李 冰， 周 妍，許萬坤， 姜立富，李媛婷

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300459；2.中國石油集團測井有限公司，陜西西安710077）

注水開發(fā)是目前國內(nèi)最普遍、成熟、經(jīng)濟的提高油田的采油速度和采收率的一種開發(fā)方式，是油田穩(wěn)產(chǎn)最關鍵、最重要的工作，如何對儲層進行注水顯得至關重要［1-4］。 P油田為渤海海域高滲稠油油田，具有物性好、原油黏度高和非均質(zhì)性強等特點，且不同層段注水開發(fā)效果差異大，難以獲得較高的水驅(qū)采收率。 因此，對儲層進行精細評價和提高注水開發(fā)效果成為重要問題，且制約著油田下步開發(fā)效益。 本文以館陶組儲層為研究對象，通過鑄體薄片、油水相滲、水驅(qū)油實驗等測試方法，分析了該油藏油水滲流動態(tài)特征，總結(jié)了影響水驅(qū)開發(fā)效果的主控因素，為該類油田高效開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 研究區(qū)地質(zhì)特征

P油田位于渤海中南部海域渤南低凸起中段東北端，為億噸級大型背斜構造油田，屬于淺水辮狀河三角洲沉積，主要含油層位為館陶組，油藏類型為層狀構造油藏，油藏深度1 200～1 500m。 儲層原始地層壓力13 MPa，孔隙度18%～35%，平均25%；滲透率為（100～4 500）×10-3μm2，主峰為（800～1500）×10-3μm2，平均含油飽和度63.5%，平均地面原油密度0.952 g/cm3，原油黏度30～300 mPa·s。

1.1 巖石特征

研究區(qū)儲層巖石成分以碎屑長石砂巖與長石巖屑砂巖為主，長石砂巖次之（見圖1），顆粒主要為細粒，其次為中粒，分選差、次棱角狀（見圖2a）；孔隙類型為原生粒間孔、溶蝕粒間孔；喉道類型以片狀、縮頸狀為主（見圖2b）；填隙物以石英、長石等碎屑顆粒為主；黏土礦物以高嶺石、伊利石為主，其次為綠泥石、蒙脫石、伊蒙混層，可見石鹽、黃鐵礦（見圖2c、2d、2e、2f），整體結(jié)構成熟度不高。

圖1 研究區(qū)砂巖三角分類

圖2 研究區(qū)儲層巖石微觀特征

1.2 油水相對滲透率

油藏中砂巖及流體的物理、化學性質(zhì)，如孔隙結(jié)構、潤濕性、原油黏度，以及油、水兩相的滲流特征，均可通過油水相對滲透率曲線得到反映。 當砂巖中飽和多相流體時，對于多孔介質(zhì)和其中多相流體的復雜系統(tǒng)，流體通過砂巖的能力可以用各相的相對滲透率表示［5-9］。

對研究區(qū)目的層的2個不同砂體進行了油水兩相滲透率曲線測定（見表1），其中1號樣品有2個實驗樣品： 原油黏度為143.59 mPa·s， 平均孔隙度33.11%，平均氣測滲透率1 437×10-3μm2，束縛水飽和度平均值為20.77%， 殘余油飽和度平均值為33.75%，最大含水飽和度平均值為71.37%；2號樣品有1個實驗樣品： 原油黏度為39 mPa·s， 孔隙度為33.26%，氣測滲透率為3 210×10-3μm2，束縛水飽和度為19.05%，殘余油飽和度為49.78%，最大含水飽和度為71.8%。 研究區(qū)儲層具有明顯的親水性，原油黏度、滲透率是影響油水流動的重要參數(shù)。 1號樣品較2號樣品親水特征更明顯，兩相共滲區(qū)較窄，孔隙結(jié)構較差（見圖3）。

表1 油水相對滲透率實驗結(jié)果

圖3 油水相對滲透率曲線

1.3 水驅(qū)油效率

水驅(qū)油效率應該由室內(nèi)巖心水驅(qū)油實驗求得，例如對于長度4.583 cm，直徑2.495 cm的長巖心，模擬地層水和實際注水進行恒速驅(qū)替直到殘余油飽和度，然后計算水驅(qū)油效率（見表2）。

由所測試樣品的水驅(qū)油效率結(jié)果可以看出，兩個砂體樣品的氣測滲透率均大于2 000×10-3μm2，實驗采用模擬油黏度40.228，138.22 mPa·s，與地層原油黏度接近，確定的驅(qū)油效率分別為66.3%，73.6%。表2是水驅(qū)油實驗結(jié)果匯總，可以看出：水驅(qū)油效率整體較高，主要是由潤濕性、復雜孔隙結(jié)構和原油黏度等因素共同導致（見圖4）。

表2 水驅(qū)油效率實驗結(jié)果

圖4 驅(qū)油效率及含水率與注入倍數(shù)關系曲線

2 水驅(qū)滲流特征影響因素分析

儲層中油水流動特征是儲層物性、孔喉結(jié)構特征、黏土礦物等多種因素共同作用的結(jié)果，宏觀上涉及到沉積作用和成巖演化，微觀上涉及到黏土礦物類型、儲層敏感性、膠結(jié)類型等［10-15］。

2.1 儲層物性

孔隙度、滲透率是儲層物性的重要參數(shù)，是微孔喉結(jié)構的直觀反映，也是決定流體流過儲層的難易程度及水驅(qū)效率的重要條件。

研究區(qū)儲層滲透率較高，但存在較大的非均質(zhì)性，對儲層中流體的動向影響較大，在實驗中與兩相流體流動性及水驅(qū)效果相關性較差，在實際注水中也有明顯效果。

由表1、圖5分析表明，滲透率與束縛水飽和度相關系數(shù)為0.673。 當樣品滲透率高于2 000×10-3μm2時，束縛水飽和度低于20%，在親水巖心更有利于油相的滲流，水驅(qū)油效率相對較高。 研究區(qū)儲層粒間孔發(fā)育，儲層物性較好，在注水開發(fā)時容易沿著高滲區(qū)流動，會出現(xiàn)沿著條帶狀水驅(qū)，水驅(qū)效率降低。 保持較小的生產(chǎn)壓差對油田穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)具有較好效果。

2.2 微觀孔喉特征

儲層內(nèi)部的孔隙度、喉道分布不均，利用壓汞、鑄體薄片、掃描電鏡實驗參數(shù)，對研究區(qū)儲層孔隙結(jié)構分析認為，孔隙喉道的差異造成了水驅(qū)油通道的差異，進而引起水驅(qū)油效果不同（見圖5）。 粒間孔和溶孔絕對含量高表明孔隙發(fā)育程度好，這些既為水驅(qū)提供了較多較好的通道，又減少了驅(qū)替過程注入水繞流和油柱卡斷現(xiàn)象的產(chǎn)生。

從掃描電鏡和鑄體薄片上看，粒間孔孔隙中發(fā)育自生的片狀伊利石，鏡下觀察到由于硅質(zhì)膠結(jié)作用形成的石英次生加大， 使孔隙被充填程度提高，孔隙度降低，喉道縮小，滲流能力變差，使儲層局部變得較為致密。 更為重要的一點是以點狀吼道為主，所以其比以彎片狀吼道為主的樣品滲流能力更差，驅(qū)油效率更低。

圖5 束縛水飽和度和喉道半徑及物性的相關性

2.3 黏土礦物

研究區(qū)黏土礦物主要有伊利石、高嶺石、綠泥石、伊/蒙混層等。 這些黏土礦物會在礦物顆粒表面形成薄膜狀、絲片狀、搭橋狀結(jié)構，使砂巖原來的孔隙被堵塞、切割形成微小孔隙，其內(nèi)部地層水基本以束縛水的形式存在； 伊/蒙混層遇水容易膨脹，在巖石孔隙中阻礙流體的流動性。

隨著礦化度逐漸降低， 儲層滲透率不斷降低，損害率不斷增大，原因有：①伊利石和蒙脫石有較高的親水性和膨脹性，易堵塞喉道；②伊利石多呈絲狀和片狀結(jié)構，使原本喉道較小的儲層孔隙更加微細，力學性質(zhì)不穩(wěn)定，流體婉轉(zhuǎn)迂回流動過程中更易發(fā)生微粒運移而水化脫落， 從而損害地層，影響儲層滲透率。

從圖6a分析可知， 當流速小于0.75 mL/min時，不同介質(zhì)下流體滲透率變化一致，這與儲層的孔喉分布有關系，一定流速下，水先驅(qū)動較大孔喉、滲透率較大的地方；當流速大于0.75 mL/min時，受黏土礦物的影響，物性較差的儲層表現(xiàn)出明顯的強速敏效應，儲層內(nèi)部形成一定的優(yōu)勢通道，且注入水對滲透率損失影響較小。 針對合采井，縱向上儲層非均質(zhì)性較強， 控制注采壓差可以有效減小儲層傷害，提高采收率。

在注水前注入防膨試劑，防止黏土礦物中的親水礦物發(fā)生膨脹堵塞孔喉，適當控制壓差，對于注水井的注入效果具有很好效果（見圖6b）。

圖6 研究區(qū)不同流體介質(zhì)及措施對注水效果的影響變化

2.4 原油黏度

針對稠油油藏，原油黏度的差異是影響油田開發(fā)的重要因素。 研究區(qū)原油黏度為40～300 mPa·s，實驗表明，原油黏度與束縛水飽和度有正相關關系，隨著原油黏度的增加，束縛水飽和度增加，殘余油飽和度降低，油相相對滲透率降低，驅(qū)油效率較差。

3 結(jié)論

（1）研究區(qū)儲層巖石成分以碎屑長石砂巖與長石巖屑砂巖為主，分選差、磨圓度低；孔隙類型為原生粒間孔、溶蝕粒間孔；喉道類型以片狀、縮頸狀為主。

（2）原油黏度對油水相對滲透率和水驅(qū)油效率存在影響，原油黏度愈高，油水相相對滲透率愈低，水驅(qū)油效果愈差。（3） 伊利石和蒙脫石有較高的親水性和膨脹性，在注水下很容易發(fā)生膨脹，堵塞喉道，降低油水相對滲透率和水驅(qū)油效率。 在實際生產(chǎn)中，控制壓差、提前注入防膨試劑對水驅(qū)開發(fā)具有較好效果。