曹寶格 韓永林 余永進(jìn)

摘? ?要：為了解馬嶺油田南二區(qū)延9油藏長(zhǎng)期注水后儲(chǔ)層特征的變化及產(chǎn)生機(jī)理，通過室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)方法，結(jié)合礦場(chǎng)2口檢查井取心分析結(jié)果，研究了注水前后儲(chǔ)層物性、孔喉特征和滲流特征的變化。結(jié)果表明：長(zhǎng)期注水后，由于注入水對(duì)儲(chǔ)層的作用主要集中在孔隙的喉道部分，儲(chǔ)層滲透率明顯增大，孔隙度增加較小;儲(chǔ)層物性的增加主要與水洗后粘土礦物含量的降低、水洗程度、儲(chǔ)層初始滲透率大小和裂縫的開啟有關(guān)，其中裂縫開啟對(duì)儲(chǔ)層物性的影響最顯著;水洗后儲(chǔ)層巖石表面油膜脫落，巖石潤(rùn)濕性由親油性變?yōu)橛H水性。以上綜合作用的結(jié)果使油水兩相流動(dòng)能力增強(qiáng)、兩相區(qū)范圍變寬，水驅(qū)油效率增大?？梢婑R嶺油田南二區(qū)延9油藏注水開發(fā)中儲(chǔ)層的變化有利于油田開發(fā)。

關(guān)鍵詞：儲(chǔ)層物性;粘土礦物;潤(rùn)濕性;相對(duì)滲透率

前人對(duì)注水后儲(chǔ)層特征變化的認(rèn)識(shí)主要集中在：認(rèn)為長(zhǎng)期注水改善了儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)，儲(chǔ)層物性變好[1-3];認(rèn)為長(zhǎng)期注水使部分顆粒滯留在細(xì)喉道處形成堵塞，孔喉連通性變差，儲(chǔ)層物性變差[4];認(rèn)為注水后儲(chǔ)層物性好的變得更好，差的變得更? ?差[5-6]。但普遍認(rèn)識(shí)為注水后儲(chǔ)層潤(rùn)濕性由親油性向親水性轉(zhuǎn)化，儲(chǔ)層非均質(zhì)性變得更強(qiáng)，這些綜合作用的結(jié)果可能使驅(qū)油效率降低[7]，也可能使驅(qū)油效率提高[2]。注水后儲(chǔ)層特征的變化與原始儲(chǔ)層中粘土礦物的含量及類型、儲(chǔ)層非均質(zhì)性和原油性質(zhì)有關(guān)[7-9]。馬嶺油田南二區(qū)延9油藏經(jīng)過三十幾年的注水開發(fā)，含水快速上升，采油速度降低，剩余地質(zhì)儲(chǔ)量較大。長(zhǎng)期注水使儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)和物性發(fā)生的變化直接影響到剩余油的分布和油田的開發(fā)效果[10-20]。因此，為挖掘油田開發(fā)潛力，提高油田開發(fā)效果，以室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場(chǎng)2口檢查井取心資料分析結(jié)果為基礎(chǔ)，研究長(zhǎng)期注水后儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、物性及滲流特征的變化及其產(chǎn)生機(jī)理，為區(qū)塊的二次開發(fā)提供有力支撐。

1 儲(chǔ)層物性參數(shù)的變化規(guī)律

根據(jù)2013年南二區(qū)延9油藏2口檢查井（NJ31-161和NJ29-181井）的物性測(cè)試結(jié)果，檢查井平均孔隙度分別為15.31%和14.63%，稍微低于儲(chǔ)層初始孔隙度16.1%，檢查井平均滲透率為165.3×10-3 μm2和120.9×10-3 μm2，遠(yuǎn)高于儲(chǔ)層初始滲透率（32.3×10-3? μm2）。油層天然巖心的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果也表明（表1），當(dāng)水驅(qū)至含水率87%時(shí)，巖心孔隙度和滲透率均大;水洗程度越高，物性參數(shù)的增加幅度越大;水洗程度相同時(shí)，巖心初始滲透率越高，水洗后滲透率的增加幅度越大;滲透率的增大幅度遠(yuǎn)大于孔隙度的增大幅度。實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，注水過程中裂縫的產(chǎn)生也是儲(chǔ)層物性增大的主要因素，例如，編號(hào)為L(zhǎng)68-8（2）的巖心在室內(nèi)沖刷實(shí)驗(yàn)中出現(xiàn)了明顯裂縫，導(dǎo)致巖心孔隙度和滲透率顯著增加。因此，水驅(qū)后儲(chǔ)層孔隙度和滲透率的增加主要與粘土礦物含量的降低、水洗程度、儲(chǔ)層初始滲透率大小和水驅(qū)過程中裂縫是否開啟有關(guān)。

在實(shí)際注水開發(fā)中，注入倍數(shù)越大、儲(chǔ)層巖石的滲透率越高，水洗后儲(chǔ)層內(nèi)粘土礦物的含量越低，孔隙度和滲透率的增加越明顯，更容易形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，導(dǎo)致儲(chǔ)層非均質(zhì)性增強(qiáng)，注水效果越來越差，檢查井不同深度的滲透率測(cè)試結(jié)果也證明儲(chǔ)層中存在高滲透通道。若要改善水驅(qū)效果，必須采用阻斷優(yōu)勢(shì)滲流通道、改變水驅(qū)流動(dòng)方向的方法進(jìn)一步注入水波及系數(shù)，提高采收率。

2? 儲(chǔ)層微觀孔隙特征變化規(guī)律

2.1? 粘土礦物變化特征

根據(jù)2口檢查井巖心X衍射測(cè)定結(jié)果（表2），水驅(qū)后伊利石、綠泥石和伊蒙混層的相對(duì)含量降低，其中伊蒙混層的相對(duì)含量降低幅度最大，其次為伊利石，綠泥石的變化不大，而高嶺石相對(duì)含量明顯增大。室內(nèi)水沖刷實(shí)驗(yàn)結(jié)果也得出類似結(jié)論（表3），且水驅(qū)后儲(chǔ)層巖石粘土礦物的總量從3.75%降低至2.85%，儲(chǔ)層巖石的滲透率越高，水洗后粘土礦物的含量降低幅度越大，說明儲(chǔ)層物性越好，注入水對(duì)儲(chǔ)層的水洗作用越強(qiáng)，儲(chǔ)層物性的增加幅度越大。

南二區(qū)延9油藏注水開發(fā)中，粘土礦物含量的降低主要與伊利石和伊蒙混層含量的降低有關(guān)。儲(chǔ)層原始條件下伊利石呈絲片狀、畫卷狀充填孔隙或絲縷狀垂直碎屑顆粒表面生長(zhǎng)、搭橋狀充填于顆粒之間（圖1），在注入水作用下這種形狀的伊利石容易破碎，隨流體運(yùn)移，造成其含量顯著下降。伊蒙混層中蒙脫石對(duì)水有極強(qiáng)的敏感性，尤其是鈉蒙脫石，遇水后體積可膨脹至原體積的600%～1 000%，水化膨脹后的蒙脫石在流體的沖刷作用下，易隨流體遷移，含量下降。高嶺石遇水不易水化膨脹，但對(duì)巖石顆粒的附著力很差，在流體剪切力的作用下，高嶺石極易從巖石顆粒上脫落和破碎，并隨流體在孔隙中流動(dòng)，在研究區(qū)實(shí)際注入速度下，注入水對(duì)高嶺石礦物的剪切力作用力較弱，未引起大量高嶺石礦物從巖石顆粒上脫落。上述3種作用的綜合結(jié)果使伊利石和綠泥石相對(duì)含量明顯降低，而高嶺石相對(duì)含量大幅增加。在注水開發(fā)中，注入水將結(jié)構(gòu)破壞后的粘土礦物沖散、沖走，從油井采出，使儲(chǔ)層中粘土礦物含量降低。

2.2? 孔喉特征變化

采用平行巖心分別在水洗前后進(jìn)行恒速壓汞實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)水驅(qū)后儲(chǔ)層巖心中不同尺寸的喉道半徑和孔隙半徑均增大，而孔喉比卻降低，說明在南二區(qū)實(shí)際注水條件下，喉道半徑的增加幅度明顯大于孔隙半徑的增加幅度（表4，圖2）。原因解釋為：喉道部位孔隙半徑小，流體流速高，流體對(duì)孔壁的剪切作用力大，因此，注入水對(duì)喉道的沖刷作用強(qiáng)，注入水與粘土礦物的作用主要集中在孔隙喉道部分，導(dǎo)致水驅(qū)后儲(chǔ)層孔隙度的變化幅度較小，而滲透率的增加幅度較大。

3? 滲流特征變化規(guī)律

3.1? 潤(rùn)濕性

注水前儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性為弱親油-親油，注水后巖心的潤(rùn)濕性變?yōu)槿跤H水-親水（表5）。此外，根據(jù)水洗前后的相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果，水洗后等滲點(diǎn)的含水飽和度均增大，分別從注水前的51.6%、58.8%和58.5%增大至53.0%、59.1%和59.0%，說明水驅(qū)使儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性向親水方向發(fā)展。在長(zhǎng)期注水開發(fā)中，由于注入水的水洗、溶解等各種物理和化學(xué)作用使儲(chǔ)層巖石的表面物理性質(zhì)發(fā)生變化，部分孔道內(nèi)壁變得比較光滑，這種變化的結(jié)果減小了水驅(qū)油毛細(xì)管阻力，使巖石表面更多的油膜脫落，長(zhǎng)石、石英等表面呈現(xiàn)出（或恢復(fù)）本來具有的親水性，使儲(chǔ)層潤(rùn)濕性發(fā)生變化。

3.2? 水質(zhì)變化

從巖心實(shí)驗(yàn)出口端收集的產(chǎn)出水分析結(jié)果看? ?（表6），在水驅(qū)油過程中，隨含水率增加，鈉、鉀、鈣、鎂離子的含量下降，SO42-離子含量增加，即含水率越高，產(chǎn)出水的組成越接近于注入水（清水）的組成，說明水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道形成后，注入水主要沿此通道運(yùn)移，注水效果會(huì)越來越差。為改善油田開發(fā)效果，必須阻斷優(yōu)勢(shì)滲透率通道，讓未動(dòng)的油動(dòng)起來，讓流動(dòng)慢的油動(dòng)得快起來。

注水初期，注入水主要沿儲(chǔ)層大孔隙驅(qū)油，溶解儲(chǔ)層中的鹽類，并同高礦化度地層水發(fā)生離子交換，注入水被鹽化，在水驅(qū)前緣及附近地層內(nèi)，混合地層水礦化度常接近于原始地層水礦化度，隨著注水量的增大，注入水在油層中的長(zhǎng)期沖洗使油層內(nèi)的原生水淡化，礦化度變小。在注水過程中，隨著注入水的增加，油井從不含水、低含水到高含水，產(chǎn)出水的礦化度逐漸變低。如果采取分層注入工藝或調(diào)剖等措施使原來不動(dòng)用或動(dòng)用差的油層動(dòng)用起來，采出水的礦化度又可能升高。因此，由產(chǎn)出水礦化度的變化可判斷有無新的油層參加生產(chǎn)。

3.3? 相滲和水驅(qū)油效率

根據(jù)水洗前后相滲測(cè)定結(jié)果（圖3），水洗后，油相和水相相對(duì)滲透率均增大;水驅(qū)前后束縛水飽和度基本無變化，殘余油飽和度均降低，兩相區(qū)范圍變寬，由24.3%～35%變?yōu)?6.9%～37.5%;等滲點(diǎn)飽和度增大，由51.6%～58.8%變?yōu)?3%～59.1%;殘余油狀態(tài)下水相相對(duì)滲透率增大，由0.058 3～0.110 0變?yōu)?.116 6～0.135 9;驅(qū)油效率由水驅(qū)前的42.41%～47.17%增大為46.86%～57.77%。儲(chǔ)層巖石的表面物理性質(zhì)和孔隙結(jié)構(gòu)是影響儲(chǔ)層滲流特征的主要因素。水驅(qū)后儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性、粘土礦物含量及孔隙結(jié)構(gòu)的變化綜合作用使油相和水相流動(dòng)能力增強(qiáng)，流動(dòng)阻力減小，兩相區(qū)范圍變寬，可動(dòng)流體飽和度范圍變大，水驅(qū)油效率提高。

4? 結(jié)論

（1） 馬嶺油田南二區(qū)延9油藏經(jīng)過長(zhǎng)期注水開發(fā)，注入水與儲(chǔ)集層之間的相互作用使儲(chǔ)集層中的粘土礦物發(fā)生水化、膨脹分散和運(yùn)移，使粘土礦物含量降低，孔喉半徑增大;注入水對(duì)儲(chǔ)層的作用主要集中在孔隙的喉道部分，因此，滲透率的增加幅度明顯大于孔隙度的增加幅度。

（2） 水洗后儲(chǔ)層物性的增加主要與水洗后粘土礦物含量的降低、水洗程度、儲(chǔ)層初始滲透率大小和裂縫的開啟有關(guān)，其中裂縫開啟對(duì)儲(chǔ)層物性的影響最顯著。

（3） 在注入水長(zhǎng)期沖刷下，注入水的水洗、溶解等各種物理化學(xué)作用使儲(chǔ)集層巖石孔道內(nèi)壁變的比較光滑和巖石顆粒表面的油膜脫落，使巖石的潤(rùn)濕性由親油性變化為親水性。

（4） 注入水的長(zhǎng)期沖刷作用使油、水相流動(dòng)能力增強(qiáng)，流動(dòng)阻力減小，兩相區(qū)范圍變寬，可動(dòng)流體飽和度范圍變大，水驅(qū)油效率提高，有利于油田開發(fā)。

由于儲(chǔ)集層的非均質(zhì)性，實(shí)際水驅(qū)油過程中，注入水與儲(chǔ)集層之間的相互作用使儲(chǔ)集層物性的變化幅度更大，一旦形成優(yōu)勢(shì)滲流通道將不利于采油，使剩余油主要集中在優(yōu)勢(shì)通道之外的較低滲透率油層中。為挖掘油田開發(fā)潛力，建議在精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，采用調(diào)剖、聚合物驅(qū)或2+3調(diào)驅(qū)等技術(shù)，盡早阻斷優(yōu)勢(shì)滲流通道，改變注入水的流動(dòng)方向，進(jìn)一步提高原油采收率。

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