安塞油田水淹層水淹程度劃分及物性變化

趙丁丁，孫 衛，李冠男，吳育平，雒 斌

（1.大陸動力學國家重點實驗室，陜西西安 710069；2.西北大學地質學系，陜西西安 710069）

安塞油田水淹層水淹程度劃分及物性變化

趙丁丁1，2，孫 衛1，2，李冠男1，2，吳育平1，2，雒 斌1，2

（1.大陸動力學國家重點實驗室，陜西西安 710069；2.西北大學地質學系，陜西西安 710069）

為了最大限度地提高老油田的動用儲量和開發程度，有必要對水淹層進行深入詳細的分析與研究。筆者將安塞油田杏河和侯市地區作為研究對象，首先對研究區生產井的水淹級別進行了分類，再者利用真實砂巖微觀模型水驅油實驗對研究區不同級別水淹層的油水分布狀況進行了細致的觀察與分析，最后對水淹層物性變化進行了對比。結果表明，杏河和侯市地區綜合含水率分別為33.5%，39.55%；研究區高水淹級別模型多為均勻-網狀驅替類型；中水淹級別模型一般為網狀驅替，少量為指-網狀驅替類型；低水淹級別模型多為指-網狀驅替；杏河地區注水開發后孔隙度平均增加5.97%左右，滲透率平均增大66.7%，侯市地區水淹層孔隙度略有增加，而滲透率稍有降低。本次研究將為進一步提高老油田的采收率提供重要啟示。

安塞油田；水淹層；水淹程度；物性變化

隨著我國各大油田注水開發程度的不斷增強，大多數油田正處于高含水和特高含水的開發階段，即含水率超過80%以上，導致油層水淹嚴重[1]。特別對于“三低”油藏（低孔、低滲、低產），由于儲層在縱、橫向上的各向異性和非均質性更為嚴重，造成注水驅油和沖刷過程更為復雜。油層的物性、巖性及含油性等參數在油層水淹后發生了一系列變化，進而使水淹層解釋難度增大。安塞油田杏河、侯市地區開發層系為三疊系長6段，屬于典型的“三低”油藏，隨著開發的進一步深入，現已采用了擴邊、調整等增產措施[2]。為了更好地提高三疊系老油田的采收率，需要對水淹層進行深入細致地研究。本文從基礎地質研究方面出發，對儲層的巖石學特征進行了分析，并利用水驅油實驗對水淹層的油水運動規律進行了分析，最后對水淹層物性變化進行了對比分析。

1 研究區地質概況

安塞油田主體分布于陜西省子長縣、安塞縣、志丹縣及延安市的寶塔區之間。南起延安永寧-槐樹莊，北至子長李家岔，西起雙河-永寧，東至李家岔-郝家坪-河莊坪，總體面積大約為3 613 km2。安塞油田侯市、杏河區主要分布于陜西省延安市志丹縣和安塞縣境內，整體屬于黃土塬地貌[3]。地表100 m～200 m范圍內為黃土所覆蓋，地形十分復雜，溝壑交錯分布，梁峁高低不齊。地面海拔1 100 m～1 580 m，地表高差較大（150 m～250 m）。

鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的中東部是安塞油田主體分布的位置，構造活動相當微弱，地層產狀比較平緩，地層傾角大約為0.5°，地層的平均坡降幅度為8 m～10 m。伊陜斜坡是研究區侏羅系的重要構造背景，其主要形成于早白堊系，安塞油田整體都處于伊陜斜坡內。它的蓋層由中、晚元古代、古生代、中生代、新生代沉積形成，蓋層之下為太古代、早元古代變質巖結晶基底，兩者具有明顯的差異性。

2 儲層巖石學特征

根據巖心和鑄體薄片觀察統計，安塞油田杏河和侯市區長6儲層的巖石類型主要為長石砂巖（見圖1）。砂巖樣品碎屑粒徑大體介于0.1 mm～0.25 mm，其主要是中-細粒砂巖。分選性較好，磨圓度較差，多為次棱角狀；巖石具有較高的結構成熟度，但具有較低的成分成熟度。長石和石英在巖石碎屑成分中占有較高的比重（平均含量分別為55.0%、21.5%），巖屑的主要成分為變質巖屑，其占巖屑總量的62%，其次火成巖屑在巖屑成分中占有一定的比重，占比為31%。填隙物成分主要是綠泥石，含量為36.5%；其次為濁沸石和鐵方解石，含量分別為32.6%和18.6%；另有少量的長石質、硅質等成分，它們的總含量大約占填隙物總量的10%。顆粒以薄膜-孔隙式膠結為主。這些結構和成分特征表明了長6期沉積遠離物源區，碎屑顆粒發生過較長距離的搬運，因而具有較高的結構成熟度。

圖1 杏河和侯市地區長6儲層砂巖分類圖

3 水淹層水淹程度劃分及油水分布情況

3.1 水淹級別的劃分

定量劃分水淹級別的最直接參數為含水率，含水率主要受各相流體相對滲透率和黏度的影響，關系式如下：

式中：Qo、Qw-分別表示油、水的分流量，t/d；KO、Kw-分別表示油、水的有效滲透率，μm2；Kro、Krw-分別表示油、水相對滲透率，其范圍為 0～1；μO、μw-分別表示油、水的黏度，mPa·s；?P/?L-壓力梯度，MPa/cm；A-滲流截面積，cm2。

本次根據最常用的中國石油標準[4，5]（SY/T6718水淹層測井解釋規程），按產水率（Fw）的高低劃分水淹級別，一般劃分為四級：

未水淹（油層）Fw＜10%；

低含水（弱水淹層）10%≤Fw＜40%；

中含水（中水淹層）40%≤Fw＜80%；

高含水（強水淹層）Fw≥80%。

對研究區的試油試采結果統計表明，安塞油田杏河地區151口加密井，綜合含水33.5%，其中生產井生產層段未水淹（含水率小于10%）37口，低水淹井（含水率介于10%～40%）61口，中水淹井（含水率在40%～80%）有46口，高水淹井（含水率超過80%以上）有7口；侯市地區統計生產井147口，其綜合含水39.55%，生產井生產層段未水淹22口，低水淹井有64口，中水淹井井數為52口，高含水井數量最少，有9口（見圖2）。

3.2 水淹層油水分布情況

由于儲層非均質性和各向異性，注入水在油層中的驅替路徑是相當復雜的，注入水進入油層后首先順著高孔隙度、高滲透率的部位推進，這就使一些微小孔隙或孔道之中的油由于得不到注入水驅動而成為剩余油。隨著地層中的石油被不斷采出，地層中的含油飽和度總體在不斷降低，但下降的程度存在差異。油層內物性好的區域，由于水洗較充分使其含水飽和度上升而含油飽和度下降。與注水井層不連通或物性差的油層，將成為未水淹或低水淹油層，可以作為進一步提高開發程度的有利對象[6-9]。

本次研究將利用真實砂巖水驅油實驗來對水淹層微觀層面上的油水運動狀況進行詳細地分析。

3.2.1 實驗模型 實驗所選用的砂巖模型是依據研究區樣品的常規薄片觀察、鑄體薄片觀察以及油層的試油資料等多種資料進行綜合考慮而得到的。在平面上充分考慮到不同沉積微相，在垂向上依據不同沉積韻律，按其沉積條件、物性差異分別取樣[10]。實驗過程中所選用的砂巖模型樣品規格一般為2.5 cm×2.5 cm，厚度為0.55 mm左右，承壓能力為0.2 MPa～0.3 MPa，耐溫能力為80℃左右，砂巖模型（見圖3）。

圖3 真實砂巖微觀水驅油實驗模型

實驗用水參照地層水的礦化度，黏度為1 mPa·s，為了便于觀察，配制地層水加入甲基藍。實驗過程中所用的油以地層油作為參照，黏度在2.24 mPa·s左右，在配制時加入油溶紅。

圖2 杏河和侯市地區含水率分級對比圖

圖4 高水淹級別模型驅替類型

圖5 中水淹級別模型驅替類型

圖6 低水淹級別模型驅替類型

3.2.2 實驗結果分析 通過觀察水驅油實驗不同模型中注入水波及面積，對含水飽和度進行統計，將實驗模型劃分為低、中、高水淹程度，對杏河、侯市地區12口井的樣品進行了水驅油實驗，結果顯示有3口井為高度水淹，有6口井為中度水淹，有3口井為低度水淹。通過對水驅油微觀驅替過程的觀察，發現以均勻-網狀驅替類型為主的模型多為高水淹模型，注入水的波及面積較大，通常驅油效率較高（見圖4）；以網狀驅替類型為主的實驗模型多為中水淹模型，并且少量指-網狀驅替類型的模型也為中水淹模型（見圖5）；低水淹模型水驅油類型多為指-網狀驅替，驅油效率較低，模型中存在大量剩余油（見圖6）。

總體來講，波及面積較大的部位，剩余油飽和度下降，注入水未波及的部位，剩余油飽和度幾乎沒有下降。由水驅油實驗可知，油井水淹嚴重的主要原因之一是儲層的非均質性，而且儲層非均質性越強，注入水就越容易沿著大孔道突進，一些微小孔隙中滯留大量的剩余油，結果大量剩余油未被驅出，導致水驅油效率較低[11-13]。低含水油井水驅油效率較低的重要影響因素之一是孔隙結構的非均質性。因此，在生產開發中，不但要對低水淹潛力層位采用物理或化學方法進行儲層改造，增大注入水的波及面積，提高剩余油的采收率，而且要著眼于中高含水區域，尋找水淹原因，對其進行進一步的挖潛工作。

4 水淹層物性變化

油田在注水開發的初期和中期，儲層因為黏土礦物的破碎與膨脹、顆粒遷移，以及黏土礦物水敏，均會導致其滲透率、孔隙度降低[14，15]。

杏河區部分水淹層長6層聲波時差和相鄰老井對比表（見表1），從表1中可以看出與相鄰的老井相比，大多數井的聲波時差均有增大的現象，這與前面的降低并不互相矛盾。這是由于安塞油田杏河區長6儲層物性差，屬于低孔、特低滲儲層，注入水進入儲層后，先慢慢滲濾，因為黏土礦物的破碎與膨脹，顆粒遷移后在別的部位堵塞孔道，導致孔隙度和滲透率均下降，聲波時差值減小，這種水淹情況最常見，但這種水淹級別很難被識別。隨著油田注水開發強度的不斷加強，注入水進入儲層后首先沿著高孔、高滲的層段前進，形成滲流的優勢通道，從而導致局部范圍的孔隙度和滲透率升高，表現為與鄰井相比，聲波時差有局部增大的情況，這種現象是高水淹層的典型表現。

將杏河區塊部分相鄰老井與注水開發后加密井的孔隙度和滲透率的解釋結果進行對比，其中選取未水淹的加密井4口，低水淹的加密井8口，中水淹加密井9口，高水淹的加密井6口，分別將加密井與對應的相鄰老井進行孔隙度和滲透率的對比，分析結果表明：低水淹的加密井孔隙度（平均值12.1%）相對于對應的老井（平均值12.49%）降低了3.65%，滲透率（平均值 0.58×10-3μm2）相對于對應的老井（平均值 0.94×10-3μm2）降低了3.37%；中水淹的加密井孔隙度（平均值13.74%）相對于對應的老井（平均值12.94%）增大7.48%，滲透率（平均值 1.06×10-3μm2）相對于對應的老井（平均值 0.46×10-3μm2）增大 5.52%；高水淹的加密井孔隙度（平均值13.72%）相對于對應的老井（平均值12.26%）增大13.66%，滲透率的平均值（1.63×10-3μm2）相對于對應老井的平均值（0.24×10-3μm2）增大13%。對比分析之后發現，油層的孔隙度和滲透率在其水淹后均有不同程度的增大，導致這種結果的主要因素是注入水進入儲層后優先進入大孔道，孔壁上的黏土礦物在水洗作用下被沖刷帶走。在弱水淹區域，黏土礦物在注入水的作用下發生膨脹，使得孔徑變小，結果導致滲透率和孔隙度均降低；在高水淹區域，在水洗作用下泥質含量降低，孔喉半徑變大，結果使得孔隙度和滲透率均增大[16-18]。杏河地區不同水淹級別加密井與老井物性對比關系柱狀圖（見圖7），可以看出儲層注水開發后，孔隙度略有增大但不是很明顯，平均增加5.97%左右，滲透率平均增大66.7%。

將侯市地區部分相鄰老井與注水開發后加密井的孔隙度和滲透率的解釋結果進行對比，選取的井中包括8口低水淹加密井，6口中水淹加密井，1口高水淹加密井，分別將加密井與對應的相鄰老井進行孔隙度和滲透率的對比，分析結果表明：低水淹的加密井孔隙度（平均值12.64%）相對于對應的老井（平均值12.34%）增加了 0.3%，滲透率（平均值 1.99×10-3μm2）相對于對應的老井（平均值 2.18×10-3μm2）降低了 0.19%；中水淹的加密井孔隙度（平均值13.17%）相對于對應的老井（平均值12.95%）增大0.22%，滲透率（平均值0.81×10-3μm2）相對于對應的老井（平均值 1.03×10-3μm2）降低了0.22%（見圖8）；高水淹的加密井只有1口，其孔隙度和滲透率不具有代表性，從而也說明研究區加密井主要的水淹級別為低水淹和中水淹。分析結果表明，油層水淹之后，不管是低水淹層還是中水淹層在本研究區其孔隙度都略有增加，而滲透率稍有降低。

表1 杏河區部分水淹層長6聲波時差和相鄰老井對比表

圖7 杏河地區不同水淹級別加密井與老井物性對比圖

圖8 侯市地區不同級別加密井與對應鄰井物性對比圖

注水開發對儲層的滲透性有著較大的影響，在形成滲流通道以后，儲層滲透率迅速上升，含水率增大形成水淹。比結果表明，儲層注水開發后，孔隙度和滲透率均增大，孔隙度略有增大但不是很明顯，平均增加5.97%左右，滲透率平均增大66.7%。侯市地區不同水淹級別（低水淹和中水淹）加密井與老井物性對比結果表明孔隙度都略有增加，而滲透率稍有降低，其孔隙度增大主要是因為注入水將大孔道孔壁上的黏土礦物沖刷帶走充填于微孔隙、喉道中，盡管總體孔隙體積增大了，但其微觀孔喉結構的非均質性增強了，從而導致流體在孔喉中的滲流能力有所減低。

5 結論

（1）杏河和侯市地區的試油試采結果表明，杏河地區的中、高水淹井總占比35.1%，侯市地區的中、高水淹井總占比40.7%，杏河地區和侯市地區的綜合含水率分別為33.5%，39.55%。總體而言，杏河和侯市地區屬于弱水淹狀況。

（2）通過分析水驅油實驗的結果發現，均勻-網狀驅替類型的模型多為高水淹模型，注入水波及面積較大，驅油效率較高；網狀驅替類型為主的模型多為中水淹模型，另有少量的指-網狀驅替類型模型也為中水淹模型；大多數的指-網狀驅替類型模型為低水淹模型，模型中的微小孔隙中滯留大量的剩余油。

（3）杏河地區不同水淹級別加密井與老井物性對

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Division of water flooding degree and variation of physical properties in flooded layer of Ansai oilfield

ZHAO Dingding1，2，SUN Wei1，2，LI Guannan1，2，WU Yuping1，2，LUO Bin1，2
（1.State Key Laboratory of Continental Dynamics，Xi'an Shanxi 710069，China；2.Department of Geology，Northwest University，Xi'an Shanxi 710069，China）

In order to maximize the utilization and development of the old oilfield,it is necessary to carry out in-depth and detailed analysis and research on the water flooding reservoir.In this paper,the author regards the Xinghe and Houshi areas of Ansai oilfield as the object of study,first，classifying the flooding level of the production area,and uses the real sandstone micro-model water flooding oil experiment.The oil-water distribution condition of different flooding layers in the study area was observed and analyzed in detail.Finally,the changes of physical properties of the water flooding layer were compared.The results showed that the comprehensive water content in the Xinghe and Houshi areas were 33.5%and 39.55%respectively.The high flooding level model in the study area is mostly homogeneous-netted flooding types.The medium flooding level model is generally netted displacement,a small amount refers to the type of finger-netted displacement.The low flooding level model mostly refers to the finger-netted displacement.After water injection development of Xinghe area.The average porosity increases by about 5.97%,the average permeability increases 66.7%.And the porosity of the flooded area increases slightly in the Houshi area,while the permeability decreases slightly.This study will provide important implications for further improving the recovery of old oilfields.

Ansai oilfield；water flooding layer；flooding degree；changes of physical properties

TE122.23

A

1673-5285（2017）07-0097-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.022

2017－05-25

趙丁丁（1994-），在讀碩士研究生，主要從事油氣地質與開發研究工作，郵箱：786405121@qq.com。