胡治華

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452)

常規(guī)注水是目前渤海稠油油田高效開(kāi)發(fā)的主要方式，然而長(zhǎng)期的注水對(duì)儲(chǔ)層的物性有較大影響，尤其對(duì)高孔高滲油藏，儲(chǔ)層物性在注水前后的變化是普遍存在的問(wèn)題[1-5]。渤海Z油田為較典型的湖相三角洲沉積。油田范圍內(nèi)，主要發(fā)育三角洲前緣亞相，儲(chǔ)層的沉積微相類型主要包括三角洲前緣水下分流河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩等。油田原油具有密度大、黏度高、膠質(zhì)瀝青含量高、含硫量低、含蠟量低、凝固點(diǎn)低等特點(diǎn)，屬重質(zhì)稠油[6-8]。隨著多年的常規(guī)注水開(kāi)發(fā)，儲(chǔ)層非均質(zhì)性更為嚴(yán)重，嚴(yán)重影響了注入水波及效率和油藏開(kāi)發(fā)效果。在儲(chǔ)層物性、儲(chǔ)層整體非均質(zhì)及油水物性差異共同作用下，導(dǎo)致油田儲(chǔ)層的滲流特征變化明顯，集中體現(xiàn)在采出程度與產(chǎn)水率動(dòng)態(tài)關(guān)系變差，油田進(jìn)一步開(kāi)采難度加大，常規(guī)“穩(wěn)油控水”措施效果變差或受阻。因此，對(duì)油田儲(chǔ)層物性的變化規(guī)律的研究迫在眉睫。

1 油田儲(chǔ)層物性參數(shù)變化規(guī)律研究方法

在油田開(kāi)發(fā)后期，高含水期油田取心資料和礦場(chǎng)測(cè)井動(dòng)態(tài)資料均表明，由于注入水的長(zhǎng)期沖刷，儲(chǔ)層的宏觀、微觀結(jié)果、非均質(zhì)性、流體組成及流體分布較開(kāi)發(fā)初期均發(fā)生明顯變化，尤其是影響滲流的主要物性參數(shù)發(fā)生了較大的變化，這些參數(shù)對(duì)剩余油的分布產(chǎn)生了巨大影響[9-10]。在油田取心井較少的情況下，主要采用室內(nèi)試驗(yàn)、測(cè)井參數(shù)解釋及油藏?cái)?shù)值模擬方法對(duì)物性參數(shù)進(jìn)行分析。

1.1 室內(nèi)試驗(yàn)方法

室內(nèi)試驗(yàn)主要有2種，一種是巖心驅(qū)替試驗(yàn)，另一種是微觀驅(qū)替試驗(yàn)。巖心驅(qū)替試驗(yàn)?zāi)芏ㄐ缘慕忉寖?chǔ)層參數(shù)的動(dòng)態(tài)變化規(guī)律。微觀驅(qū)替試驗(yàn)是以孔隙結(jié)構(gòu)模型來(lái)研究水驅(qū)油的動(dòng)態(tài)過(guò)程。

1.2 油藏?cái)?shù)值模擬方法

油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)是目前定量描述剩余油分布并可視化的一項(xiàng)成熟技術(shù)。對(duì)于長(zhǎng)期注水沖刷開(kāi)發(fā)的油田來(lái)說(shuō)，常規(guī)數(shù)值模擬方法無(wú)法考慮儲(chǔ)層參數(shù)的變化規(guī)律，造成其結(jié)果的準(zhǔn)確性較差。針對(duì)這種情況，國(guó)內(nèi)外主要有2種做法：一是立足于現(xiàn)有數(shù)值模擬軟件采用分段處理，二是通過(guò)引入儲(chǔ)層參數(shù)與含水率、注入孔隙體積倍數(shù)、微觀滲流機(jī)理、注水強(qiáng)度等的變化規(guī)律，編制相應(yīng)的數(shù)值模擬求解程序。

1.3 測(cè)井參數(shù)解釋方法

長(zhǎng)期開(kāi)發(fā)過(guò)程中，隨著開(kāi)發(fā)程度逐漸加深，儲(chǔ)集體的電阻率、介電性質(zhì)、陽(yáng)離子交換量、自然電位、人工極化電位、聲學(xué)性質(zhì)等物理性質(zhì)也會(huì)逐漸發(fā)生變化，測(cè)井響應(yīng)隨之產(chǎn)生相應(yīng)的變化，而且地層性質(zhì)、注入水的含鹽量與注入量不同，測(cè)井響應(yīng)的變化特征和規(guī)律也不一樣。通過(guò)不同開(kāi)發(fā)時(shí)期測(cè)井資料獲得各測(cè)井曲線的演化規(guī)律來(lái)解釋的各井層物性參數(shù)(孔隙度、滲透率、飽和度以及泥質(zhì)含量等)的變化特征，從而建立各參數(shù)的變化規(guī)律。

2 油田高含水期儲(chǔ)層參數(shù)變化規(guī)律

2.1 孔隙度的變化規(guī)律

表1 渤海Z稠油油田B19井注水前后孔隙度對(duì)比表

圖1 中高滲樣品不同含水階段的孔隙半徑分布圖

隨著注入水對(duì)儲(chǔ)層的長(zhǎng)期沖刷，巖石骨架場(chǎng)、孔隙半徑、黏土礦物等都會(huì)發(fā)生變化，儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生了變化，孔隙度也會(huì)變化。認(rèn)清孔隙度的變化，有助于更好地認(rèn)識(shí)油藏。

根據(jù)油田B19取心井物性數(shù)據(jù)(見(jiàn)表1)分析發(fā)現(xiàn)，油田驅(qū)替后，孔隙度普遍增大，特別是高滲孔隙度都增大，而中低滲有部分增大。Z稠油油田屬于高孔高滲油田，非均質(zhì)性強(qiáng)，整體的孔隙度在水驅(qū)后增大，但非均質(zhì)性更強(qiáng)。

根據(jù)孔隙半徑對(duì)數(shù)正態(tài)分布的方法，在求得油田不同含水階段的孔隙結(jié)構(gòu)分形維數(shù)和孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)后，得到了不同含水階段的孔隙半徑分布。高滲樣品不同含水階段孔隙半徑分布曲線如圖1所示，這里選取的是不含水時(shí)，中含水期(含水40%和60%)和高含水期(含水80%)4個(gè)階段孔隙半徑的分布。

從圖1中可以看出，隨著含水率fw的不斷上升，儲(chǔ)層巖石的孔隙半徑分布總趨勢(shì)是向孔隙增大的方向轉(zhuǎn)變。隨著含水率的增大，曲線逐漸向右移動(dòng)，并且曲線所覆蓋的范圍由原來(lái)的窄而尖變得寬而平。曲線的最大峰值逐漸減小，并且對(duì)應(yīng)最大峰值的孔隙半徑逐漸增大。說(shuō)明儲(chǔ)層巖石經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期水驅(qū)后孔隙半徑增大，大孔隙的數(shù)量越來(lái)越多。大量試驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，在長(zhǎng)期注水沖刷過(guò)程中孔隙度的變化范圍很小，一般只有2%左右。

2.2 滲透率的變化規(guī)律

表2 油田不同地層滲透率變化倍數(shù)統(tǒng)計(jì)表

長(zhǎng)期水驅(qū)后儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生了變化，必然引起滲透率也隨著變化，滲透率的變化直接影響采油速度，對(duì)生產(chǎn)有著至關(guān)重要的影響[11]。

根據(jù)油田室內(nèi)巖心長(zhǎng)期注水沖刷試驗(yàn)結(jié)果(見(jiàn)表2)，單純從滲透率有增減的巖心的數(shù)量或從滲透率區(qū)間分析，在較高倍數(shù)孔隙體積沖刷下，大部分巖心滲透率增大，且以中、高滲巖心居多，低滲巖心滲透率降低。

根據(jù)不同開(kāi)發(fā)階段或水淹前后取心井巖心統(tǒng)計(jì)資料的滲透率研究結(jié)果表明，同一層內(nèi)同相帶高滲透儲(chǔ)層滲透率增加，低滲透儲(chǔ)層滲透率減?。淮謳r滲透率增加，細(xì)巖滲透率降低。弱膠結(jié)強(qiáng)溶解中、高孔高滲成巖儲(chǔ)集相的滲透率升高幅度最大，其次為中膠結(jié)中溶解中孔中滲和強(qiáng)膠結(jié)弱溶解低孔低滲成巖儲(chǔ)集相，而雜基充填低孔低滲成巖儲(chǔ)集相的滲透率一般降低。

3 儲(chǔ)層物性參數(shù)變化機(jī)理分析

油田在長(zhǎng)期的注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，每天有大量的注入量和采出量，地下儲(chǔ)集體中滲流的開(kāi)發(fā)流體——油、氣、水混合物的成分、含量、滲流速度和方向不斷的變化。引起這種變化的主要原因包括油藏溫度、壓力的降低、流體性質(zhì)的改變及注入水動(dòng)力作用所引起的巖石微觀結(jié)構(gòu)的變化，致使儲(chǔ)集體宏觀特征和宏觀參數(shù)都發(fā)生較大變化，主要表現(xiàn)為如下3種變化。

3.1 巖石骨架場(chǎng)的變化

圖2 巖石骨架場(chǎng)變化(圖中黑色部分為孔隙，灰色和淺白色部分為顆粒)

儲(chǔ)集體巖石骨架場(chǎng)隨注水開(kāi)發(fā)程度的加深而發(fā)生演變，巖石骨架場(chǎng)演化規(guī)律是隨開(kāi)發(fā)程度加深巖石顆粒間支撐方式的演化如下(見(jiàn)圖2)：大多數(shù)巖石顆粒呈游離狀，孔隙增大，孔喉暢通，點(diǎn)、線接觸關(guān)系減少，顆粒間的連通孔隙全被開(kāi)發(fā)流體占據(jù)。顆粒表面由富含油泥演化至光滑，導(dǎo)致儲(chǔ)集的宏觀物性總體上變好，但局部變差，使得剩余油分布更加復(fù)雜。

3.2 孔隙半徑分布的變化

儲(chǔ)集體微觀孔喉網(wǎng)絡(luò)場(chǎng)演化趨勢(shì)是孔隙變大、形狀變好，孔隙連通程度增加；喉道半徑增加，吼道分選性變好，吼道連通程度增加，但物性好與物性差的儲(chǔ)集體的變化規(guī)律有區(qū)別，物性好的儲(chǔ)集體吼道特征變好，這些變化有利于驅(qū)油，但由于儲(chǔ)集體自身的非均質(zhì)性，這些變化也是非均質(zhì)的，在整體變好的背景下儲(chǔ)集體的某些部位變差，從而使微觀剩余油分布更復(fù)雜。

3.3 黏土礦物的變化

儲(chǔ)集層長(zhǎng)期水驅(qū)后，黏土礦物總量均呈減少趨勢(shì)，尤其是易發(fā)生顆粒遷移的高嶺石、綠泥石和伊利石的相對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)普遍降低。

通過(guò)對(duì)注水前后取心巖樣掃描電鏡觀察：在未注水開(kāi)發(fā)時(shí)，巖樣顆粒表面、孔道表面都由比較豐富的黏土覆蓋，在喉道處還有團(tuán)塊的黏土礦物堆積。經(jīng)過(guò)水驅(qū)后，從電鏡照片上看到覆蓋在孔道表面的黏土大量地減少，附著在長(zhǎng)石顆粒表面的高嶺石被溶解，蒙脫石遇水膨脹，經(jīng)注入水沖刷后散落也隨水洗而被帶走，致使碎屑顆粒表面相對(duì)潔凈。特別在大孔道表面處黏土被水洗得相當(dāng)干凈，僅在細(xì)小喉道處聚集了部分高嶺石和細(xì)粒的片狀礦物。

由此表明，長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)，破壞了孔隙內(nèi)原有黏土礦物結(jié)構(gòu)。對(duì)于儲(chǔ)層物性相對(duì)較好、孔喉直徑相對(duì)較粗的儲(chǔ)層，小粒徑的泥質(zhì)隨水洗而被帶走，巖石的粒度中值提高，而且也溶解、遷移了部分碳酸鹽和少量膏鹽類礦物，使砂巖孔隙內(nèi)碳酸鹽膠結(jié)物含量降低，孔隙喉道經(jīng)水洗后擴(kuò)大通暢了，即發(fā)生“增滲速敏”。而對(duì)于物性相對(duì)較差、孔喉直徑相對(duì)較細(xì)的儲(chǔ)層，顆粒遷移的比例小，泥質(zhì)不易被水流沖出，所以儲(chǔ)集層物性和孔隙結(jié)構(gòu)變化幅度較小。

4 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料對(duì)油田物性變化規(guī)律的驗(yàn)證

由于吸水剖面能夠很好的反映各小層的滲透率，是對(duì)儲(chǔ)層的均質(zhì)性最直接的體現(xiàn)[13]，所以筆者選擇了吸水剖面資料對(duì)上述油田物性變化規(guī)律進(jìn)行驗(yàn)證。

從油田X井不同階段的吸水剖面(見(jiàn)圖3)可以看出，總吸水量從2000～2010年一直在增加，說(shuō)明儲(chǔ)層的物性在變好，孔滲在增加；但各小層吸水剖面差異明顯，3小層吸水量2000年到2008年增加了1.5倍左右，而5小層就從2000年增加到2008年，增加了6倍多，儲(chǔ)層非均質(zhì)性更為嚴(yán)重，且儲(chǔ)層非均質(zhì)性及儲(chǔ)層流體性質(zhì)導(dǎo)致的儲(chǔ)層層間矛盾日益突出，說(shuō)明該油田物性變化規(guī)律有較高的準(zhǔn)確性。

圖3 X井小層相對(duì)吸水量與滲透率對(duì)比圖

5 結(jié)論

1)經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期水驅(qū)后，油田的平均孔隙半徑、平均孔隙度和滲透率整體都有所增加，但表現(xiàn)出2種相反的變化趨勢(shì)：高滲透粗巖儲(chǔ)層滲透率增加，大孔隙的數(shù)量逐漸增多；低滲透細(xì)巖儲(chǔ)層孔隙度、滲透率減小。

2)儲(chǔ)層這2種相反的變化趨勢(shì)導(dǎo)致儲(chǔ)層非均質(zhì)性更加嚴(yán)重，儲(chǔ)層層間矛盾日益突出。這是由于長(zhǎng)期的注水對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行沖刷、浸泡，使得整個(gè)儲(chǔ)集體的眾多微觀孔隙與喉道相互連通的極其微小的空間范圍內(nèi)發(fā)生風(fēng)化、剝蝕、溶解和沉積作用，對(duì)儲(chǔ)集體的巖石骨架、孔隙和喉道以及黏土礦物等進(jìn)行改造和破壞。由于這種作用隨開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)而發(fā)生并改變，使儲(chǔ)集體的微觀屬性發(fā)生物理、化學(xué)變化，致使儲(chǔ)集體宏觀特征和宏觀參數(shù)都發(fā)生較大變化，并使剩余油分布更加復(fù)雜。

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