邵曉巖，楊學(xué)武，孟令為，岳文成，莫 磊，蔡 濤，劉 安

(中國石油長慶油田分公司,寧夏 銀川 750006)

0 引 言

W油田C6低滲透油藏位于靖邊和志丹縣交界，屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡單元東部中段，地層平緩西傾，地層傾角不足1 °。油藏主力油層為三疊系C6儲層，主要發(fā)育三角洲前緣水下分流河道、河口壩等微相沉積[1-2]，砂體呈北東—南西向條帶狀展布。整體構(gòu)成大面積復(fù)合連片的巖性油藏，油層平均有效厚度為12.2 m，平均有效孔隙度為12.69%，空氣滲透率為2.29 mD，平均滲透率為1.81 mD，原始地層壓力為9.13 MPa，為典型的低孔、低滲、低壓油藏。1996年投入開發(fā)試驗，目前已進入中高含水開發(fā)階段。經(jīng)過二十多年的注水開發(fā)，儲層物性發(fā)生了明顯的變化。受平面、剖面非均質(zhì)性及裂縫影響，油藏水驅(qū)不均矛盾突出。因水驅(qū)影響，水驅(qū)前緣突破油井后，剩余油零散分布；剩余油層段以分米甚至厘米級的薄層存在。優(yōu)化注采調(diào)控，精準(zhǔn)預(yù)測剩余油空間分布，是油藏下一步調(diào)整挖潛的關(guān)鍵。因此，亟需運用多種實驗方法，綜合分析實驗數(shù)據(jù)，進一步剖析油藏儲層、滲流特征的變化規(guī)律及影響原因，為油藏精細(xì)開發(fā)效果評價及開發(fā)方案調(diào)整提供可靠依據(jù)[3-13]。

1 低滲透巖心長期水驅(qū)后礦物組成變化

對L檢77-33、L加88-443、L加90-444井的35塊巖心進行了水驅(qū)前后X衍射礦物組成對比分析(表1)。由表1可知，水驅(qū)前后黏土礦物含量平均值分別為9.71%和6.15%，方解石含量平均值分別為2.23%和7.09%。水驅(qū)后，黏土礦物總量整體呈減少趨勢，方解石含量增加(有新生礦物方解石產(chǎn)生)。在黏土礦物中，水驅(qū)前后伊利石平均含量分別為9.68%和6.54%，綠泥石含量平均值分別為70.91%和74.86%(表2)。水驅(qū)后，伊利石、高嶺石含量減小，綠泥石相對含量稍有增加，伊/蒙間層增加。其原因在于：①巖石中伊利石、高嶺石在長期注水沖刷作用下，易被水解帶出；②長期注水沖刷過程中，長石被淋濾的現(xiàn)象比較普遍，為伊蒙間層黏土礦物的增加提供了K+等。

表1 W油田C6儲層水驅(qū)前后X衍射礦物組成對比Table 1 The comparison of mineral composition by X-ray diffraction before and after water flooding in C6 reservoir of W Oilfield

表2 W油田C6儲層水驅(qū)前后X衍射黏土礦物組成對比Table 2 The comparison of clay mineral composition by X-ray diffraction before and after water flooding in C6 reservoir of W Oilfield

電鏡掃描結(jié)果表明：長期水驅(qū)后，覆蓋在孔道表面的黏土礦物減少，特別在大孔道表面處黏土被水洗的程度更強。薄片分析結(jié)果表明：水驅(qū)后，黏土礦物總量減少、含量變化。伊利石相對、絕對含量減少；伊蒙混層相對、絕對含量增加；綠泥石相對含量稍有增加、絕對含量減少。粒間孔隙、總面孔率和平均孔隙孔徑均有較明顯的減少，長石溶孔稍有增加。其原因是綠泥石等在長期注水沖刷作用下，易被水解帶出，伊/蒙間層黏土礦物的增加堵塞部分孔隙(圖1)。

2 低滲透巖心長期水驅(qū)后物性變化

測試了L83-35、L85-45井水驅(qū)前后孔隙度、滲透率及高壓壓汞參數(shù)的變化(表3、圖2)。水驅(qū)前后：物性較好的L83-35井孔隙度由13.62%上升至14.35%，增加5.36%(圖2)。滲透率由4.071 mD上升至4.998 mD，增加22.77%。孔喉中值由0.550 μm增加至1.386 μm；物性較差的L85-45井孔隙度由10.54%上升至11.07%(圖2)，增加5.03%。滲透率由0.523 mD降至0.225 mD，下降56.98%；孔喉中值半徑由0.301 μm降至0.109 μm。綜合來看，低滲透巖樣長期水驅(qū)后孔隙度均變大，物性好的巖樣孔喉中值半徑變大，非均質(zhì)性變?nèi)?。物性較差的巖樣孔喉中值半徑變小，非均質(zhì)性變得更強。因此，物性好的樣品其物性變得更好，物性差的樣品則反之。

圖1 15號樣品水驅(qū)前后掃描電鏡和薄片分析Fig.1 The SEM and sheet analysis of No.15 sample before and after water flooding

表3 W油田C6儲層水驅(qū)前后高壓壓汞參數(shù)變化Table 3 The variation of high pressure mercury injection parameters before and after water flooding in C6 reservoir of W Oilfield

圖2 L83-35、L85-45水驅(qū)前后毛管壓力曲線Fig.2 The capillary pressure curves before and after water flooding of L83-35 and L85-45

3 低滲透巖心長期水驅(qū)后滲流特征變化

3.1 水驅(qū)前后相滲曲線對比分析

對W油田C6油藏水驅(qū)后的檢查井進行取樣，測試了水驅(qū)后的相滲曲線，并同水驅(qū)前相滲曲線對比(圖3)。由圖3可以看出，水驅(qū)后的相滲曲線整體向左偏移，巖石的親水性減弱，殘余油飽和度增大，見水時間更早，含水上升更快[14-19]。與水驅(qū)前的歸一化無因次采油、采液曲線相比(圖4)，水驅(qū)后在高含水階段的采液能力降低，驅(qū)油效率由水驅(qū)前相滲曲線計算的53%下降為水驅(qū)后的43%。分析表明：油藏經(jīng)長期注水開發(fā)，在儲層中形成了局部注水連通通道，儲層滲透率上升，開采過程中含水率上升更快，容易形成水淹。

圖3 水驅(qū)前后相滲曲線Fig.3 The phase permeability curves before and after water flooding

圖4 水驅(qū)前后歸一化無因次采油、采液指數(shù)曲線Fig.4 The normalized dimensionless oil/liquid recovery index curves before and after water flooding

3.2 微觀滲流機理分析

采用真實砂巖微觀可視模型裝置對長期沖刷巖心的油水兩相滲流特征進行研究。實驗裝置保留了儲層巖石本身的孔隙結(jié)構(gòu)特征、巖石表面物理性質(zhì)及部分填隙物，增加了研究結(jié)果的可信度。分別對同一樣品(相同孔隙結(jié)構(gòu)樣品)及同組樣品(相似孔隙結(jié)構(gòu)樣品)開展微觀可視化驅(qū)替實驗，對比沖刷與不沖刷狀態(tài)下的滲流特征與驅(qū)替效果(圖5)。實驗結(jié)果表明：相同孔隙結(jié)構(gòu)的同一樣品沖刷后水驅(qū)油的驅(qū)替效果變差，樣品7號最終驅(qū)油效率由59.4%降為41.6%，樣品23號最終驅(qū)油效率由45.3%降為39.5%，由于長期沖刷后儲層孔隙非均質(zhì)性增強。相似孔隙結(jié)構(gòu)的同組樣品，在水驅(qū)初期前緣均成指狀分布，隨著水驅(qū)的進行，指狀突進帶逐漸變寬，相互之間逐漸連成一片，沒有連片的地方形成了殘余油。相似孔隙結(jié)構(gòu)的樣品沖刷前后比較：第1組最終驅(qū)油效率由樣品7號沖刷前59.4%降為樣品19號的沖刷后39.7%；第2組由樣品23號沖刷前45.3%降為樣品11號的沖刷后39.4%。總體來看，注入水長期沖刷對儲層造成一定傷害，沖刷后驅(qū)油效率較沖刷前明顯降低。

圖5 不同樣品沖刷前后滲流與驅(qū)替效果Fig.5 The seepage and displacement effects of different samples before and after scouring

不同驅(qū)替壓力下的驅(qū)油效率實驗結(jié)果表明(圖6)：同一壓力下，沖刷前的驅(qū)油效率高于沖刷后的驅(qū)油效率。長期注水沖刷后，再次對油藏進行注水，其驅(qū)油效率會明顯小于之前的水驅(qū)效率。在一定壓力范圍內(nèi)，提高注水壓力可明顯提高驅(qū)油效率。但達到一定壓力后，對驅(qū)油效率的影響很小(圖6)。

不同注入倍數(shù)下的驅(qū)油效率實驗結(jié)果表明：水驅(qū)油過程中，對于沖刷前和沖刷后的巖心，隨著注入水倍數(shù)的增加，水驅(qū)油效率會逐漸提高，但其增加的幅度越來越小。當(dāng)注入倍數(shù)在1～2倍孔隙體積時，驅(qū)油效率上升較為明顯。例如，7號的沖刷前樣品(0.6 kPa壓力)和19號的沖刷前樣品(10.0 kPa壓力)注入1、2、3倍孔隙體積時，對應(yīng)的驅(qū)油效率分別為26.3%、29.1%、30.5%，17.2%、19.7%、20.6%。

4 低滲透巖心長期水驅(qū)后儲層特征變化

統(tǒng)計分析了W油田C6油藏不同水淹程度巖心的孔隙度和含油飽和度。其中，純油層含油飽和度為54.39%，弱水淹層含油飽和度為53.74%，中水淹層含油飽和度為43.23%，強水淹層含油飽和度為36.10%。水驅(qū)后，含油飽和度隨著水淹程度的增加而下降，含水孔隙度(孔隙中水的體積與巖樣體積的比值)及含水飽和度上升，水淹程度越高，上升越多。相應(yīng)的流體性質(zhì)隨之變化，研究區(qū)原油密度、黏度都隨水淹程度的增加而略有增加。地層水總礦化度隨水淹程度的增加而有所降低。水淹后含水飽和度增大，平均含水飽和度由47.20%增至53.20%，并隨著注水開發(fā)的進行而持續(xù)升高。另一方面，水淹后油層電阻率降低，平均電阻率由水淹前的25.10 Ω·m降低為水淹后的19.20 Ω·m。聲波時差由水淹前的229.30 μs/m上升為水淹后的236.30 μs/m，表明油層水淹后，聲波時差升高，孔隙度增大，孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生了改變。

圖6 樣品不同驅(qū)替壓力下的驅(qū)油效率Fig.6 The oil displacement efficiency of samples under different displacement pressures

5 結(jié) 論

(1) W油田C6油藏X衍射、電鏡掃描和薄片分析結(jié)果表明：水驅(qū)后，黏土礦物總量整體呈減少趨勢，方解石含量增加。在黏土礦物中，伊利石含量減小，綠泥石含量稍有增加。粒間孔隙、總面孔率和平均孔隙孔徑均有較明顯的減少，長石溶孔稍有增加。

(2) 低滲透巖樣長期水驅(qū)前后，孔隙度都有所變大。物性好的巖樣孔喉中值半徑變大，滲透率增大，非均質(zhì)性變?nèi)?；物性較差的巖樣孔喉中值半徑變小，滲透率降低，非均質(zhì)性變的更強?？傮w來看，物性好的樣品物性變得更好，物性差的樣品物性變得更差。

(3) 水驅(qū)后的相滲曲線整體向左偏移，巖石的親水性減弱，殘余油飽和度增大，見水時間更早，含水上升更快。油藏經(jīng)長期注水開發(fā)，在儲層中形成了局部注水連通通道，儲層滲透率上升，開采過程中含水率上升更快，容易形成水淹；注入水長期沖刷對儲層造成一定傷害，儲層孔隙非均質(zhì)性增強，水驅(qū)油的驅(qū)替效果變差。