注水开发前后储层物性变化规律研究——以胡状集油田胡七南断块沙三段储层为例

周延军（中石化中原油田分公司采油五厂，河南 濮阳457001）

胡望水，张宇焜，王 炜（油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学）地球科学学院数字油气资源研究所（长江大学），湖北 荆州434023）

注水开发前后储层物性变化规律研究
——以胡状集油田胡七南断块沙三段储层为例

周延军（中石化中原油田分公司采油五厂，河南 濮阳457001）

胡望水，张宇焜，王 炜（油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学）地球科学学院数字油气资源研究所（长江大学），湖北 荆州434023）

由于各储层物性在注水开发过程中都会发生相应的动态变化，因此建立注水开发前后储层物性的动态地质模型，并研究注水开发过程中储层物性的变化规律，对寻找有利区带以及进一步提高油田开发效果具有极为重要的地质意义。以胡状集油田胡七南断块沙三段储层为例，在测井资料综合解释和精细沉积微相研究的基础上，并以沉积微相为约束条件，采用随机建模方法建立了注水开发前后的储层三维地质模型，并通过分析泥质含量、粘土矿物、孔隙度、渗透率这些储层物性的变化规律，得出了储层物性变化的机理，深化了油田高含水期的地质特征认识程度。

注水开发；储层物性；动态地质模型；沉积相控；胡七南断块

目前许多油田虽然已进入中高含水开发阶段，但剩余油潜力仍较大。在对其水驱开发特征研究的基础上，建立动态的油藏地质模型，通过对比不同开发时期的储层物性特征，找到其变化规律，从而为油田调整挖潜提供地质依据。动态油藏地质模型是将油藏各种地质特征在三维空间和不同时间段的变化及分布定量表述出来的地质模型，是油气藏的类型、几何形态、规模、油藏内部结构、储层参数及流体分布的高度概括，是油藏综合评价的基础，其重要意义在于可提高勘探和开发的预见性［1～3］。油藏地质模型的核心是储层地质模型，它是储层特征及其非均质性在空间上变化分布的特征。油藏动态是储层本身特征的产物，而开发战略又必须紧紧依据油藏动态特征［4，5］。因此一个良好的储层表征，即建立一个符合实际的精细储层地质模型是成功开发油田的关键。

1 地质概况

胡七南断块位于胡状集油田北部，构造上位于东濮凹陷西部斜坡带第二断阶带，为受石家集断层及其派生的次级断层——胡7－7断层共同夹持的西高东低的一个不完整的鼻状构造。主要含油层段为下第三系沙河街组沙三中亚段、沙三下亚段地层。沉积体系为扇三角洲－湖泊沉积体系。该断块含油层系多、含油井段长。胡七南断块油藏类型属于构造较为简单、埋藏较浅、常温常压、中高粘度、非饱和的层状、严重非均质孔隙性砂岩油藏。胡七南断块自1985年投入开发以来，1986年9月投入注水开发，经历了近20年的开发历程，由于注水开发造成储层的快速变化，非均质现象严重，井网适应性变差，使得目前开发中存在大量问题。因此为了有效地解决这些问题，必须重新研究该区块在注水开发过程中储层的三维发育规律，为油田下一步开发提供更加准确的地质信息。

2 注水开发前后储层参数测井解释模型

储层参数模型主要包括储层的岩性、物性和含油性等内容。注水开发前后，储层参数即孔隙度、渗透率及微观孔隙结构等都发生了不同程度的变化。因此，在注水开发前后取心井储层“四性”关系及测井资料标准归一化研究的基础上，利用多元统计等方法，建立了注水开发前后储层参数测井解释的数学模型［6］。

2.1 泥质含量测井解释模型

通过对取心井岩电关系研究表明，该区电阻率曲线是岩性响应的最好曲线，因此储层岩性解释主要利用电阻率曲线，泥质含量（Vsh）测井解释模型采用经验模型：

式中，GR、GRmax、GRmin分别为解释目的层自然伽马值、自然伽马最大值和自然伽马基线值。注水开发前后泥质含量解释模型相同。

2.2 粘土矿物的解释模型

该区粘土矿物主要为高岭石、伊利石、伊/蒙混层，其次为绿泥石。随深度和岩性的变化，各类粘土矿物含量发生一定的变化。在对取心井粘土矿物分析的基础上，分别建立了高岭石（K）以及伊/蒙混层（I/S）与泥质含量之间的定量关系，确立了通过泥质含量来推算粘土矿物含量的解释模型。

注水开发前：

式中，K1为注水开发前的高岭石含量，%；Vsh为泥质含量，%；I/S1为注水开发前的伊/蒙混层含量，%。

注水开发后：

式中，K2为注水开发后的高岭石含量，%；I/S2为注水开发后的伊/蒙混层含量，%。

2.3 孔隙度测井解释模型

系统研究表明，注水开发前后储层的孔隙度变化很小，因而注水开发前后其解释模型相同。岩心归位后，根据其配位关系建立了声波时差与岩心孔隙度的关系式，即砂岩孔隙度模型：

式中，por为孔隙度，小数；ΔT为声波时差，μs/m；R为相关系数。

这里孔隙度模型的建立采取的是层平均的方法。根据地层沉积特征，每一个岩石相代表了一个特定的能量单元，每一个岩石相组合代表了在基本相同沉积环境的岩石组合，因此其物性特征应基本一致；同时，由于在不同的位置即使沉积环境相同其物性仍会有差异，且岩心分析有时会存在异常点，因此采用层平均的方法更能反映储层的实际特征且其精度也较高。更为重要的是其更能反映储层在区域上的变化性，这正好符合建立储层三维模型的基本要求。

2.4 渗透率测井解释模型

注水开发前，选用孔隙度建立与渗透率的关系，通过回归分析得到渗透率计算函数关系式：

式中，perm为渗透率，μm2。

研究表明，注水开发对渗透率的影响是很大的，且各种岩性储层的受影响程度是不一样的。因而对注水开发储层渗透率解释模型是分岩性来建立的。不过沙三中亚段6砂层组 －沙三下亚段1砂层组储层绝大部分为粉砂岩，因而只需建立粉砂岩的渗透率解释模型，就可以满足要求：

式中，MD为测深，m。

注水开发后储层属性的变化，势必影响油层的油水运动规律的变化，只有把握了这些变化规律，才能制定更加有效的开发方案和措施［7］。

3 注水开发前后相控储层物性模型分析

结合胡七南断块沙三段地层的地质研究以及井网部署情况，在小层精细划分与对比以及沉积微相研究的基础上，建立了研究区目的层的构造模型和沉积相模型（图1），建模中定义网格大小为15m×15m，垂向上每个小层平均划分了10等份。在此基础上，分析了泥质含量、孔隙度、渗透率以及粘土矿物这些参数的地质统计特征。选用球状变差函数模型，应用序贯高斯模拟方法进行模拟，通过相控随机建模的方法建立了注水开发前后各物性参数的三维地质模型。

3.1 泥质含量和粘土矿物分析

通过对比注水开发前后胡七南断块沙三中亚段8砂层组7单层泥质含量模型（图2）可以发现，H7－262井区附近泥质含量明显减少，而H7－175井区泥质含量有明显升高，研究区泥质含量总体呈减少趋势。造成这种现象的原因主要是地层中的泥质在注入水长期的冲刷作用下剥离并产生运移，使某些区域的泥质含量在注水开发后减少或者富集。由于长期的注水开发，地下的泥质随采出液不断被带出储层，造成研究区泥质含量总体上呈下降趋势。

图1 胡七南断块沙三中亚段8砂层组7单层沉积微相模型

图2 胡七南断块沙三中亚段8砂层组7单层泥质含量模型

通过对比注水开发前后胡七南断块沙三中亚段8砂层组7单层高岭石含量模型（图3）以及伊/蒙混层含量模型（图4）可以发现，研究区在经历一定时期的注水开发后，全区高岭石的含量和伊/蒙混层含量都明显减少。这主要是由于高岭石以及伊/蒙混层长期被注入水浸泡，并且高强度的注水使其晶体格架遭到破坏，形成细小的微粒［8，9］，随采出液大量地带出储层。

图3 胡七南断块沙三中亚段8砂层组7单层高岭石含量模型

图4 胡七南断块沙三中亚段8砂层组7单层伊/蒙混层含量模型

3.2 孔隙度和渗透率分析

通过对比注水开发前后胡七南断块沙三中亚段8砂层组7单层孔隙度模型（图5）可以发现，经过注水开发的改造作用，河口坝和水下分流河道微相内孔隙度有明显增大，原本的高值区——H7－262井区，孔隙度有更为显著的增大，但位于前缘席状砂微相的HC7－47井区，孔隙度在经历注水开发后明显减小。造成这种现象的原因主要为，在注水开发过程中，原为接触式胶结类型存在的胶结物，局部被水冲刷位移，同时岩石骨架受到水冲刷的作用，从原来颗粒支撑较脆弱的部位被冲开，使喉道增大，连通性变好。而注入水将地层中剥离下来的微粒运移至狭窄的喉道处堵塞孔喉以及污水结垢等原因造成孔隙度下降，因此出现孔隙度值局部增大、局部减小，非均质性加剧的现象。而由于连续产出大量的油与水，地层孔隙中的大量微粒随采出液被带出地层，孔隙喉道变得畅通，地层总体孔隙度值增大。

图5 胡七南断块沙三中亚段8砂层组7单层孔隙度模型

通过对比注水开发前后胡七南断块沙三中亚段8砂层组7单层渗透率模型（图6）可以发现，研究区渗透率整体呈增大趋势，河口坝和水下分流河道微相内渗透率显著提高，而注水开发前渗透性好的H7－113井区和H7－12井区，渗透性明显变差。造成这种现象的原因主要是注水开发过程中，地层中可移动微粒较多，当大部分可移动微粒被注入水冲出后，渗流通道变通畅，全区渗透率呈上升状态。同时注入水的冲刷作用造成孔喉中大部分胶结松散的小颗粒被冲出，可移动微粒总数减小，胶结好的颗粒甚至岩石骨架颗粒在流体不断冲刷下也参与运移，当大颗粒运移至孔喉变窄处堵塞孔喉，以及地层中的泥质遇水膨胀和污水结垢等因素也会堵塞部分小孔道，造成渗透率在部分区域下降。

4 结 论

1）储层物性参数随着注水开发的进行会发生动态变化，通过建立沉积相控储层四维地质模型能形象地反映出注水开发过程中，不同沉积微相内物性参数的变化情况。这对认识高含水期油田的地质情况具有十分重要的意义，并且为油田下一步调整开发方案提供了可靠的依据。

2）注水开发过程中储集物性的变化主要是由于注入水的冲刷造成地层微粒和胶结物的破坏；粘土矿物遇水膨胀；游离在注入水中的杂质以及由于冲刷作用脱落的地层微粒运移到孔喉处堵塞孔隙；污水在储层孔道壁面结垢；地层微粒随采出液带出储层等原因所造成的。

图6 胡七南断块沙三中亚段8砂层组7单层渗透率模型

［1］吕晓光，王德发，姜洪福.储层地质模型及随机建模技术［J］.大庆石油地质与开发，2000，19（1）：10～13，16.

［2］吴胜和，金振奎，黄沧钿，等.储层建模［M］.北京：石油工业出版社，1999.

［3］于兴河，陈建阳，张志杰，等.油气储层相控随机建模技术的约束方法［J］.地学前缘，2005，12（3）：237～243.

［4］彭仕宓，尹志军，李海燕.建立储层四维地质模型的新尝试——以冀东高尚堡沙三段储层模型的建立为例［J］.地质评论，2004，50（6）：662～666.

［5］杨少春，潘少伟，杨柏，等.储层四维建模方法研究［J］.天然气地球科学，2009，20（3）：420～424.

［6］谭廷栋.水驱油田剩余油的测井技术［J］.世界石油工业，1995，2（6）：21～27.

［7］胡望水，熊平，谢锐杰，等.红岗油田高台子油藏相控随机水淹模型的建立［J］.石油天然气学报，2008，30（6）：15～18.

［8］胡书勇，唐术华，赫存玲，等.吐哈油田注水开发过程中的地层损害因素分析［J］.吐哈油气，2003，8（1）：40～42.

［9］孙焕泉.油藏动态模型和剩余油分布模式［M］.北京：石油工业出版社，2002.

Law of Reservoir Physical Property Changes Both Before and After Waterflooding——By Using Es3Reservoir of South Fault Block Hu7in Huzhuangji Oilfield for Example

ZHOU Yan－jun（The5th Oil Production Plant，Zhongyuan Oilfield Company，SINOPEC，Puyang457001，Henan，China）
HU Wang－shui，ZHANG Yu－kun，WANG Wei（Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources（Yangtze University），Ministry of Education；College of Geosciences，Yangtze University，Jingzhou434023，Hubei，China）

Because the reservoir physical property was changed dynamically corresponding to the process of waterflooding，it was of great significance in geology to study the law of the reservoir physical property changes by establishing the dynamic geological model of reservoir physical properties both before and after waterflooding to find the favorable area for further improving the effect of oilfield development.By taking Southern Fault Block Hu7in Huzhuangji Oilfield as an example，on the basis of the comprehensive interpretation of logging data and fine study of sedimentary micro－facies，a stochastic modeling method is used to establish 3－D reservoir geological model under the constraint condition of sedimentary mirco－facies，simultaneously，according to analysis on the law of shale content，clay mineral，porosity and permeability changes，the mechanism of reservoir physical property changes is obtained and the understanding of geological characteristics at high water－cut stage is deepened.

waterflooding；reservoir physical property；dynamic geological model；facies－controlled modeling；Southern Fault Block Hu7；Huzhuangji Oilfield

TE122.2

A

1000－9752（2010）05－0025－06

2010－07－20

国家自然科学基金项目（49773198，40872099）。

周延军（1963－），男，1984年江汉石油学院毕业，高级工程师，现主要从事油田开发地质工作。

［编辑］ 萧 雨