王貴文，張彬，陳勇，白旭，張家彬，梁高紅，古仁超

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

盤(pán)古梁長(zhǎng)6油藏水驅(qū)后儲(chǔ)層特征變化研究及應(yīng)用

王貴文，張彬，陳勇，白旭，張家彬，梁高紅，古仁超

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川750006）

盤(pán)古梁長(zhǎng)6油藏屬典型特低滲油藏，隨著開(kāi)發(fā)的不斷深入，油藏進(jìn)入中含水開(kāi)發(fā)階段，含水上升速度加快，主側(cè)向井矛盾加劇，水驅(qū)不均特征明顯。本文應(yīng)用巖心觀察描述、電鏡掃描、鑄體薄片、全巖分析、壓汞試驗(yàn)等多種手段，研究了鄂爾多斯盆地盤(pán)古梁長(zhǎng)6油藏水驅(qū)后的儲(chǔ)層特征變化，研究結(jié)果表明，水驅(qū)后粒間孔減小，長(zhǎng)石溶孔增大，有效滲流空間減小，儲(chǔ)層非均質(zhì)性更加復(fù)雜，導(dǎo)致水驅(qū)優(yōu)勢(shì)方向（主向）大孔道增大，含水上升，水驅(qū)弱勢(shì)方向（側(cè)向）小孔道更小，滲透率下降，產(chǎn)量下降，為下步治理指明了方向，為持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)夯實(shí)了基礎(chǔ)。

水驅(qū)；孔隙結(jié)構(gòu)；滲流特征

1 水驅(qū)前后儲(chǔ)層特征變化研究

在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，由于注入水的長(zhǎng)期水洗和沖刷等作用對(duì)儲(chǔ)層物性、孔隙結(jié)構(gòu)、潤(rùn)濕性以及油藏流體性質(zhì)的影響，使注水開(kāi)發(fā)后儲(chǔ)層特征與原始儲(chǔ)層特征存在差異。這種差異變化反過(guò)來(lái)又對(duì)注水開(kāi)發(fā)及以后的采油可能產(chǎn)生較大的影響。因此，加強(qiáng)對(duì)注水開(kāi)發(fā)儲(chǔ)層特征動(dòng)態(tài)變化的研究具有較重要的現(xiàn)實(shí)意義[1，2]。

1.1 宏觀儲(chǔ)層特征研究

1.1.1 泥質(zhì)鈣質(zhì)隔夾層展布隔夾層是指在滲透層內(nèi)或?qū)娱g所分布的相對(duì)非滲透性巖層，隔夾層的相對(duì)非滲透性影響著流體的垂向滲流和水平滲流。研究區(qū)隔夾層在縱向上個(gè)數(shù)多，平均單井隔夾層個(gè)數(shù)達(dá)到16個(gè)，單個(gè)隔夾層厚度變化大，從十幾厘米到幾米不等，平均厚度1.3 m，且隔夾層累計(jì)厚度占砂層總厚度的比例達(dá)到28.3%；橫向上泥巖在分層界限處特征明顯容易追蹤；小層內(nèi)泥質(zhì)及鈣質(zhì)夾層厚度小于1.0 m則電測(cè)響應(yīng)不明顯，橫向追蹤難度較大，說(shuō)明儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)。

1.1.2 裂縫特征及展布在特低滲透儲(chǔ)層中，裂縫對(duì)砂體及孔隙的連通具有重要的意義，它是油氣藏中流體的重要滲流通道，對(duì)油井的產(chǎn)能有直接的影響，決定著基質(zhì)的泄油能力和油井的供油面積。研究區(qū)縱向上觀察巖心12口，3口井見(jiàn)高角度自然裂縫5條，縫高0.4 m～2.1 m，見(jiàn)裂縫井比例25%，說(shuō)明高角度自然裂縫發(fā)育程度高，但測(cè)井曲線上響應(yīng)特征不明顯，利用測(cè)井曲線判識(shí)裂縫難度大；平面上整體發(fā)育平行層理，交錯(cuò)層理，沿層理面容易開(kāi)啟形成層理縫，導(dǎo)致注水沿層理面突進(jìn)造成油井快速見(jiàn)水甚至水淹。

1.1.3 水洗特征檢查井對(duì)分析水洗狀況、劃分水淹級(jí)別、研究剩余油分布規(guī)律等具有重要意義，研究區(qū)兩口檢查井整體上為灰褐色油斑細(xì)砂巖，滴水緩滲、點(diǎn)滴Ⅱ級(jí)、油斑；分層看長(zhǎng)612層吸水狀況差，水洗程度低，長(zhǎng)621+2層吸水狀況較好，中水淹，水洗較為均勻；縱向上主力層長(zhǎng)621+2層水淹程度差異大，油井水淹主要是局部（裂縫高滲帶）強(qiáng)水洗段的“單層突進(jìn)”而造成，低滲段動(dòng)用程度低，剩余油富集。

1.2 微觀儲(chǔ)層特征研究

1.2.1 儲(chǔ)層溫度變化儲(chǔ)層溫度對(duì)原油黏度有一定影響，溫度越高，原油黏度越小，原油更容易流動(dòng)，開(kāi)采難度較小，相反溫度越低，原油黏度增大，原油流動(dòng)困難，開(kāi)采難度加大，據(jù)盤(pán)古梁長(zhǎng)6油藏歷年測(cè)試壓力資料統(tǒng)計(jì)：油井從2004年至2015年平均溫度下降率為0.13℃/a。注水井周?chē)臏囟认陆德矢?，?004年至2015年平均溫度下降率為0.27℃/a，即隨著長(zhǎng)期向儲(chǔ)層注入大量冷水引起地層溫度下降。

1.2.2 巖石組分及礦物含量變化盤(pán)古梁長(zhǎng)6油藏主要為三角洲前緣水下分流河道、河口壩沉積，砂層厚度35 m～60 m，砂巖巖性為細(xì)-中粒巖屑質(zhì)長(zhǎng)石砂巖，水驅(qū)后，巖屑組分的含量由88.1%上升到90.8%，對(duì)比巖屑的礦物成分發(fā)現(xiàn)主要是由于石英長(zhǎng)石含量上升，填隙物組分的含量由11.9%下降到9.2%，對(duì)比填隙物的礦物成分發(fā)現(xiàn)主要是由于密度較大的綠泥石水驅(qū)后相對(duì)含量增加，但絕對(duì)含量減少（見(jiàn)圖1）。

圖2 盤(pán)檢41-302井黏土礦物變化圖

1.2.3 黏土礦物含量變化儲(chǔ)層經(jīng)長(zhǎng)期水驅(qū)后，儲(chǔ)集特征會(huì)發(fā)生變化，而且不同物性儲(chǔ)層具有不同的變化規(guī)律。對(duì)取巖心樣品進(jìn)行水驅(qū)前、后X衍射試驗(yàn)分析，黏土總量減少；伊利石相對(duì)、絕對(duì)含量減少；伊/蒙混層相對(duì)、絕對(duì)含量增加；綠泥石相對(duì)含量稍有增加、絕對(duì)含量減少。隨著深度的增加，水洗程度逐漸增大（見(jiàn)圖2），黏土礦物整體呈現(xiàn)逐漸減小的特征，其主要原因是：（1）巖石中的長(zhǎng)石在注水的長(zhǎng)期作用下，發(fā)生水解作用，蝕變?yōu)楦邘X石；（2）長(zhǎng)石在注水的長(zhǎng)期作用中，淋濾現(xiàn)象比較普遍，為蒙脫石伊利化提供了Al3+及K+，這樣蒙脫石轉(zhuǎn)化為伊利石。巖石在水驅(qū)沖刷后，巖石中的伊蒙層黏土的減少，或巖石孔喉中充填了較多的高嶺石等都使巖石孔隙分布更不均勻。

1.2.4 孔隙類型變化[3-6]盤(pán)古梁長(zhǎng)6油藏孔隙類型以原生粒間孔為主，次為長(zhǎng)石溶孔，還有少量巖屑粒內(nèi)孔、沸石溶孔及微裂隙，水驅(qū)后，面孔率由6.1%下降到5.8%，平均孔徑由34.7%下降到29.8%，粒間孔由5.19%下降到4.98%，長(zhǎng)石溶孔由0.58%上升到0.84%，即面孔率、孔徑均變小，粒間孔變小，長(zhǎng)石溶孔增大。其原因是：（1）石英長(zhǎng)石加大，造成粒間孔減小；（2）部分長(zhǎng)石顆粒溶蝕產(chǎn)生溶孔造成長(zhǎng)石溶孔增大。

1.2.5 喉道特征變化盤(pán)古梁長(zhǎng)6儲(chǔ)層喉道大小及分布區(qū)間差別不大，喉道除少量粗喉外，絕大部分屬于中細(xì)-微細(xì)喉道，但不同喉道對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)不同，其中喉道半徑大于7 μm和小于0.1 μm對(duì)滲透率幾乎沒(méi)有貢獻(xiàn)，對(duì)滲透率起主要貢獻(xiàn)作用的喉道半徑集中在0.2 μm～3 μm，統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，0.2 μm～3 μm的喉道半徑僅占總喉道的25.06%，即對(duì)滲透率有貢獻(xiàn)的孔喉半徑區(qū)間窄，比例小，同時(shí)水驅(qū)后排驅(qū)壓力增大，由0.3 MPa上升到0.7 MPa，中值半徑變小，由0.21 μm下降到0.18 μm，說(shuō)明孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，孔喉分布不集中，非均質(zhì)性增強(qiáng)。

1.2.6 孔隙度滲透率變化儲(chǔ)層的物性特征主要指儲(chǔ)層的孔隙性和滲透性，油氣產(chǎn)量的高低則直接由滲透率決定。滲透率是一個(gè)非常重要的表征巖石特性的參數(shù)。主要是用它度量地層傳送流體的能力，它控制著地層中流體的流速和運(yùn)動(dòng)方向。從整體看，盤(pán)古梁長(zhǎng)6油藏水驅(qū)后孔隙度滲透率均下降，但下降幅度不同，物性相對(duì)較差的長(zhǎng)612層下降幅度小于物性較好的長(zhǎng)621+2層下降幅度（見(jiàn)圖3）。雖然原來(lái)充填于孔道中的黏土也被沖散了，大部分隨水流走，使孔道變得干凈、暢通，擴(kuò)大了喉道直徑，減少了液體滲流的阻力，縮短了流體實(shí)際滲流的路徑，使得大孔道更大，但從整體看，孔隙度滲透率均下降，說(shuō)明孔滲性下降權(quán)重大于孔滲性上升權(quán)重，即孔滲性下降占主導(dǎo)因素。

1.2.7 儲(chǔ)層潤(rùn)濕性變化油層巖石表面的潤(rùn)濕性分為親油、親水和中性三種。在親水巖石中，水是潤(rùn)濕相，油是非潤(rùn)濕相；而在親油的巖石中，油是潤(rùn)濕相，水是非潤(rùn)濕相。潤(rùn)濕相總是附著在巖石顆粒的表面和孔壁上。潤(rùn)濕相在地層中一般呈連續(xù)分布狀態(tài)；非潤(rùn)濕相多處于孔道的中心部位，呈不連續(xù)分布狀態(tài)，如滴狀、珠狀、塊狀等。

油層巖石表面潤(rùn)濕性一般是親油的。在油層注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，由于水的沖刷作用，使貼附在巖石顆粒表面的油膜逐漸變薄或脫落，另一方面由于分子的運(yùn)動(dòng)也會(huì)使巖石表面脫附的油分子不斷被水帶走。結(jié)果使巖石－油－水三者之間原有的吸附和脫附動(dòng)態(tài)平衡關(guān)系遭到破壞。隨著注入水的長(zhǎng)期大量地沖刷，就使這種動(dòng)態(tài)平衡不斷向脫附方向變化，最后導(dǎo)致油層巖石表面潤(rùn)濕性發(fā)生變化（見(jiàn)表1）。

圖3 盤(pán)古梁長(zhǎng)6油藏水驅(qū)前后孔滲性變化圖

表1 水驅(qū)前后潤(rùn)濕性變化表

1.2.8 相滲曲線變化對(duì)于一個(gè)具體的油藏，由于取心分析的巖樣具有不同的滲透率和孔隙度，所以測(cè)得的相對(duì)滲透率曲線是不相同的。依據(jù)不同的滲透率和孔隙度，選擇若干條有代表性的相對(duì)滲透率曲線，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行歸一化處理，從而得到能夠代表油藏或油層的平均相對(duì)滲透率曲線。水驅(qū)前選取11口探評(píng)井巖樣和水驅(qū)后2口檢查井巖樣的油水兩相的相對(duì)滲透率數(shù)據(jù)，由此繪出歸一化的油水相對(duì)滲透率曲線。對(duì)比水驅(qū)前后相滲曲線發(fā)現(xiàn)，水驅(qū)后油水兩相滲流區(qū)間變窄，束縛水飽和度增加，殘余油飽和度降低，等滲點(diǎn)右移，水相滲透率增大，巖石的潤(rùn)濕性向親水逐步增加，水驅(qū)后儲(chǔ)層由Ⅰ類→Ⅱ類（見(jiàn)圖4）。

圖4 水驅(qū)前后相滲曲線變化圖

1.2.9 驅(qū)油效率變化殘余油的形成與孔隙介質(zhì)的結(jié)構(gòu)及其表面性質(zhì)有關(guān)，與油和水的性質(zhì)有關(guān)，也與驅(qū)替條件有關(guān)，所以，殘余油形成機(jī)理是復(fù)雜的[7，8]。對(duì)于不同物性儲(chǔ)層水驅(qū)油過(guò)程中，殘余油的形成及其形成的殘余油類型不甚相同。通過(guò)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)過(guò)程中觀察發(fā)現(xiàn)：殘余油的形成及其殘余油類型與儲(chǔ)層微觀水驅(qū)油滲流特征聯(lián)系密切。

盤(pán)古梁長(zhǎng)6油藏為特低滲儲(chǔ)層，水驅(qū)油過(guò)程中，水驅(qū)油困難，注入水在模型內(nèi)部繞流嚴(yán)重，導(dǎo)致殘留在模型內(nèi)部的殘余油以簇狀殘余油、片狀殘余油為主；在高滲帶或滲透率相對(duì)較高的模型中，可見(jiàn)卡斷形成的珠狀殘余油及細(xì)小孔道中的殘余油，并且通過(guò)沖刷前后兩次水驅(qū)油對(duì)比可以看出，沖刷后由于模型細(xì)小喉道受到破壞，注入水波及面積減小，受細(xì)小喉道控制的油無(wú)法驅(qū)出，形成大量殘余油。

2 對(duì)油田開(kāi)發(fā)的影響及應(yīng)用

2.1 水驅(qū)優(yōu)勢(shì)方向（主向）大孔道增大，造成含水上升

盤(pán)古梁長(zhǎng)6油藏體展布方向?yàn)楸睎|－南西向，發(fā)育水下分流河道，因此沉積物的展布也呈現(xiàn)出明顯的方向性（北東－南西向），水驅(qū)油試驗(yàn)表現(xiàn)出沿主應(yīng)力方向的水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道，試井模型表現(xiàn)出由均質(zhì)型向裂縫型的轉(zhuǎn)變，試井結(jié)果表現(xiàn)出主向滲透率、裂縫半長(zhǎng)增大的特征，動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)出含水快速上升的過(guò)程。針對(duì)如上所述的變化特征，開(kāi)展化學(xué)堵水措施，目的是封堵裂縫高滲帶，均衡平面水驅(qū)[9，10]。

從實(shí)施效果分析，化學(xué)堵水措施有效封堵了水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道，含水上升速度減緩，具體體現(xiàn)在：（1）吸水剖面顯示由化堵前的尖峰狀吸水轉(zhuǎn)變?yōu)榛潞蟮木鶆蛭椅穸让黠@增加，說(shuō)明水驅(qū)狀況好轉(zhuǎn)；（2）主向油井遞減由17.1%下降到7.6%，同時(shí)含水快速上升勢(shì)頭得到有效控制。

2.2 水驅(qū)弱勢(shì)方向（側(cè)向）小孔道更小，滲透率下降，造成產(chǎn)量下降

由于沉積造成物性展布的方向性，在長(zhǎng)期的注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中表現(xiàn)的更為突出，鏡下觀察表現(xiàn)出明顯的吼道堵塞特征，試井探測(cè)半徑及解釋滲透率均呈現(xiàn)明顯下降，動(dòng)態(tài)響應(yīng)特征表現(xiàn)出產(chǎn)量快速遞減。針對(duì)如上所述的變化特征，開(kāi)展精細(xì)注采調(diào)控、徑向調(diào)差、側(cè)向提液等相結(jié)合的綜合治理。

從實(shí)施效果分析，經(jīng)過(guò)綜合治理，產(chǎn)量下降勢(shì)頭得到控制，自然遞減下降，具體體現(xiàn)在：（1）在建立驅(qū)替系統(tǒng)的基礎(chǔ)上開(kāi)展精細(xì)注采調(diào)控，及時(shí)發(fā)現(xiàn)及時(shí)調(diào)整，調(diào)整井次逐年增加；（2）近5年對(duì)41口井實(shí)施控液生產(chǎn)，降低了含水上升風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)對(duì)277口井實(shí)施側(cè)向提液；（3）側(cè)向措施挖潛思路由常規(guī)酸化轉(zhuǎn)向酸化壓裂相結(jié)合的治理方式，取得明顯效果，措施增油連續(xù)2年超過(guò)2× 104t；（4）油藏指標(biāo)逐年向好轉(zhuǎn)變，自然遞減連續(xù)3年下降，含水上升率連續(xù)4年保持在2.0%以內(nèi)，治理效果明顯。

2.3 水驅(qū)后不同水洗狀況下的電阻率響應(yīng)特征呈現(xiàn)明顯不同

盤(pán)古梁長(zhǎng)6油藏主向油井水淹嚴(yán)重，2007年至2015年累計(jì)實(shí)施調(diào)整更新井97口，累計(jì)產(chǎn)油30.6× 104t，對(duì)比調(diào)整更新井與對(duì)應(yīng)老井的電測(cè)響應(yīng)特征發(fā)現(xiàn)：初期含水大于60%的調(diào)整更新井電阻率異常抬升，抬升幅度13 Ω～20 Ω；初期含水20%～60%的調(diào)整更新井電阻率下降，下降幅度3 Ω～10 Ω，初期含水小于20%的調(diào)整更新井電阻率小幅下降，下降幅度1 Ω～4 Ω。針對(duì)如上特征，采取分類型制定相應(yīng)技術(shù)對(duì)策，指導(dǎo)剩余油挖潛措施。以含水小于20%、未-弱水洗的調(diào)整更新井為例，首先分析初期改造強(qiáng)度，判斷二次壓裂改造的空間，再根據(jù)生產(chǎn)特征，水驅(qū)特征，結(jié)合壓力狀況、滲透率及裂縫半長(zhǎng)狀況，確定二次壓裂改造時(shí)機(jī)及措施參數(shù)，2014年對(duì)9口調(diào)整更新井實(shí)施二次壓裂改造取得突破，在此基礎(chǔ)上優(yōu)化參數(shù)，擴(kuò)大范圍，取得了更為明顯的效果，單井日增油由2014年的1.7 t上升到2015年的1.9 t，單井年增油由2014年的458 t上升到2015年的679 t，同時(shí)明確了下步調(diào)整更新井的初期改造方向，即錄井發(fā)現(xiàn)電阻異常升高和降低，說(shuō)明儲(chǔ)層已達(dá)到中-強(qiáng)水洗的級(jí)別，為防止見(jiàn)水甚至水淹的風(fēng)險(xiǎn)，采取如下措施：（1）盡量避開(kāi)中-強(qiáng)水洗部位射孔；（2）適當(dāng)控制初期壓裂改造參數(shù)；（3）對(duì)應(yīng)注水井采取相應(yīng)剖面治理。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）泥質(zhì)鈣質(zhì)隔夾層縱向上個(gè)數(shù)多、厚度變化大，橫向上分層界限處特征明顯容易追蹤；層內(nèi)夾層小于1 m則追蹤難度較大，同時(shí)自然高角度裂縫廣泛發(fā)育，但測(cè)井曲線上響應(yīng)特征不明顯，利用測(cè)井曲線判識(shí)裂縫難度大。

（2）長(zhǎng)612層整體吸水狀況較差，水洗程度低，長(zhǎng)621+2層相對(duì)吸水較好，中水淹，水洗較為均勻，但長(zhǎng)621+2層縱向上水淹程度仍有差異。

（3）水驅(qū)后，大孔道（主向）增大，小孔道（側(cè)向）更小，孔喉結(jié)構(gòu)更加復(fù)雜，儲(chǔ)層非均質(zhì)性增強(qiáng)，滲透率下降，主側(cè)向井開(kāi)發(fā)矛盾加劇。

（4）水驅(qū)后，電測(cè)響應(yīng)呈現(xiàn)出“一偏一降兩升”的特征，應(yīng)根據(jù)電阻率變化特征指導(dǎo)射孔部位及初期改造強(qiáng)度。

（5）儲(chǔ)層特征變化的準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)和分析可為研究人員提供依據(jù)，及時(shí)深化剩余油分布認(rèn)識(shí)及調(diào)整方案對(duì)策，提高采收率。

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Panguliang Chang 6 reservoir characteristics change research and application

WANG Guiwen，ZHANG Bin，CHEN Yong，BAI Xu，ZHANG Jiabin，LIANG Gaohong，GU Renchao
（Oil Production Plant 3 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

Panguliang Chang 6 reservoir is a typical low permeability reservoir,with the deepening of the development,reservoir enters the water development stage,water cut rising speed,increased main lateral wells contradiction,water flooding are obvious characteristics. The application of core observation,SEM,cast thin section,whole rock analysis,mercury injection test,studies the reservoir characteristics change Erdos basin Panguliang Chang 6 reservoir after water flooding.The results show that after water flooding intergranular pore decreases,feldspar dissolution porosity increases,effective flow space decreases,the reservoir heterogeneity is more complex,resulting in water flooding direction（the main advantage to bighole）increases,the rising water cut,water flooding direction（lateral）weak small holes smaller,permeability decrease,decline,and pointed out the direction for the next step of governance,to lay a solid foundation for sustainable development.

water flooding；pore structure；flow characteristics

TE327

A

1673-5285（2016）12-0062-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.016

2016－10-09

王貴文，男（1983-），工程師，2008年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東），資源勘查專業(yè)，現(xiàn)就職于長(zhǎng)慶油田第三采油廠地質(zhì)研究所，從事油田開(kāi)發(fā)工作，郵箱：wangguiwen_cq@petrochina.com.cn。