馮 晗,曲麗麗,張旭光,吳章宇,李彥澤

(1.中國石油冀東油田公司勘探開發(fā)部,河北唐山 063000;2. 中國石油冀東油田公司南堡作業(yè)區(qū),河北唐山 063200)

對于水驅開發(fā)油藏,長期沖刷作用勢必造成儲層微觀空間產(chǎn)生變化,這種變化一直是水驅油藏開發(fā)研究的重點,前人對油藏注水開發(fā)后儲層參數(shù)變化規(guī)律進行了許多研究。劉子晉認為,油藏水驅后,巖石中膠結物含量下降,孔滲增加[1];鄧玉珍認為,注水開發(fā)后,儲層潤濕性向親水性轉化[2];楊永林認為,注水開發(fā)使儲層細粒沉積物減少,巖石孔滲結構發(fā)生變化,物性變好[3];靳文奇等認為,低滲油藏水驅后,儲層物性下降[4];劉強等認為,水驅后儲層物性變化原因主要是黏土礦物堵塞和流失,而黏土礦物粒徑與喉道的匹配程度決定水驅后物性變化趨勢[5]。不同沉積特征、油藏類型及開發(fā)階段等因素導致水驅后儲層物性、孔隙結構、潤濕性及相滲等參數(shù)變化規(guī)律存在差異。高滲儲層水驅后儲層特征短期內(nèi)發(fā)生較大變化,其變化規(guī)律與中低滲油藏存在差異[6-11]。

南堡凹陷H油田為辮狀河砂巖儲層,屬層狀構造油藏,物性好,經(jīng)過近十年注水開發(fā),目前已進入中高含水期,存在注水開發(fā)導致高滲通道,急需開展水驅后儲層變化規(guī)律及機理研究。本次研究充分利用儲層物性資料及巖心試驗數(shù)據(jù),對辮狀河砂巖儲層的巖石學特征、孔喉結構特征、潤濕性及相滲變化進行系統(tǒng)研究,揭示該地區(qū)儲層物性隨注水開發(fā)的變化規(guī)律,總結了中高滲儲層水驅后儲層參數(shù)變化機理,為油田進一步提高注水開發(fā)效果提供借鑒。

1 儲層特征

H油田主力開發(fā)層系為館陶組四段,為辮狀河沉積,主要發(fā)育心灘、河道、河道側緣等微相,以中細砂巖、含礫砂巖、砂礫巖為主,巖石類型為長石巖屑砂巖,石英含量為35.5%,長石含量為28.5%,巖屑含量為36.0%,碎屑成分主要由石英、長石和巖屑組成,長石以堿性長石為主。儲層整體為高孔中高滲,孔隙類型以原生孔隙為主,少量次生孔隙,碎屑顆粒以次圓狀-次棱狀為主,分選程度好,顆粒間以點-線接觸為主,膠結疏松,雜基和膠結物含量少,膠結物以泥質為主,膠結類型多為孔隙式膠結,孔隙結構以中孔較細喉為主,喉道分布相對均勻。

2 長期水驅后儲層物性變化

為提高研究精度,本次選取井網(wǎng)密度較大、儲層特征相近、井資料豐富的地區(qū)作為試驗區(qū)?；谠囼瀰^(qū)不同時期取心井常規(guī)物性、壓汞、鑄體薄片、掃描電鏡、X射線衍射等資料,進行數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析對比,得到長期水驅后儲層物性、孔隙結構、黏土礦物、潤濕性等參數(shù)的變化規(guī)律。

2.1 儲層物性變化

選取6口井383個樣品,分析水驅前后儲層物性變化情況(表1)。從水驅前后儲層物性孔滲直方圖對比可知,儲層孔隙度、滲透率分布頻帶較水驅前拓寬,主峰向高值方向偏移,水驅前巖心孔隙度主要為16%～32%,水驅后孔隙度為14%～36%,滲透率高低兩端比例增加,中間部分比例降低(圖1)。整體來看,儲層孔隙度和滲透率呈上升趨勢,水驅后孔隙度和滲透率較開發(fā)初期均不同程度增大,儲層物性變好,但“兩極分化”現(xiàn)象嚴重,儲層非均質性增強[12]。

圖1 水驅前后巖石物性分布區(qū)間變化

表1 取心井水驅前后儲層物性參數(shù)變化

2.2 儲層孔隙結構變化

2.1.1 基于常規(guī)壓汞資料孔隙結構分析

壓汞曲線的形態(tài)和參數(shù)可以有效判斷儲層孔喉特征,曲線峰態(tài)反映喉道分選程度,退汞效率可分析孔喉非均質性參數(shù)變化。

通過對比水驅前后壓汞曲線,可以發(fā)現(xiàn),水驅后進汞曲線拐點下移,排驅壓力下降,由0.11 MPa減小至0.07 MPa,說明最大孔喉半徑增加,孔喉半徑均值由水驅前5.27 μm增加至6.85 μm,孔喉整體增大;進汞曲線斜率變大,孔隙結構系數(shù)增大,均質系數(shù)由0.34降至0.26,反映出喉道分布愈發(fā)分散,儲層微觀非均質性變強(圖2)。整體來看,儲層長期水驅后最大連通孔喉半徑增加,喉道分選程度降低,儲層孔隙結構變復雜[13-14]。相對而言,孔喉連通性的增加有助于驅油效率,而孔隙結構變復雜讓油水界面產(chǎn)生的毛細管壓力成為滲流阻力,不利于水驅波及效率。

2.2.2 基于鑄體薄片資料的孔隙結構分析

對比鑄體薄片數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn),水驅前砂巖碎屑顆粒以點-線接觸為主,原生孔隙較發(fā)育,見少量溶蝕孔隙,偶見鑄?？?以中孔細喉為主;水驅后,砂巖碎屑顆粒以點-線接觸為主,顆粒表面變得干凈,雜基和膠結物減少,以中高孔中細喉為主。儲層巖心平均孔喉直徑增大,由127.2 μm上升到173.6 μm,局部出現(xiàn)大孔隙,可達472.0 μm;面孔率明顯增大,由12.6%上升到21.5%,孔喉比略微增加,由5.2 μm上升到5.5 μm,平均配位數(shù)變化不大,這說明盡管顆粒運移導致孔隙直徑增大,但孔隙結構未發(fā)生較大變化[5]。

整體來看,水驅后孔隙及喉道均變大,儲層物性變好,滲流能力增強,但局部形成的大孔喉在水驅過程中易形成優(yōu)勢滲流通道,對水驅效果產(chǎn)生不利影響[14]。

2.3 儲層黏土礦物變化

掃描電鏡和X-衍射資料顯示,本區(qū)黏土礦物類型主要為高嶺石、伊蒙混層、伊利石及少量綠泥石,以高嶺石為主,相對含量約58.7%。

高嶺石主要分布于骨架顆粒間,遇水不易水化膨脹,受晶體間結構力影響小,與巖石顆粒附著力較小,在流體沖刷作用下,易從巖石顆粒破碎和脫落,形成黏土微粒,當大量聚集時可形成橋堵,亦可隨流體從孔隙中流出。伊蒙混層屬于親水型礦物,遇水膨脹,體積分數(shù)增大,易堵塞孔喉,降低儲層滲透性[15-17]。

對比水驅前后X-衍射資料可知,水驅后儲層巖石中黏土礦物總量降低,含量從9.8%降至8.2%(圖3)。對比掃描電鏡資料可見,初始狀態(tài)下巖石顆粒表面及孔隙間賦存的黏土礦物在長期水驅沖刷后減少,水驅前高嶺石在砂巖孔隙中以集合狀產(chǎn)出,晶形較完整,水驅后孔隙中的高嶺石以分散狀為主(圖4),說明經(jīng)水流沖刷后,孔隙中高嶺石含量減少[14-15]。而伊蒙混層相對含量增大,從17.8%增加到26.1%。

圖3 水驅前后黏土礦物相對含量變化

2.4 儲層潤濕性變化

潤濕性是指儲層巖石中兩種不相混溶流體存在時對固體的相對吸引力,反映潤濕相與非潤濕相在巖石孔道中的分布狀態(tài)[4]。

儲層中黏土礦物含量低,對原油中的極性分子吸附能力弱。根據(jù)巖心分析化驗資料,水驅前平均潤濕指數(shù)為0.76,潤濕程度為親水-強親水,水驅后巖石經(jīng)過沖刷后親水性進一步增強,平均潤濕指數(shù)達0.93,潤濕性表現(xiàn)為強親水特征[13](表2)。巖石潤濕性增強,毛管阻力下降,有利于油藏提高水驅效率。

表2 儲層水驅前后潤濕性變化

2.5 儲層相滲變化

對比水驅前后相滲曲線,油相滲透率(Kro)略微上升,水相滲透率(Krw)下降,束縛水飽和度基本無變化,殘余油飽和度降低,由38.6%下降至32.1%,主要原因是水驅沖刷對孔喉特征的改變,使得原本賦存的殘余油減少,同時細小孔喉增多造成水相滲透率下降,同時等滲點右移,說明了水濕程度增強(圖5)。整體表現(xiàn)為,水驅后儲層親水性增強[4],孔隙結構較水驅前變得復雜。

圖5 水驅前后油水相滲曲線變化

3 儲層參數(shù)變化機理

綜合儲層物性、孔隙結構、黏土礦物含量等參數(shù)可知,水驅后儲層物性整體變好,平均孔喉半徑增大,大孔喉增多,但細小孔喉比例同時也升高。

造成儲層變化的主要原因:長期水驅后,儲層巖石受注入水沖刷作用影響,黏土礦物存在機械搬運、聚集、水化膨脹及溶解,同時注采不均造成油藏壓力變化及不平衡分布,破壞了巖石的膠結強度,從而改變了巖石物性。在破碎、搬運作用下黏土礦物隨注入水被搬運出地層,導致儲層孔喉增大,而部分搬運或水化作用的黏土礦物顆粒大于儲層最小可動孔喉直徑而被滯留,導致儲層細小孔道被堵塞。從效果來看,一方面大孔道可以變得更加通暢,另一方面小孔道變得更加細小,甚至有可能被堵塞,通常這兩種作用同時存在,但因儲層巖石結構不同,表現(xiàn)的強度和結果也不一樣[13]。

4 油藏滲流特征變化

巖石儲層特征變化對滲流特征的影響體現(xiàn)在兩方面:一方面長期水驅造成黏土礦物減少,孔喉半徑增大,滲透率大幅提高,親水性增強,毛管阻力下降,水驅效率提高;另一方面受伊蒙混層礦物水化膨脹及機械搬運等因素影響,造成儲層內(nèi)部的細小孔道堵塞,喉道分選程度降低,孔隙結構復雜、儲層非均質性增強,滲流阻力增大,水驅效率降低。綜合分析認為,對于中高滲儲層,在水驅波及主流線區(qū),水驅效率提高,而主流線區(qū)以外,受非均質性影響,水驅效率降低。對油藏整體而言,水驅過程造成的儲層非均質性加劇,一定程度上影響了水驅波及體積。

從H油田開發(fā)過程中歷年吸水剖面的變化可以看出(圖6),隨著注水開發(fā)進行,具有較好孔滲層的黏土礦物在注入水反復沖刷下而被帶走,使得大孔隙變得更大,高滲層吸水能力越來越強,NgⅣ②3小層成為絕對主力吸水層,而NgⅣ②5小層吸水能力逐漸變?nèi)?。即使同一砂體,在長期水驅后,受沉積砂體層內(nèi)非均質性影響,也發(fā)生水驅波及體積變化。從圖7中可以看出,受砂體層內(nèi)非均質性影響,長期水驅后,層內(nèi)吸水強度發(fā)生變化,注入流體沿高滲通道突進,吸水厚度比例下降,優(yōu)勢層吸水強度不斷增加[18-19]。

圖6 H12-33井歷年相對吸水量直方圖

圖7 單砂體內(nèi)部歷年吸水剖面變化

針對此類問題,在多套油層開發(fā)時,可通過細分開采及完善注采關系提高油層動用程度;通過封堵流體高滲通道,控制高滲層吸水,降低滲透率變異系數(shù),擴大水驅波及體積,從而提高水驅開發(fā)效果[18,20]。

5 結論

1)長期注水開發(fā)導致儲層孔隙結構變得更復雜,最大孔喉半徑和平均孔喉半徑均增大,喉道分選程度降低,孔隙度和滲透率增高,但孔滲分布頻帶較水驅前拓寬,非均質性變強,巖石潤濕性向強親水方向變化。

2)南堡凹陷H油田黏土礦物成分以高嶺石為主,其次為伊蒙混層,儲層物性變化的主要原因是經(jīng)過長期注水開發(fā)后,儲層黏土礦物發(fā)生機械搬運、聚集作用、水化膨脹作用。一方面高嶺石通過大孔道流失,導致孔喉進一步增大;另一方面受水化膨脹作用影響,伊蒙混層礦物在小孔道處堆積,致使細小孔喉堵塞。

3)中高滲儲層受非均質性影響,注入水優(yōu)先沿高滲儲層通過,孔滲結構變化加劇了儲層非均質性,導致高滲層吸水能力越來越強,吸水厚度降低,下一步需加強油層動用程度研究,控制低效、無效水循環(huán),提高水驅波及效率。