油田注水開發過程中儲層結構特征變化定量描述

劉海富 李云鵬（大港油田勘探開發研究院，天津300000）

油田注水開發過程中儲層結構特征變化定量描述

劉海富 李云鵬（大港油田勘探開發研究院，天津300000）

在油田注水開發過程中，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，儲層膠結物含量下降，膠結類型由孔隙式、接觸－孔隙式膠結為主變為以孔隙－接觸式和接觸式膠結為主。水洗后巖芯溶蝕孔隙更發育，出現了特大孔隙和裂縫性孔隙，并見到了基質內孔，注水后泥質含量減少，孔隙度和滲透率普遍增大。

儲層結構；黏土礦物；注水；羊三木

油田在長期的注水開發過程中，注入水對地下流體和儲層性質會產生極其緩慢但又不可忽視的影響，導致儲集層和流體的物理化學性質發生變化，這些變化對油藏開發效果會產生重要影響，尤其是當油田進入高含水后，有必要開展注入水對儲層結構動態變化研究，即地下流體和儲層性質變化規律和變化機理研究，建立地下儲層變化的動態模型，從而提高不同含水階段油藏動態模型的精度，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律。

1 儲層結構變化機理

注入水進入儲層的孔喉網絡，直接與儲層中的基質和膠結物作用，首先導致儲層的基質和膠結物溶蝕，從而使儲層中粘土礦物的成分發生變化，使粘土的總含量減少，但隨著開發階段的推進，由于儲層基質和膠結物的溶蝕，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，使顆粒表面及內部被溶蝕，如長石顆粒產生次生溶孔、石英顆粒次生加大邊被溶蝕為犬牙狀等，進而導致儲層孔喉骨架及其充填物及孔喉網絡被改造或破壞（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，儲層的巖石礦物學特征會發生很大變化。通過注水前后取芯井粒度分析和電鏡觀察資料研究發現，羊三木油田儲層水洗后不穩定礦物含量減少，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），泥質含量明顯減少（表1）。

圖1 羊監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系

圖3 水洗前后R50、Rave與滲透率的關系

圖4 水洗前后Rmax與Rave、R50的關系

這主要是由于該區儲層結構疏松，膠結強度弱，儲層物性好，易發生顆粒運移，注入水將附著在巖石表面或占據粒間孔隙空間的粘土礦物和泥質成分溶解或沖走，造成注水后出砂嚴重，泥質含量減少，正是孔隙度、滲透率提高的主要原因。這主要是由于該區儲層結構疏松，膠結強度弱，儲層物性好，易發生顆粒運移，注入水將附著在巖石表面或占據粒間孔隙空間的粘土礦物和泥質成分溶解或沖走，造成注水后出砂嚴重，泥質含量減少，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，結構破壞，注入水將結構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。水驅之后，由于水的搬運－聚積作用，當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。但注水開發后總體表現為粘土礦物含量減少。

通過對注水前后取芯井巖芯X－衍射分析發現，注水后儲層中粘土礦物總量減少，相對含量也發生了變化（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，在注水開發過程中，容易發生運移，隨著石油開發而帶出地層，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象。而I/S混層多以薄膜型依附在顆粒表面，注水時不易發生運移，而且該區注入水主要為污水，其礦化度大于或接近地下水，蒙脫石不容易發生膨脹，因此，I/S混層礦物相對含量增大。

3 微觀孔隙結構變化特征

3.1 孔隙類型的變化

根據早期取芯井羊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果可知（表3），三斷塊孔隙類型主要為粒間孔、粒內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層段巖芯相比，水洗后巖芯溶蝕孔隙更發育，出現了特大孔隙和裂縫性孔隙，并見到了基質內孔。

表3 孔隙類型及分布統計表

3.2 儲層膠結類型及含量的變化特征

根據對羊三木油田三斷塊不同開發階段取芯井薄片觀察結果統計分析（表4），發現儲層膠結特征發生了較大變化，具體表現在兩方面：

表4 羊三木油田膠結類型統計表

表5 水淹前后孔隙結構變化統計表

（1）儲層膠結物含量明顯減少

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－細砂巖和砂礫巖沉積為主，膠結物以泥質膠結為主。從統計結果可看出，館Ⅱ油組儲層膠結物含量由注水前的19.02%下降到8.95%，變化幅度在53%左右。

（2）儲層膠結類型變化較大

由孔隙式、接觸－孔隙式膠結為主變為以孔隙－接觸式和接觸式膠結為主（圖3－5）館Ⅱ油組儲層注水前孔隙式膠結占56.31%，接觸－孔隙式膠結占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的比例由注水前26.22%上升到69.74%。

該區膠結疏松，在注入水長期沖刷下，大量的泥質膠結物被沖散帶走，所以膠結物含量明顯降低，而巖石由于變得更加疏松，結果導致油井出砂嚴重。

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層位壓汞資料帶來的不便，采用相關分析法研究水洗前后儲層孔隙結構參數的變化規律。

（1）孔隙結構參數與粒度中值的關系

對比水洗前后儲層的變化發現，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系

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

（3）喉道半徑參數之間的關系

從圖4注水前后孔隙結構參數之間的關系不難發現，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 結語

（1））儲層水洗后不穩定礦物含量減少，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）儲層膠結物含量由注水前的19.02%下降到8.95%，膠結類型由孔隙式、接觸－孔隙式膠結為主變為以孔隙－接觸式和接觸式膠結為主；

（4）水洗后巖芯溶蝕孔隙更發育，出現了特大孔隙和裂縫性孔隙，并見到了基質內孔；注水后泥質含量大大減少，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。

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