廖順舟

（中國石化華東油氣分公司研究院實(shí)驗(yàn)中心，江蘇揚(yáng)州 225007）

我國大多數(shù)中東部油田經(jīng)歷了數(shù)十年的開發(fā)歷程，目前已進(jìn)入高含水—超高含水開采階段，油藏在數(shù)十年的注水過程中，儲層中的黏土礦物結(jié)構(gòu)容易受到破壞，部分黏土礦物顆粒隨油氣開采流出儲層，也有部分黏土礦物在儲層孔隙中的喉道滯留，阻塞流體的流動通道，導(dǎo)致儲層物性變差，注采效率變低［1］。并且黏土礦物對水體深度等沉積環(huán)境以及沉積后成巖等作用具有很強(qiáng)的敏感性，因而在古環(huán)境和成巖作用中應(yīng)用廣泛［2-4］，所以在取心井的分析化驗(yàn)資料中相關(guān)資料充足，為黏土礦物在注水開發(fā)過程中的變化研究提供了可行性。本次研究的目標(biāo)區(qū)高郵凹陷老油田多，部分老油田已有四十年的開采歷史，大多已進(jìn)入高含水階段。經(jīng)過數(shù)十年的開發(fā)，油藏儲層經(jīng)過長期注水有了較大變化，其中黏土礦物的變化對儲層物性變化具有決定性作用，因此需要開展高郵凹陷高含水油藏儲層黏土礦物含量變化的特征研究，為老油田后期的剩余油挖潛提供依據(jù)。

高郵凹陷位于蘇北盆地南部東臺坳陷中部，南為通揚(yáng)隆起，北接柘垛低凸起，東南靠吳堡低凸起與溱潼凹陷相連，西接菱塘橋低凸起與金湖凹陷相隔，東西長約100 km，南北寬約25～30 km，面積為2 670 km2，呈北東向長條形狀分布，新生界地層沉積厚7 000 m，是蘇北盆地沉降最深的一個(gè)凹陷［5-7］，其構(gòu)造單元可劃分為南斷階、深凹帶和北斜坡三個(gè)部分。本次研究區(qū)主要為ZW油田、CB油田和MTZ油田。

1 研究區(qū)黏土礦物含量特征

針對研究區(qū)近年來的3口密閉取心井進(jìn)行研究，3口井分別位于ZW油田垛一段油藏、CB油田泰州組油藏和MTZ油田阜寧組油藏內(nèi)，3個(gè)油藏均已進(jìn)入高含水開發(fā)階段，ZW油田垛一段油藏屬于高孔高滲儲層油藏，CB油田泰州組油藏屬于中高孔—中滲油藏，而MTZ油田阜寧組油藏屬于中低孔—中低滲油藏，通過對上述3個(gè)油藏的解剖，對高含水油藏黏土礦物的變化特征進(jìn)行分析。

3口密閉取心井包括三角洲、曲流河、辮狀河以及濱淺湖等沉積相類型（見表1），黏土礦物含量差距較大，3.0%～7.1%內(nèi)均有分布，整體來看，ZW地區(qū)河流相和三角洲相的儲層黏土礦物含量較低，為3.2%左右；CB地區(qū)黏土礦物含量中等，為5.5%左右；Z2地區(qū)含量最高，大多在6.0%以上。

表1 高郵凹陷密閉取心井儲層黏土礦物含量統(tǒng)計(jì)

分析認(rèn)為，形成不同地區(qū)黏土礦物含量不同的主要原因還是沉積過程中物源不同、物源距離不同以及形成的巖性不同形成的差別。例如從3個(gè)地區(qū)的巖性分析（見圖1），ZJ4井的巖性成分中石英含量最高，在砂巖成分三角分類圖中樣品點(diǎn)的最上部，CJ1與ZJ4井的巖性相似，成分成熟度略低于ZJ4井，Z2J1井的成分成熟度最低，位于三角分類圖中樣品點(diǎn)的最下部。

圖1 研究區(qū)砂巖儲層成分三角分類

從黏土礦物的相對含量分析（見表1），ZJ4井中伊蒙混層含量普遍較高，高嶺石含量變化較大，綠泥石含量較少；Z2J1井中伊蒙混層含量普遍較低，伊利石和綠泥石含量較高；CJ1井高嶺石含量非常高。伊蒙混層中的蒙脫石含量也有較大差異，ZJ4井蒙脫石含量最高。造成黏土礦物成分不同的原因除上述提到的沉積環(huán)境外，成巖作用的影響也不能忽視，例如伊蒙混層中的蒙脫石含量受成巖作用影響明顯，隨著埋深增大，成巖作用加強(qiáng)，泥巖中蒙脫石含量降低，轉(zhuǎn)化為間層礦物，伊/蒙間層礦物中蒙脫石層含量降低，并由無序轉(zhuǎn)變?yōu)橛行?，最終向伊利石轉(zhuǎn)化［8-10］。

2 黏土礦物含量變化規(guī)律分析

由于沉積環(huán)境及埋深等差異導(dǎo)致各地區(qū)黏土礦物含量和礦物成分差距較大，因此本次研究通過各地區(qū)油藏開發(fā)初期與新近鉆井取心實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對比，進(jìn)行黏土礦物含量變化規(guī)律研究。ZW地區(qū)早期取心的平均黏土含量為7.1%，而ZJ4井的平均黏土含量為3.2%，認(rèn)為ZW地區(qū)經(jīng)過近三十年的注水后，黏土礦物含量降低了55%。CB地區(qū)早期取心的平均黏土含量為6.8%，CJ1井的平均黏土含量為5.5%，CB地區(qū)經(jīng)過近二十年的注水后，黏土礦物含量降低了20.3%。Z2塊早期取心的平均黏土含量為6.25%，Z2J1井的平均黏土含量為6.5%，Z2塊經(jīng)過二十多年的注水后，黏土礦物含量反而增加了4%，理論上相同儲層的黏土礦物隨著注水開發(fā)不應(yīng)出現(xiàn)增加的現(xiàn)象，該處黏土礦物增加4%主要是由于不同井之間的儲層存在一定的差異，且兩次實(shí)驗(yàn)也有近二十年差距，實(shí)驗(yàn)設(shè)備、人員等都有差別，可能形成一定的系統(tǒng)誤差，該處黏土礦物誤差在±5%內(nèi)，所以認(rèn)為Z2塊的黏土礦物經(jīng)過注水開發(fā)后無明顯變化。

通過三個(gè)地區(qū)儲層差異性對比分析，認(rèn)為長期注水后黏土礦物變化程度存在較大差異的主要原因?yàn)閮游镄詶l件的好壞，ZW地區(qū)三垛組油藏屬于高孔高滲儲層，由于孔隙和喉道均較大，黏土礦物被高壓流體沖刷形成的碎片可以自由通過，因而大量黏土礦物隨流體被采出地面，黏土礦物大量減少，而中低滲油藏的黏土礦物難以被注水帶出。

從ZW和CB兩個(gè)黏土礦物含量變化較大的油藏分析，ZW地區(qū)初期和ZJ4井的數(shù)據(jù)對比（見圖2a）可以看出，黏土礦物中各種組分變化較小，僅高嶺石減少10%左右，而CB地區(qū)黏土礦物中高嶺石不僅沒有減少，反而增加了約25%，但伊蒙混層含量降低明顯，減少40%左右，伊利石和綠泥石變化較?。ㄒ妶D2b），ZW和CB兩個(gè)油藏的黏土礦物含量變化存在較大差異。

圖2 研究區(qū)開發(fā)初期與現(xiàn)今黏土礦物含量直方圖

通過黏土礦物掃描電鏡分析，可以看出高嶺石礦物為薄片狀疊置形成蠕蟲狀或不規(guī)則狀的外部形態(tài)（見圖3a），此類形態(tài)在注水過程中容易被破壞并沖蝕；伊蒙混層一般以蜂巢狀或者片狀為主（見圖3b），且伊蒙混層中蒙脫石水敏性較強(qiáng)，也是較易被沖蝕的礦物組分。ZW地區(qū)黏土礦物成分變化較小，但整體降低明顯，伊利石和綠泥石略有增加，分析認(rèn)為該類現(xiàn)象是由于ZW地區(qū)目的層為高孔高滲儲層，注水時(shí)間長，注水倍數(shù)大，導(dǎo)致黏土礦物整體被沖蝕，各類成分變化較小。而CB地區(qū)伊蒙混層含量降低，高嶺石含量增加，注水過程中，由于不同地區(qū)黏土礦物成分的差異，各類礦物變化規(guī)律也存在差異［11］。

圖3 研究區(qū)黏土礦物掃描電鏡照片

3 黏土礦物變化對注水開發(fā)的影響

黏土礦物的變化對注水開發(fā)的影響主要是因?yàn)轲ね恋V物的變化對儲層物性產(chǎn)生影響，從而間接影響油氣的采出和注水效率。本文對巖樣進(jìn)行高倍數(shù)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，通過測量不同注水倍數(shù)下的水平滲透率來分析儲層在注水條件下的物性變化。圖4展示了A、B、C、D四個(gè)樣品的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，其中A、B兩個(gè)樣品初始滲透率為10 000×10-3μm2左右，C樣品初始滲透率為1 000×10-3μm2左右，D樣品初始滲透率為250×10-3μm2左右。通過實(shí)驗(yàn)可以看出，當(dāng)初始滲透率較大時(shí)，滲透率隨注入倍數(shù)（PV）增加而增加，當(dāng)注入15 PV以后，增加幅度逐漸變小，而D樣品出現(xiàn)了隨注入倍數(shù)增加而減小的現(xiàn)象。

圖4 ZW地區(qū)水驅(qū)對滲透率變化影響實(shí)驗(yàn)

通過對全部22個(gè)實(shí)驗(yàn)樣品的實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析，認(rèn)為初始滲透率越高，在相同注水倍數(shù)下滲透率增加幅度越大，并且當(dāng)初始滲透率小于（380～420）×10-3μm2時(shí)，滲透率會隨注水增加而減小，該現(xiàn)象主要是由于物性較差的儲層黏土礦物不能排出儲集空間，且把部分喉道堵塞，造成滲透率變小。在上一節(jié)黏土礦物掃描電鏡分析中也可以看出，不同地區(qū)不同黏土礦物類型的含量不同，出現(xiàn)的滲透率變化臨界值也有差異。由于滲透率隨著注水量變化而變化，所以油藏長期注水導(dǎo)致儲層內(nèi)非均質(zhì)性增強(qiáng)，在剩余油研究中應(yīng)考慮其影響。

水沖刷試驗(yàn)中的A、B兩個(gè)巖心樣品初始物性相似（見圖4a、4b），但注入速度不同：A為6.0 mL/min，B為2.5 mL/min。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析，兩個(gè)樣品的滲透率隨注入倍數(shù)（PV）增加快速增加，在注入15PV以后，滲透率增加幅度逐漸變小，A、B兩個(gè)樣品的增加程度為60%～70%（見圖4），說明高孔高滲儲層在長期注水后，由于黏土礦物被沖蝕等原因，導(dǎo)致滲透率增加。但是對比A、B兩個(gè)樣品的結(jié)果可以看出，A樣品在PV=15以后滲透率增加幅度比B樣品小，且最終滲透率也小于B樣品，其他級別的滲透率樣品測試也得出相似的現(xiàn)象，因此認(rèn)為注水速度會影響儲層的最終滲透率，注水速度越快，最終滲透率越低。注水井周圍儲層的過水倍數(shù)極大，因此在油藏?cái)?shù)值模擬過程中其儲層的物性變化也較大，需要考慮注采速度等因素的影響。

黏土礦物含量除了對儲層物性產(chǎn)生直接影響，其在注水過程中被沖蝕成的碎片在儲層內(nèi)的重新分布也對孔隙結(jié)構(gòu)產(chǎn)生明顯影響，從鑄體薄片實(shí)驗(yàn)分析可以看出，儲層經(jīng)注水沖刷后孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)存在變大或變小現(xiàn)象，如配位數(shù)整體、形狀因子等，雖然孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)變化整體較小，但其對儲層物性變化形成的影響卻不容忽視?？紫督Y(jié)構(gòu)變化導(dǎo)致的儲層滲透能力變化不僅可從水沖刷實(shí)驗(yàn)看到，在注水井吸水剖面和采油井產(chǎn)液剖面中也有明顯體現(xiàn)。

在高含水油藏儲層黏土礦物變化特征以及物性變化規(guī)律等研究基礎(chǔ)上，對ZW地區(qū)開展了綜合調(diào)整，通過調(diào)剖堵水、油井轉(zhuǎn)注、油水井動態(tài)調(diào)配、注采耦合等措施，大大降低了ZW地區(qū)的綜合遞減。針對儲層物性變化規(guī)律，儲層非均質(zhì)性隨注水不斷增大，更易形成局部剩余油富集，因此在局部實(shí)施側(cè)鉆井，取得良好的效果。

4 結(jié)論

（1）通過油藏開發(fā)初期取心井黏土礦物化驗(yàn)數(shù)據(jù)和近期密閉取心井?dāng)?shù)據(jù)對比，認(rèn)為儲層物性條件的好壞是控制長期注水后黏土礦物變化程度的主要因素，并且各類黏土礦物中伊蒙混層和高嶺石最易被沖蝕，儲層孔喉的大小是控制各類黏土礦物相對含量變化的主要因素。

（2）由于黏土礦物在儲層中被沖蝕程度存在差異等原因，導(dǎo)致物性越好的儲層注水后滲透率增加幅度越大，并且當(dāng)初始滲透率小于（380～420）×10-3μm2時(shí)，滲透率隨著注水增加而減小。黏土礦物變化研究為長期注水后儲層物性的變化提供了理論依據(jù)，為剩余油的研究提供了可變地質(zhì)模型。