油田注水開發(fā)過程中儲層結(jié)構(gòu)特征變化定量描述

劉海富 李云鵬（大港油田勘探開發(fā)研究院，天津300000）

油田注水開發(fā)過程中儲層結(jié)構(gòu)特征變化定量描述

劉海富 李云鵬（大港油田勘探開發(fā)研究院，天津300000）

在油田注水開發(fā)過程中，由于注入水與儲層巖石的相互作用以及注入水溫壓條件對油層孔隙喉道的影響，儲層水洗后不穩(wěn)定礦物含量減少，水洗后井中高嶺石相對含量減少，綠泥石和伊利石相對含量也有所下降，因而伊蒙混層的相對含量增大，儲層的粒度中值增大，粒度分選性變好，粒度磨園程度增高，巖石礦物顆粒表面變得比較光滑，儲層膠結(jié)物含量下降，膠結(jié)類型由孔隙式、接觸－孔隙式膠結(jié)為主變?yōu)橐钥紫叮佑|式和接觸式膠結(jié)為主。水洗后巖芯溶蝕孔隙更發(fā)育，出現(xiàn)了特大孔隙和裂縫性孔隙，并見到了基質(zhì)內(nèi)孔，注水后泥質(zhì)含量減少，孔隙度和滲透率普遍增大。

儲層結(jié)構(gòu)；黏土礦物；注水；羊三木

油田在長期的注水開發(fā)過程中，注入水對地下流體和儲層性質(zhì)會產(chǎn)生極其緩慢但又不可忽視的影響，導(dǎo)致儲集層和流體的物理化學(xué)性質(zhì)發(fā)生變化，這些變化對油藏開發(fā)效果會產(chǎn)生重要影響，尤其是當(dāng)油田進入高含水后，有必要開展注入水對儲層結(jié)構(gòu)動態(tài)變化研究，即地下流體和儲層性質(zhì)變化規(guī)律和變化機理研究，建立地下儲層變化的動態(tài)模型，從而提高不同含水階段油藏動態(tài)模型的精度，不僅可以提高注水效果，還可揭示剩余油形成機制和分布規(guī)律。

1 儲層結(jié)構(gòu)變化機理

注入水進入儲層的孔喉網(wǎng)絡(luò)，直接與儲層中的基質(zhì)和膠結(jié)物作用，首先導(dǎo)致儲層的基質(zhì)和膠結(jié)物溶蝕，從而使儲層中粘土礦物的成分發(fā)生變化，使粘土的總含量減少，但隨著開發(fā)階段的推進，由于儲層基質(zhì)和膠結(jié)物的溶蝕，致使儲層的骨架顆粒與注入水接觸，從而進一步深化溶蝕儲層中骨架礦物，如長石和石英及巖屑顆粒，使顆粒表面及內(nèi)部被溶蝕，如長石顆粒產(chǎn)生次生溶孔、石英顆粒次生加大邊被溶蝕為犬牙狀等，進而導(dǎo)致儲層孔喉骨架及其充填物及孔喉網(wǎng)絡(luò)被改造或破壞（流體的剝蝕作用），這種剝蝕作用常致使喉道增大，進而增加儲層的滲透率。

2 儲層巖石礦物特征

2.1 巖石成分含量變化

油田注水后，特別是高含水期，儲層的巖石礦物學(xué)特征會發(fā)生很大變化。通過注水前后取芯井粒度分析和電鏡觀察資料研究發(fā)現(xiàn)，羊三木油田儲層水洗后不穩(wěn)定礦物含量減少，儲層的粒度中值增大，儲層粒度的分選性變好，粒度的磨園程度增高，由于油藏開發(fā)流體的搬運作用，巖石礦物顆粒表面變得比較光滑（圖1），泥質(zhì)含量明顯減少（表1）。

圖1 羊監(jiān)2井水洗后巖石薄片

表1 三斷塊館Ⅱ上油組水洗前后巖性特征變化表

表2 羊三木斷塊館Ⅱ上油組注水前后粘土礦物相對含量變化表

圖2 水洗前后粒度中值與最大孔喉半徑的關(guān)系

圖3 水洗前后R50、Rave與滲透率的關(guān)系

圖4 水洗前后Rmax與Rave、R50的關(guān)系

這主要是由于該區(qū)儲層結(jié)構(gòu)疏松，膠結(jié)強度弱，儲層物性好，易發(fā)生顆粒運移，注入水將附著在巖石表面或占據(jù)粒間孔隙空間的粘土礦物和泥質(zhì)成分溶解或沖走，造成注水后出砂嚴(yán)重，泥質(zhì)含量減少，正是孔隙度、滲透率提高的主要原因。這主要是由于該區(qū)儲層結(jié)構(gòu)疏松，膠結(jié)強度弱，儲層物性好，易發(fā)生顆粒運移，注入水將附著在巖石表面或占據(jù)粒間孔隙空間的粘土礦物和泥質(zhì)成分溶解或沖走，造成注水后出砂嚴(yán)重，泥質(zhì)含量減少，正是孔隙度、滲透率提高的主要原因。

2.2 注入水對粘土礦物的影響

注入水對粘土礦物的作用有兩種：一是水化作用，一是機械搬運－聚積作用。注水后，儲層中水敏的粘土礦物吸水膨脹，結(jié)構(gòu)破壞，注入水將結(jié)構(gòu)破壞的粘土礦物微粒從原處搬走，在其它孔隙中聚積，或從油井采出。水驅(qū)之后，由于水的搬運－聚積作用，當(dāng)粘土顆粒直徑小于孔隙喉道直徑時，粘土顆粒被搬運走，這樣大喉道中的粘土礦物含量減少；當(dāng)粘土顆粒直徑大于孔隙喉道直徑時，造成粘土礦物堆積，所以在微小孔喉處粘土礦物富集。但注水開發(fā)后總體表現(xiàn)為粘土礦物含量減少。

通過對注水前后取芯井巖芯X－衍射分析發(fā)現(xiàn)，注水后儲層中粘土礦物總量減少，相對含量也發(fā)生了變化（表2）。水洗后井中高嶺石相對含量減少，綠泥石和伊利石相對含量也有所下降，因而伊蒙混層的相對含量增大。

此現(xiàn)象可解釋為高嶺石主要以充填狀分布在粒間孔隙中，在注水開發(fā)過程中，容易發(fā)生運移，隨著石油開發(fā)而帶出地層，從而使水洗后高嶺石含量下降。電鏡下，可看到高嶺石被沖散的現(xiàn)象。而I/S混層多以薄膜型依附在顆粒表面，注水時不易發(fā)生運移，而且該區(qū)注入水主要為污水，其礦化度大于或接近地下水，蒙脫石不容易發(fā)生膨脹，因此，I/S混層礦物相對含量增大。

3 微觀孔隙結(jié)構(gòu)變化特征

3.1 孔隙類型的變化

根據(jù)早期取芯井羊10-13井和水淹后的羊新11-33井、羊檢1井鑄體薄片圖像分析結(jié)果可知（表3），三斷塊孔隙類型主要為粒間孔、粒內(nèi)溶孔以及部分顆粒鑄模孔和少量的顆粒孔隙。早期取芯井和水淹后檢查井對應(yīng)層段巖芯相比，水洗后巖芯溶蝕孔隙更發(fā)育，出現(xiàn)了特大孔隙和裂縫性孔隙，并見到了基質(zhì)內(nèi)孔。

表3 孔隙類型及分布統(tǒng)計表

3.2 儲層膠結(jié)類型及含量的變化特征

根據(jù)對羊三木油田三斷塊不同開發(fā)階段取芯井薄片觀察結(jié)果統(tǒng)計分析（表4），發(fā)現(xiàn)儲層膠結(jié)特征發(fā)生了較大變化，具體表現(xiàn)在兩方面：

表4 羊三木油田膠結(jié)類型統(tǒng)計表

表5 水淹前后孔隙結(jié)構(gòu)變化統(tǒng)計表

（1）儲層膠結(jié)物含量明顯減少

羊三木油田羊三斷塊主力含油層系為館陶組，主要以河流相粉－細(xì)砂巖和砂礫巖沉積為主，膠結(jié)物以泥質(zhì)膠結(jié)為主。從統(tǒng)計結(jié)果可看出，館Ⅱ油組儲層膠結(jié)物含量由注水前的19.02%下降到8.95%，變化幅度在53%左右。

（2）儲層膠結(jié)類型變化較大

由孔隙式、接觸－孔隙式膠結(jié)為主變?yōu)橐钥紫叮佑|式和接觸式膠結(jié)為主（圖3－5）館Ⅱ油組儲層注水前孔隙式膠結(jié)占56.31%，接觸－孔隙式膠結(jié)占6.8%，二者之和為63.11%，注水后分別為17.11%和5.92%，二者之和為23.03%；而孔隙－接觸式和接觸式膠結(jié)的比例由注水前26.22%上升到69.74%。

該區(qū)膠結(jié)疏松，在注入水長期沖刷下，大量的泥質(zhì)膠結(jié)物被沖散帶走，所以膠結(jié)物含量明顯降低，而巖石由于變得更加疏松，結(jié)果導(dǎo)致油井出砂嚴(yán)重。

3.3 孔喉特征的變化

羊三斷塊壓汞資料較少，特別是用來進行對比研究的水淹前后相同層位的壓汞資料更少。為克服缺乏水洗前后對應(yīng)層位壓汞資料帶來的不便，采用相關(guān)分析法研究水洗前后儲層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)的變化規(guī)律。

（1）孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與粒度中值的關(guān)系

對比水洗前后儲層的變化發(fā)現(xiàn)，孔喉半徑具有增大的特征，對于同一粒度中值而言，注水前后儲層孔隙喉道明顯增大，平均喉道半徑和飽和度中值半徑約增加了2～4μm左右。而最大孔喉半徑隨著巖性變粗，其變化的趨勢具有逐漸增加的趨勢(圖2)。

（2）孔隙喉道與滲透率的關(guān)系

從孔隙喉道大小與滲透率的關(guān)系圖（圖3）可以看出，對于同樣大小的平均喉道半徑而言，其對應(yīng)的滲透率值上升。這說明注水后儲層的微觀非均質(zhì)性比注水前減弱，注水后儲層孔隙大小之間的差異逐漸變小。

（3）喉道半徑參數(shù)之間的關(guān)系

從圖4注水前后孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)之間的關(guān)系不難發(fā)現(xiàn)，平均喉道半徑和最大喉道半徑注水后變化不是很明顯；對于同一飽和度中值半徑而言，注水后最大喉道半徑明顯增大。

4 結(jié)語

（1））儲層水洗后不穩(wěn)定礦物含量減少，水洗后井中高嶺石相對含量減少，綠泥石和伊利石相對含量也有所下降，因而伊蒙混層的相對含量增大；

（2））儲層的粒度中值增大，粒度分選性變好，粒度磨園程度增高，巖石礦物顆粒表面變得比較光滑；

（3）儲層膠結(jié)物含量由注水前的19.02%下降到8.95%，膠結(jié)類型由孔隙式、接觸－孔隙式膠結(jié)為主變?yōu)橐钥紫叮佑|式和接觸式膠結(jié)為主；

（4）水洗后巖芯溶蝕孔隙更發(fā)育，出現(xiàn)了特大孔隙和裂縫性孔隙，并見到了基質(zhì)內(nèi)孔；注水后泥質(zhì)含量大大減少，孔隙度和滲透率普遍增大，對于同一個粒度中值而言，注水后滲透率增大了約2~4倍，孔隙度增大約1~5%，儲層孔隙喉道明顯增大，平均喉道半徑和飽和度中值半徑約增加了2~4μm左右。

[1]高約友等，雙河油田砂礫巖油藏不同孔隙結(jié)構(gòu)水驅(qū)油效率研究，河南石油,1998年增刊—油藏工程.

[2]劉建民等.河流成因儲層剩余油分布規(guī)律及控制因素探討.油氣采收率技術(shù)，2000，7(1):31.

[3]趙躍華等，雙河油田儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征分類及影響因素，石油學(xué)報，1994，10，15(4):31~39.

[5]竇之林，儲層流動單元研究，石油工業(yè)出版社，2000.

[6]趙永勝等，儲層流體流動單元的礦場試驗，石油學(xué)報，1999，20(6).

[7]于洪文，油層平面非均質(zhì)分布形態(tài)對開采動態(tài)的影響研究，石油勘探與開發(fā)，1992,19(2):53~59.

劉海富（1970-），高級工程師，在大港油田勘探開發(fā)研究院從事油藏開發(fā)研究工作。