黨 旭

(1. 中國石油大學(北京) 石油工程學院,北京 102249; 2. 中國石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院,山東 東營 257029)

0 引言

對于注水開發(fā)的油藏,由于注水沖刷及水質等因素的影響,會使儲層性質發(fā)生明顯的變化,在不同開發(fā)階段的儲層空間分布呈現(xiàn)不同的非均質性,嚴重制約著后期的油藏開發(fā)[1-2]。而對于注水開發(fā)中后期的油藏,目前國內對儲層的表征方法往往忽略了長期注水導致的儲層變化,大多僅用初期鉆井得到的靜態(tài)地質參數(shù)來表征儲層,得到的是籠統(tǒng)的分析結果,與注水后的實際儲層特征相差較大[3-4]。該文以巖心分析、錄井、測井、分析化驗以及生產(chǎn)動態(tài)資料為基礎,對孔店油田館陶組注水后儲層的變化特征進行分析,選取能表征儲層性質變化的參數(shù),分析儲層變化規(guī)律,建立儲層隨注水開發(fā)時間變化的動態(tài)模型,為油藏開發(fā)提供地質依據(jù)[5-6]。

1 油藏地質概況

圖1所示為孔店油田構造位置及館陶組地質剖面圖?？椎暧吞飿嬙煳恢梦挥诳椎晖蛊饦嬙鞄?西南為滄東凹陷,東北為歧口凹陷,油源豐富,構造位置有利(如圖1a所示)。館陶組為河流相成因的疏松砂巖油藏,主要含油層位為館Ⅰ、館Ⅱ和館Ⅲ等3個油組,包含22個單砂層(如圖1b所示)?？椎暧吞镒?973年投入開發(fā)以來,經(jīng)歷了3個開發(fā)階段:開發(fā)早期(1973—1979年)為天然能量開采階段,開發(fā)中期(1980—1989年)為低含水及中高含水階段,開發(fā)后期(1990—今)為高含水階段。

圖1 孔店油田構造位置及館陶組地質剖面圖Fig.1 Tectonic position of Kongdian Oilfield and geological section of Guantao Formation

2 注水前后儲層變化特征

油井在經(jīng)歷了天然能量開采階段之后,地下能量衰竭,需要長期注水以維持地下能量平衡,進而使油藏得到進一步開發(fā)。然而長期注水會使儲層的性質發(fā)生變化,一般而言,儲層變化機理主要從注水沖刷、溫度、壓力及水質4個方面來考慮[7-8]?？椎暧吞镳^陶組儲層埋藏淺,溫度及地層壓力低,注水后儲層變化主要取決于注水沖刷及水質的影響,具體體現(xiàn)在巖石成分、黏土礦物類型、儲層物性和原油黏度變化4個方面。

2.1 巖石成分變化

對于埋藏淺的疏松砂巖,長期注水會沖刷掉巖石骨架中部分粒徑較小的不穩(wěn)定礦物,使得巖石的組成成分發(fā)生變化。通過收集孔店油田館陶組開發(fā)早期與開發(fā)中期的取心井資料,進行巖礦薄片分析得知,開發(fā)中期由于受到長期注水影響,巖石成分相比開發(fā)早期變化明顯:石英和長石等穩(wěn)定礦物占比相對增大,燧石、巖塊和泥質等不穩(wěn)定礦物占比均有一定幅度的減小。除此之外,平均粒徑中值由0.171 mm增大為0.187 mm,粒徑區(qū)間也整體變大;平均分選系數(shù)由1.82減小為1.43,碎屑結構的分選性變好(見表1)。

表1 孔店油田館陶組取心井巖心巖礦薄片分析結果Table 1 Thin section analysis results of core rock ore of Guantao Formation in Kongdian Oilfield

2.2 黏土礦物類型變化

注水會沖刷掉儲層中一部分粒徑較小的黏土礦物,進而改變不同類型黏土礦物的占比。選取同一區(qū)塊泥質含量相近的K61井和K1042井這2口取心井的巖心,用掃描電鏡的方法對黏土礦物含量進行分析,可以發(fā)現(xiàn),受到長期注水的影響,不同類型黏土礦物的含量發(fā)生了明顯變化(結果見表2)。主要以薄膜狀態(tài)賦存于巖石骨架上的伊蒙混層相對含量增大了7%,受注水沖刷的影響比較小;而以粒狀充填或薄膜態(tài)等多種形式賦存的伊利石、高嶺石和綠泥石相對含量分別下降了3.0%,3.3%和1.7%,受注水沖刷的影響比較大[9-10]。

表2 K61井和K1042井巖心黏土含量掃描電鏡分析結果Table 2 Results of scanning electron microscopic analysis of clay content in cores of well K61 and well K1042

2.3 儲層物性變化

疏松砂巖儲層原始孔隙度較大,注水會沖刷掉儲層中的部分粒徑較小的填隙物與膠結物,經(jīng)過大孔隙一直沿注水主流線向后推移,使得儲層孔隙進一步變大,儲層物性整體變好;然而,達到局部孔隙較小的部位,被沖刷的填隙物與膠結物會形成堵塞,造成局部儲層物性變差[11-12]。通過對開發(fā)早期和開發(fā)中期的取心井的巖心進行滲透率、孔隙度、分選系數(shù)及粒度中值測試,將滲透率分別與孔隙度、分選系數(shù)和粒度中值做兩兩交會圖(如圖2所示),可以看出,長期注水使得孔店油田館陶組儲層物性整體變好,開發(fā)中期的孔隙度、滲透率和粒徑中值均變大,分選系數(shù)變小,其中孔隙度、粒徑中值和分選系數(shù)變化幅度小,滲透率的變化幅度大。

2.4 原油黏度變化

孔店油田注水采用油田回注的污水,其中含有少量懸浮物及陰陽離子。注入水與地下原油接觸會發(fā)生乳化作用,一方面會使部分原油中的輕質組分及氣體混入水中,另一方面原油與水中的游離氧等發(fā)生化學反應,均會造成原油本身的黏度增大[13-14]。通過對K1017井和K1064井在不同年份采出原油的黏度變化進行監(jiān)測,得知注水時間越長,原油黏度越大(如圖3所示)。

圖3 K1017井和K1064井原油黏度隨時間變化直方圖Fig.3 Histograms of oil viscosity change over time in well K1017 and well K1064

3 動態(tài)建模研究

注水影響著儲層各項參數(shù)的變化,其中滲透率的變化幅度最大。選取滲透率作為儲層變化的代表性參數(shù),建立不同開發(fā)階段的滲透率動態(tài)模型,研究其隨注水開發(fā)時間的變化規(guī)律。

3.1 滲透率動態(tài)模型建立

3.1.1 建模數(shù)據(jù)獲取

在目前油田開發(fā)過程中,獲取儲層滲透率參數(shù)主要依靠巖心分析化驗、測井解釋及生產(chǎn)動態(tài)資料3種方式。由于鉆井取心數(shù)量有限,且不同開發(fā)時期取心位置不同,因此巖心資料雖然精度高,但反映的儲層規(guī)模有限;生產(chǎn)動態(tài)資料雖然可以間接反映整個開發(fā)單元的儲層參數(shù),但是垂向上難以細化到單個層位,精細程度不高;測井解釋數(shù)據(jù)量大,對單個層位儲層的屬性反映較好。該研究選取測井解釋得到的滲透率數(shù)據(jù)作為建?；A數(shù)據(jù)[15-16]。

3.1.2 建模階段劃分

針對孔店油田實際注水開發(fā)情況,分別建立開發(fā)早期、開發(fā)中期和開發(fā)后期3個階段的滲透率三維地質模型。將孔店油田單井按測井時間所對應的開發(fā)階段分為3個批次:開發(fā)早期為67口井,開發(fā)中期為44口井,開發(fā)后期為52口井(如圖4所示),對不同開發(fā)階段的測井解釋參數(shù)進行分析,得到各個階段的滲透率數(shù)據(jù)體。

圖4 孔店油田館陶組開發(fā)早期、中期和后期新鉆井分布圖Fig.4 Distribution of new wells in early, middle and late development stages of Guantao Formation in Kongdian Oilfield

3.1.3 動態(tài)模型建立

在petrel軟件中依據(jù)地質統(tǒng)計學原理,在地質條件約束的基礎上,采用序貫高斯的隨機模擬算法,預測井間儲層參數(shù)的變化,建立直觀可視化的滲透率模型,是目前地質研究與儲層表征常用的手段[17-18]。首先以全區(qū)井點資料建立單砂層的砂體模型,在此基礎上依據(jù)不同開發(fā)階段的滲透率數(shù)據(jù)體,進一步建立不同開發(fā)階段的儲層滲透率模型(如圖5所示),提取不同開發(fā)階段的滲透率分布(如圖6所示)。

圖5 孔店油田館陶組NgI3小層開發(fā)早期、中期和后期滲透率平面模型Fig.5 Permeability plane model in the early, middle and late stages of development of NgI3 small layer of Guantao Formation in Kongdian Oilfield

圖6 孔店油田館陶組NgⅠ3小層開發(fā)早期、中期和后期滲透率分布直方圖Fig.6 Permeability distribution histograms in the early, middle and late development stages of NgI3 small layer of Guantao Formation in Kongdian Oilfield

3.2 滲透率變化分析

孔店油田館陶組NgI3小層開發(fā)早期滲透率平面分布基本上反映了研究區(qū)原始的儲層滲透率平面分布情況:原始儲層滲透率整體較高,分布接近于正態(tài)分布曲線,主要為600～3 000 mD;滲透率高值呈連片狀分布,主要分布在研究區(qū)東部及西北部部分區(qū)域。

孔店油田館陶組NgI3小層開發(fā)中期滲透率平面分布相比開發(fā)早期有了較大的變化。儲層滲透率整體變高,主要為600～4 000 mD;西北部滲透率明顯增大,中部也有一定程度的增大,而東部變化相對不明顯,分析認為這是由于開發(fā)中期新鉆井主要分布在中西部區(qū)域,加大了中西部區(qū)域的注水開發(fā),使中西部區(qū)域儲層原始滲透率較高的區(qū)域滲透率增大明顯。

孔店油田館陶組NgI3小層開發(fā)后期滲透率平面分布相比開發(fā)中期有了進一步變化。儲層滲透率整體進一步變高,主要為800～4 000 mD;西北部區(qū)域儲層滲透率繼續(xù)增大,東北部與東南部砂巖滲透率整體也明顯增大,中部區(qū)域儲層也有一定程度的增大,分析認為這是由于開發(fā)后期新鉆井主要分布在西北部、東北部及東南部區(qū)域,加大了這些區(qū)域的注水開發(fā),使儲層滲透率得到進一步提高。

4 結論

1)受到長期注水沖刷及水質的影響,孔店油田館陶組儲層石英和長石等穩(wěn)定礦物占比增大,燧石、巖塊和泥質等不穩(wěn)定礦物占比減小;以薄膜狀態(tài)賦存于巖石骨架上的伊蒙混層相對含量增大了7%,以粒狀充填或薄膜狀態(tài)等多種形式賦存的伊利石、高嶺石和綠泥石相對含量分別下降了3.0%,3.3%和1.7%,長期注水使得孔隙度、滲透率和粒徑中值變大,分選系數(shù)變小,原油黏度增大。

2)針對孔店油田實際注水開發(fā)情況,分別建立開發(fā)早期、開發(fā)中期和開發(fā)后期3個階段的滲透率三維地質模型。NgI3小層原始儲層滲透率整體較高,滲透率高值呈連片狀分布,主要分布在研究區(qū)東部及西北部部分區(qū)域。注水開發(fā)后由于在新鉆井附近注水開發(fā)力度加大,使得開發(fā)中期中西部區(qū)域儲層滲透率明顯增大,開發(fā)后期西北部、東北部及東南部區(qū)域儲層滲透率明顯增大。