較大的變化，黏土總量減少；伊利石相對、絕對含量減少；伊/蒙混層相對、絕對含量增加；綠泥石相對含量稍有增加、絕對含量減少。其原因是：（1）巖石中的長石在注水的長期作用下，發生水解作用，蝕變為高嶺石；（2）長石在注水的長期作用中，蒙脫石轉化為伊利石。巖石在水淹沖刷后，巖石中的伊蒙層黏土的減少，或巖石孔喉中充填了較多的高嶺石團塊等都使巖石孔隙分布更不均勻。

2.3孔隙類型變化研究

水驅后面孔率由6.1 %下降至5.8 %，平均孔徑由34.69 %下降至29.8 %，粒間孔由5.19 %下降至4.98 %，長石溶孔由0.58 %上升至0.84 %，主要是因為石英長石的次生加大造成了粒間孔的減小，同時部分長石顆粒溶蝕產生溶孔造成長石溶孔增大，經過長期水驅后，覆蓋在喉道表面的黏土大量地減少了，特別在大喉道表面處黏土被水洗得相當干凈。附著在長石顆粒表面的高嶺石被溶解，高嶺石晶形很差。使得大喉道更大，小孔隙越小，非均質性增強。

2.4孔隙度滲透率變化研究

水驅后由于礦物含量發生變化、孔隙類型發生變化，孔隙結構發生變化，必然導致孔隙度滲透率發生變化，從整體看，水驅后孔隙度滲透率均下降（見圖2）。

圖2　盤古梁A油藏水驅前后孔隙度、滲透率變化圖

2.5孔隙結構變化研究

觀察巖心水驅前后壓汞試驗，水驅后樣品的啟動壓力略有增加，曲線的平緩段有明顯區別，即水驅后樣品的進汞曲線比水驅前樣品的曲線要陡。退汞曲線也具有同樣規律，說明水驅后巖石的孔隙結構已經發生變化，孔喉分布不集中，孔隙結構非均質性增強（見圖3）。

圖3　水驅前后壓汞試驗曲線

孔隙結構非均質性的特征（見表1），從這些參數可以看出以下變化特征：（1）孔喉分布特征參數變化。水驅后孔喉分選系數、均值明顯降低，歪度變大。表明儲層水驅后，孔喉分散，分布不均勻；（2）孔喉半徑特征參數變化。水驅后中值道半徑略有升高、平均孔喉體積比降低。水驅后孔喉半徑復雜化；（3）孔喉連通特征參數變化：水驅后門檻壓力升高、最大進汞飽和度、結構系數下降。表明儲層水驅后，孔隙連通滲流能力變差，儲層儲集能力變小。

2.6儲層濕潤性變化研究

油層巖石表面潤濕性一般是親油的。在油層注水開發過程中，由于水的沖刷作用，使貼附在巖石顆粒表面的油膜逐漸變薄或脫落，另一方面由于分子的運動也會使巖石表面脫附的油分子不斷被水帶走。結果使巖石一油一水三者之間原有的吸附和脫附動態平衡關系遭到破壞。隨著注入水的長期大量地沖刷，就使這種動態平衡不斷向脫附方向變化，最后導致油層巖石表面潤濕性發生變化（見表2）。

表1　水驅前后孔喉特征參數數據表

表2　水驅前后潤濕性變化表

2.7相滲曲線變化研究

從水驅后的相滲曲線變化可以看出：（1）油水兩相滲流區間變窄，由38.9 %下降至32.4 %；（2）隨著水洗程度的提高，束縛水飽增加，殘余油飽降低；（3）等滲點右移，水相滲透率增大；（4）巖石的潤濕性向親水逐步增加；（5）水驅后儲層由Ⅰ類向Ⅱ類轉變。

同時對盤檢B井所取的巖心進行了核磁共振檢測，共檢測62份樣，目的是定量求取所錄巖樣的孔隙度、滲透率、含油飽和度、含水飽和度、可動水飽和度及束縛水飽和度等儲層評價參數，并對剩余油分布和各層水淹狀況進行了分析，制定了盤古梁A油藏儲層分類評價標準（見圖4、表3）。

圖4　盤古梁盤檢B檢查井巖心不同水淹級別核磁共振測試曲線圖譜

表3　盤古梁A油藏儲層物性好差分類評價參考標準

2.8驅油效率變化研究

通過采用真實砂巖模型（1997，西北大學地質系專利）對研究區微觀滲流特征做了深入研究，它保留了儲層巖石本身的孔隙結構特征、巖石表面物理性質及部分填隙物，使研究結果可信度較其他模型大大增加。

實驗表明，同一壓力下，沖刷前模型的驅油效率高于沖刷后模型的驅油效率。這說明長期注水沖刷后，再次對油藏進行注水，其驅油效率會明顯小于之前的水驅效率。

在一定壓力范圍內，提高注水壓力可明顯提高驅油效率。但達到一定壓力后，對驅油效率的影響都很小。

2.9測井響應變化研究

根據對比分析，水驅后電測響應總體呈現出“一偏一降兩升”的特征，即自然電位偏移、電阻率下降、聲波時差升高、含水飽和度升高。特征總結如下：（1）從測井曲線上看，隨著油層水淹程度的提高，電阻率下降。因此在自然電位和自然伽馬曲線顯示巖性均勻的條件下，如果油層從底部向上部均勻水淹，則電阻率曲線呈緩慢的斜坡狀。（2）若油層均勻強水淹，則水淹油層呈現類似于水層的特征，但由于水洗程度不同，在其中必然殘存一些剩余油，其電阻率會稍高于該油藏的標準水層。（3）電阻率曲線幅度增減不定，且與自然伽馬、聲波等曲線的形態變化不匹配，指示產層水淹。（4）由于油層內部的非均質性，大多數油層水淹時具有局部水淹的特點，此時在局部水淹部位上常發生SP幅度變化和SP基線偏移。（5）在水驅過程中，由于水對孔隙以及喉道的不斷沖刷，可能改變孔喉結構，通常會使高孔高滲儲層孔喉半徑和孔隙度增大，因此反映在測井曲線上表現為密度測井曲線降低、聲波時差增大，測井解釋孔隙度增大。

3　結論與認識

（1）水驅后礦物組分、孔滲結構發生明顯變化，石英、長石、綠泥石含量增加，孔喉分布不集中，使得大喉道更大，小孔隙越小，孔隙結構非均質性增強。

（2）實驗表明，水驅后油水兩相滲流區間變窄，由38.9 %下降至32.4 %，且隨著水洗程度的提高，束縛水飽增加，殘余油飽降低，等滲點右移，水相滲透率增大，巖石的潤濕性向親水逐步增加；同一壓力下，沖刷前模型的驅油效率高于沖刷后模型的驅油效率，說明長期注水沖刷后，再次對油藏進行注水，其驅油效率會明顯小于之前的水驅效率。

（3）水驅后電測響應總體呈現出“一偏一降兩升”的特征，即自然電位偏移、電阻率下降、聲波時差升高、含水飽和度升高。

參考文獻：

［1］何文祥，等.特低滲透儲層水驅前后儲層特征變化規律及機理研究-以長慶油田白209井區長6油層組為例［J］.石油天然氣學報（江漢石油學報），2010，32（5）：56-59.

［2］史長林，等.水驅試驗模擬注水開發對儲層的影響［J］.西南石油大學學報，2013，35（5）：87-93.

［3］荊文奇，王小軍，等.安塞油田長6油層組長期注水后儲層變化特征［J］.地球科學與環境學報，2010，32（3）：239-244.

A low permeability reservoir water flooding reservoir after dynamic characteristics change research

SHEN Huanwen，LI Huabin，WANG Bitao，YANG Xuewu，WANG Guiwen，ZHANG Peng，LIU Ping
（Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

Abstract:In the process of waterflooding, due to the effect of long-term water and scouring of the injected water in reservoir property,pore structure,wettability and the influence of reservoir fluid property,after waterflooding reservoir characteristics and the differences between the original reservoir characteristics.This difference changes in turn on the water injection development and may produce bigger effect of oil production in the future.Therefore, strengthen the dynamic change of waterflooding reservoir characteristics research has the important practical significance.This article through the review and inspection wells contrast analysis, nuclear magnetic resonance experiment,the water injection development simulation experiment and the casting thin sections identification, mercury injection experiment and phase permeability experiment and real sandstone microscopic seepage experiment and com－book=73,ebook=78puter simulation,to study the change rule of reservoir physical properties before and after the reservoir water flooding and fluid distribution characteristics, and analyzed from the mechanism of the influence factors of reservoir physical properties change.For the late tertiary oil recovery to improve oil recovery technology research has certain guiding significance.

Key words：low permeability reservoir；water injection development；reservoir characteristics

作者簡介：沈煥文，男（1980-），開發地質工程師，2005年畢業于西安石油大學資源勘察專業，現從事油田提高采收率工作，郵箱：shenhuanwen_cq@petrochina.com.cn。

*收稿日期：2016－01-05

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.03.019

中圖分類號：TE357.6

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）03-0072-04