馬嶺油田南二區延9油藏注水開發儲集層特征變化研究

曹寶格 韓永林 余永進

摘? ?要：為了解馬嶺油田南二區延9油藏長期注水后儲層特征的變化及產生機理，通過室內物理模擬實驗方法，結合礦場2口檢查井取心分析結果，研究了注水前后儲層物性、孔喉特征和滲流特征的變化。結果表明：長期注水后，由于注入水對儲層的作用主要集中在孔隙的喉道部分，儲層滲透率明顯增大，孔隙度增加較小;儲層物性的增加主要與水洗后粘土礦物含量的降低、水洗程度、儲層初始滲透率大小和裂縫的開啟有關，其中裂縫開啟對儲層物性的影響最顯著;水洗后儲層巖石表面油膜脫落，巖石潤濕性由親油性變為親水性。以上綜合作用的結果使油水兩相流動能力增強、兩相區范圍變寬，水驅油效率增大。可見馬嶺油田南二區延9油藏注水開發中儲層的變化有利于油田開發。

關鍵詞：儲層物性;粘土礦物;潤濕性;相對滲透率

前人對注水后儲層特征變化的認識主要集中在：認為長期注水改善了儲層微觀孔隙結構，儲層物性變好[1-3];認為長期注水使部分顆粒滯留在細喉道處形成堵塞，孔喉連通性變差，儲層物性變差[4];認為注水后儲層物性好的變得更好，差的變得更? ?差[5-6]。但普遍認識為注水后儲層潤濕性由親油性向親水性轉化，儲層非均質性變得更強，這些綜合作用的結果可能使驅油效率降低[7]，也可能使驅油效率提高[2]。注水后儲層特征的變化與原始儲層中粘土礦物的含量及類型、儲層非均質性和原油性質有關[7-9]。馬嶺油田南二區延9油藏經過三十幾年的注水開發，含水快速上升，采油速度降低，剩余地質儲量較大。長期注水使儲層孔隙結構和物性發生的變化直接影響到剩余油的分布和油田的開發效果[10-20]。因此，為挖掘油田開發潛力，提高油田開發效果，以室內實驗和礦場2口檢查井取心資料分析結果為基礎，研究長期注水后儲層孔隙結構、物性及滲流特征的變化及其產生機理，為區塊的二次開發提供有力支撐。

1 儲層物性參數的變化規律

根據2013年南二區延9油藏2口檢查井（NJ31-161和NJ29-181井）的物性測試結果，檢查井平均孔隙度分別為15.31%和14.63%，稍微低于儲層初始孔隙度16.1%，檢查井平均滲透率為165.3×10-3 μm2和120.9×10-3 μm2，遠高于儲層初始滲透率（32.3×10-3? μm2）。油層天然巖心的室內實驗結果也表明（表1），當水驅至含水率87%時，巖心孔隙度和滲透率均大;水洗程度越高，物性參數的增加幅度越大;水洗程度相同時，巖心初始滲透率越高，水洗后滲透率的增加幅度越大;滲透率的增大幅度遠大于孔隙度的增大幅度。實驗發現，注水過程中裂縫的產生也是儲層物性增大的主要因素，例如，編號為L68-8（2）的巖心在室內沖刷實驗中出現了明顯裂縫，導致巖心孔隙度和滲透率顯著增加。因此，水驅后儲層孔隙度和滲透率的增加主要與粘土礦物含量的降低、水洗程度、儲層初始滲透率大小和水驅過程中裂縫是否開啟有關。

在實際注水開發中，注入倍數越大、儲層巖石的滲透率越高，水洗后儲層內粘土礦物的含量越低，孔隙度和滲透率的增加越明顯，更容易形成優勢滲流通道，導致儲層非均質性增強，注水效果越來越差，檢查井不同深度的滲透率測試結果也證明儲層中存在高滲透通道。若要改善水驅效果，必須采用阻斷優勢滲流通道、改變水驅流動方向的方法進一步注入水波及系數，提高采收率。

2? 儲層微觀孔隙特征變化規律

2.1? 粘土礦物變化特征

根據2口檢查井巖心X衍射測定結果（表2），水驅后伊利石、綠泥石和伊蒙混層的相對含量降低，其中伊蒙混層的相對含量降低幅度最大，其次為伊利石，綠泥石的變化不大，而高嶺石相對含量明顯增大。室內水沖刷實驗結果也得出類似結論（表3），且水驅后儲層巖石粘土礦物的總量從3.75%降低至2.85%，儲層巖石的滲透率越高，水洗后粘土礦物的含量降低幅度越大，說明儲層物性越好，注入水對儲層的水洗作用越強，儲層物性的增加幅度越大。

南二區延9油藏注水開發中，粘土礦物含量的降低主要與伊利石和伊蒙混層含量的降低有關。儲層原始條件下伊利石呈絲片狀、畫卷狀充填孔隙或絲縷狀垂直碎屑顆粒表面生長、搭橋狀充填于顆粒之間（圖1），在注入水作用下這種形狀的伊利石容易破碎，隨流體運移，造成其含量顯著下降。伊蒙混層中蒙脫石對水有極強的敏感性，尤其是鈉蒙脫石，遇水后體積可膨脹至原體積的600%～1 000%，水化膨脹后的蒙脫石在流體的沖刷作用下，易隨流體遷移，含量下降。高嶺石遇水不易水化膨脹，但對巖石顆粒的附著力很差，在流體剪切力的作用下，高嶺石極易從巖石顆粒上脫落和破碎，并隨流體在孔隙中流動，在研究區實際注入速度下，注入水對高嶺石礦物的剪切力作用力較弱，未引起大量高嶺石礦物從巖石顆粒上脫落。上述3種作用的綜合結果使伊利石和綠泥石相對含量明顯降低，而高嶺石相對含量大幅增加。在注水開發中，注入水將結構破壞后的粘土礦物沖散、沖走，從油井采出，使儲層中粘土礦物含量降低。

2.2? 孔喉特征變化

采用平行巖心分別在水洗前后進行恒速壓汞實驗，發現水驅后儲層巖心中不同尺寸的喉道半徑和孔隙半徑均增大，而孔喉比卻降低，說明在南二區實際注水條件下，喉道半徑的增加幅度明顯大于孔隙半徑的增加幅度（表4，圖2）。原因解釋為：喉道部位孔隙半徑小，流體流速高，流體對孔壁的剪切作用力大，因此，注入水對喉道的沖刷作用強，注入水與粘土礦物的作用主要集中在孔隙喉道部分，導致水驅后儲層孔隙度的變化幅度較小，而滲透率的增加幅度較大。

3? 滲流特征變化規律

3.1? 潤濕性

注水前儲層巖石的潤濕性為弱親油-親油，注水后巖心的潤濕性變為弱親水-親水（表5）。此外，根據水洗前后的相滲實驗結果，水洗后等滲點的含水飽和度均增大，分別從注水前的51.6%、58.8%和58.5%增大至53.0%、59.1%和59.0%，說明水驅使儲層巖石的潤濕性向親水方向發展。在長期注水開發中，由于注入水的水洗、溶解等各種物理和化學作用使儲層巖石的表面物理性質發生變化，部分孔道內壁變得比較光滑，這種變化的結果減小了水驅油毛細管阻力，使巖石表面更多的油膜脫落，長石、石英等表面呈現出（或恢復）本來具有的親水性，使儲層潤濕性發生變化。

3.2? 水質變化

從巖心實驗出口端收集的產出水分析結果看? ?（表6），在水驅油過程中，隨含水率增加，鈉、鉀、鈣、鎂離子的含量下降，SO42-離子含量增加，即含水率越高，產出水的組成越接近于注入水（清水）的組成，說明水驅優勢通道形成后，注入水主要沿此通道運移，注水效果會越來越差。為改善油田開發效果，必須阻斷優勢滲透率通道，讓未動的油動起來，讓流動慢的油動得快起來。

注水初期，注入水主要沿儲層大孔隙驅油，溶解儲層中的鹽類，并同高礦化度地層水發生離子交換，注入水被鹽化，在水驅前緣及附近地層內，混合地層水礦化度常接近于原始地層水礦化度，隨著注水量的增大，注入水在油層中的長期沖洗使油層內的原生水淡化，礦化度變小。在注水過程中，隨著注入水的增加，油井從不含水、低含水到高含水，產出水的礦化度逐漸變低。如果采取分層注入工藝或調剖等措施使原來不動用或動用差的油層動用起來，采出水的礦化度又可能升高。因此，由產出水礦化度的變化可判斷有無新的油層參加生產。

3.3? 相滲和水驅油效率

根據水洗前后相滲測定結果（圖3），水洗后，油相和水相相對滲透率均增大;水驅前后束縛水飽和度基本無變化，殘余油飽和度均降低，兩相區范圍變寬，由24.3%～35%變為26.9%～37.5%;等滲點飽和度增大，由51.6%～58.8%變為53%～59.1%;殘余油狀態下水相相對滲透率增大，由0.058 3～0.110 0變為0.116 6～0.135 9;驅油效率由水驅前的42.41%～47.17%增大為46.86%～57.77%。儲層巖石的表面物理性質和孔隙結構是影響儲層滲流特征的主要因素。水驅后儲層巖石潤濕性、粘土礦物含量及孔隙結構的變化綜合作用使油相和水相流動能力增強，流動阻力減小，兩相區范圍變寬，可動流體飽和度范圍變大，水驅油效率提高。

4? 結論

（1） 馬嶺油田南二區延9油藏經過長期注水開發，注入水與儲集層之間的相互作用使儲集層中的粘土礦物發生水化、膨脹分散和運移，使粘土礦物含量降低，孔喉半徑增大;注入水對儲層的作用主要集中在孔隙的喉道部分，因此，滲透率的增加幅度明顯大于孔隙度的增加幅度。

（2） 水洗后儲層物性的增加主要與水洗后粘土礦物含量的降低、水洗程度、儲層初始滲透率大小和裂縫的開啟有關，其中裂縫開啟對儲層物性的影響最顯著。

（3） 在注入水長期沖刷下，注入水的水洗、溶解等各種物理化學作用使儲集層巖石孔道內壁變的比較光滑和巖石顆粒表面的油膜脫落，使巖石的潤濕性由親油性變化為親水性。

（4） 注入水的長期沖刷作用使油、水相流動能力增強，流動阻力減小，兩相區范圍變寬，可動流體飽和度范圍變大，水驅油效率提高，有利于油田開發。

由于儲集層的非均質性，實際水驅油過程中，注入水與儲集層之間的相互作用使儲集層物性的變化幅度更大，一旦形成優勢滲流通道將不利于采油，使剩余油主要集中在優勢通道之外的較低滲透率油層中。為挖掘油田開發潛力，建議在精細地質研究的基礎上，采用調剖、聚合物驅或2+3調驅等技術，盡早阻斷優勢滲流通道，改變注入水的流動方向，進一步提高原油采收率。

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