扶余油田注水开发过程中储层孔隙结构变化特征*

汤小燕，张伟杰，龚爱华，刘之的

(1.西安科技大学 地质与环境学院，陕西 西安 710054；2.中国石油集团测井有限公司 长庆事业部，陕西 高陵 710201；3.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065)



扶余油田注水开发过程中储层孔隙结构变化特征*

汤小燕1，张伟杰2，龚爱华2，刘之的3

(1.西安科技大学 地质与环境学院，陕西 西安 710054；2.中国石油集团测井有限公司 长庆事业部，陕西 高陵 710201；3.西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065)

研究油田注水开发过程中储层孔隙结构及演化特征，对于制定剩余油开发方案意义重大。利用不同含水期密闭取心井的薄片、扫描电镜、压汞及物性等分析化验资料，在翔实分析储层孔隙结构特征的基础上，利用统计分析手段查明了该油田注水开发过程中储层孔隙结构演化特征。研究结果表明，扶余油田储层孔隙类型主要为粒间孔与粒间溶孔，胶结物主要为泥质；由于注入水的冲刷影响，致使孔隙中的粘土矿物分散及漂移，进而导致胶结类型由中低含水期孔隙-接触式转变为高含水期的孔隙式；注水开发对孔隙半径均值和中值的影响较小；最大、平均孔隙半径相同的情况下，渗透性随着水淹程度加大，渗透率增大，而孔隙半径中值、孔隙半径均值变化较小。

扶余油田；注水开发；孔隙结构；演化特征

0　引　言

储层孔隙结构控制着储渗性能的同时，决定了油气藏产能的大小[1-2]。查明注水开发过程中储层孔隙结构的演化特征对研究油水两相渗流机理和剩余油分布至关重要[3-5]。前人针对不同油田研究过注水开发对储层孔隙结构的影响[6-9]，取得的共性认为，油层在注水开发后，岩石中的粘土矿物等胶结物含量减少，孔隙度变大，渗透率提高。然而截止时日，扶余油田尚且没有开展过注水开发过程中储层孔隙结构及演化特征的相关研究，致使该区注水开发后油水渗流规律、剩余油分布认识不清，这给剩余油开发方案制定带来不便。基于此，通过详实分析密闭取心井的薄片、扫描电镜、压汞及物性等化验分析资料，深入剖析注水开发过程中储层孔隙结构及演化特征，以期为该油田后期开发方案的有效制定提供地质依据。

1　研究区地质概况

研究区位于松辽盆地南部中央坳陷区东缘华字井阶地扶余三号构造上，工区内断层多，薄层状油层较为发育，油藏埋藏浅。油藏主要受构造控制，属于中孔中高渗构造砂岩油藏。纵向上储层物性非均质性强，横向上岩性变化大[10]。研究区目的层为泉四段扶余油层。泉四段地层岩性主要是细砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩及泥岩[11]。

研究区块位于油田西部，东西2侧为断层遮挡。该区地质储量348.0×104t；泉四段顶面构造形态为西倾单斜构造，东西2侧被南北向断层遮挡。油水分布主要受构造控制，全区统一的油水界面-330 m.主要发育扶余油层，局部钻遇杨大城子(图1)。

图1　扶余油田X区块井位图Fig.1　Well location map of X block in Fuyu oil field

研究区沉积期环境变化剧烈，在陆相～三角洲过渡环境下发育3种亚相。由下向上经过曲流河、三角州平原、三角洲前缘多次变迁。近期完钻密闭取心井岩心描述揭示，研究区砂岩交错层理、槽状交错层理、斜层理、平行层理及水下韵律层理均较发育。砂岩碎屑矿物成分包括石英、长石、岩块；胶结物以泥质为主，灰质次之；储层岩石分选性中等一好；磨圆度为次棱。砂岩成分以岩屑质长石砂岩、长石质岩屑砂岩为主，表明岩石成分成熟度较低。

岩心物性分析表明，扶余油田泉四段以中孔中渗储层为主，孔隙度在14.3%～28.5%之间，平均23.2%；渗透率在0.9×10-3～992.3×10-3μm2之间，平均95.75×10-3μm2；泥质含量在5.1%～40%之间，平均21.74%.

该区块自投产以来，通过溶解气驱、注水开发等生产方式，已累积产油90.12×104t.目前以线性注采井网分注合采方式生产[12]，综合含水率高达96%.

2　储层孔隙结构特征

孔隙结构是指储集层岩石孔隙及喉道的形态、大小、分布及其相关组合关系[11，13-14]。充分利用研究区注水开发中后期密闭取心井的薄片等化验分析资料，对其储层的孔隙结构进行系统剖析。

基于前人的研究成果，并结合研究区内铸体薄片、扫描电镜等岩心分析资料可知，储层孔隙空间一方面经历了溶蚀加大，另一方面次生矿物的充填使其孔隙变小[10]。由于本区强烈的自生矿物形成和充填作用，粘土薄膜覆盖在孔隙壁表面，使其凹凸不平，进而堵塞了孔隙喉道，致使该油藏采收率较低[15-17]。

铸体薄片统计结果显示(表1)，扶余油层孔隙度变化比较大，渗透率从低渗到高渗，变化比较大。面孔率变化区间为7.93%～16.90%，整体上来看，储层面孔率变化较大。从孔喉比以及各种孔隙参数来看，孔隙属于中高孔类型。

表1　扶余油田铸体薄片孔隙参数统计表

图2　扶余油田岩石薄片Fig.2　Rock thin section in Fuyu oil field (a)J27(437.49～437.77 m)　(b)J27(424.03～424.30 m)

由岩石薄片鉴定可知，图2(a)为含内碎屑细粒长石，孔隙发育，连通性好；颗粒77%，填隙物6%，孔隙17%，颗粒内细砂80%，中砂15%，填隙物中泥质2%，高岭石1%，铁白石2%，孔隙中粒间孔6.7%，粒间溶孔10%，孔径30～120 μm，配位数2～4.图2(b)为细粒岩石长石岩屑砂岩，长石多被溶蚀，颗粒多点-线接触；颗粒81%，填隙物9%，孔隙10%，颗粒内细砂90%，其余为中砂，填隙物中泥质4%，高岭石2%，白云石、铁白石2%，孔隙中粒间孔4%，粒间溶孔5.5%，孔径10～60 μm，配位数2～3.从岩石薄片鉴定(图2(a)图2(b))可以发现，岩石中细砂、中砂颗粒约占80%，胶结物主要为泥质。

图3　扶余油田密闭取心井面孔率与深度关系图Fig.3　Relationship between the face rate and depth of closed coring wells in Fuyu oil field

薄片分析表明，该地区以岩屑长石砂岩和岩屑砂岩为主，由于长石砂岩孔隙发育，长石岩屑砂岩面孔率一般较高；尽管岩屑砂岩中长石多被溶蚀，但由于岩屑砂岩中填隙物含量高、孔隙发育较差，岩屑砂岩的面孔率也相对较低。由深度与面孔率关系图可知(图3)，各井的面孔率差异较大，但总体上呈现随着深度增加，面孔率有减少的趋势。经历压实、胶结作用后，绝大多数井原生粒间孔含量仍然较高，但也能为油田注水开发提供流体流动的渗流通道。

系统分析密闭取心井的铸体薄片、扫描电镜等资料可知，研究区内储层孔隙主要有4类：原生粒间孔、缩小原生粒间孔、长石溶蚀孔、晶间微孔(图4)，次生粒间孔隙是主要的储集空间。

3　储层孔隙结构演化特征

3.1孔隙结构

基于压汞资料统计分析，获得表2所示的孔隙半径、物性及排驱压力参数统计表。由表2可得到以下2点认识。

图4　扶余油田储层岩石铸体薄片与扫描电镜照片Fig.4　Cast thin section and scanning electron microscope pictures of the reservoir rocks in Fuyu oil field (a)原生粒间孔　(b)缩小原生粒间孔　(c)长石溶蚀孔　(d)晶间微孔

3.1.1全区孔隙半径都比较小

压汞资料表明，研究区内储层的平均孔隙半径为1.62～6.12 μm，孔隙半径中值为0.59～1.63 μm，最大孔隙半径为6.31～15.67 μm，孔隙半径均值为1.38～4.69 μm.扶余油田孔隙类型以粒间孔和微孔隙为主，孔隙半径大小的分布范围为0.04～18 μm，其中微孔隙占25%～36%.

3.1.2不同沉积微相孔隙半径不同

砂体孔隙半径受沉积微相控制较为严重。由表2可知，点砂坝的物性最好，孔隙度和渗透率均较大，最大孔隙半径高达15.67 μm；分流河道、决口扇及天然堤次之，均大于8 μm；其它微相的孔隙半径则相对较小。

3.2胶结类型

图5　扶余油田密闭取心井胶结类型柱状图Fig.5　Cementation type column of sealed coring well in Fuyu oil filed

研究区J6,J7井为注水开发前的密闭取心井，含水率约为20%；其余各井为注水开发过程中密闭取心井，其中J8，J9，J10井含水率约为40%左右，J15，J19，J21，J22，J23含水率约为70%左右，J24，J25，J26，J27，J28含水率约为95%左右。利用研究区注水开发前后不同含水期的密闭取心井薄片分析资料，对胶结类型的变化特征进行分析。由图5可知，随着油田含水率的升高，胶结类型发生了明显的变化。油田开发初期及中低含水期，储层的胶结类型以接触式为主；随着注水量增大，含水率达到85%时，储层的胶结类型逐渐转化为孔隙-接触式、接触-孔隙式；当含水率上升到95%时，储层的胶结类型则以孔隙式为主。储层的胶结类型演化过程受注水量的影响较为严重，注入水的冲刷分散了孔隙中的粘土矿物，并将其漂移、携带出储层，从而导致胶结类型转变为孔隙式胶结，向孔隙方向转换。

表2　扶余油田储集层孔隙半径数据表

3.3孔隙半径与粒度中值之间的关系

利用特强水淹J25，J26，J27井所取的岩样，共计开展了29个样品的压汞、粒度分析实验。利用交会图分析技术，构建了图6所示的粒度中值与孔隙半径关系图。由该图可知，特强水淹储层中，随着粒度中值增大，其孔隙也随之增大。这也进一步说明，随着注水开发过程中含水率增大、储层水洗程度加大，注入水将泥质等胶结物携带出储层，颗粒表面的清洁度变好，孔喉网络的连通性变好，致使储层粒度中值与孔隙半径具有较好的正相关性。

图6　特强水淹粒度中值与孔隙半径关系图Fig.6　Relationship between the median pore radius and pore radius

图7　高/特高含水阶段孔隙半径与渗透率关系图Fig.7　Relationship between pore radius and permeability at high/ultra high water cut stage

3.4孔隙半径与渗透率之间的关系

利用含水85%时与含水95%时密闭取心井压汞和物性分析资料，构建了图7所示的孔隙半径与渗透率交会图。由该图可知，孔隙半径与渗透率相关性较好，且呈现出随着含水升高，最大孔隙半径和平均孔隙半径增大的态势，而孔隙半径中值和孔隙半径均值的增幅相对较小。最大孔隙半径和平均孔隙半径相同时，渗透率随孔隙半径增大而增大，且增幅较大。究其原因，注水开发时孔隙中的泥质胶结物被携带出储层，于是储层的孔隙度和渗透率将增大；孔隙半径中值和孔隙半径均值的变化较小，表明注水开发对其影响也较小，反之也说明了注水开发对小孔隙和大孔隙的影响均较大。

为了进一步探讨储层孔隙结构随水淹程度的变化规律，将压汞分析数据以特强水淹、中水淹、弱水淹3个级别的水淹程度分类进行分析，通过渗透率与最大孔隙半径、平均孔隙半径、孔隙半径均值、孔隙半径中值相关性分析可知(图8)，最大孔隙半径小于14 μm平均孔隙半径小于6 μm时，相同最大、平均孔隙半径情况下，渗透性随着水淹程度加大，渗透率增大，而孔隙半径中值、孔隙半径均值也有变化，但变化不大。

图8　不同水淹级别孔隙半径与渗透率对比关系图Fig.8　Comparison of pore radius and permeability under different water flooding level

4　结　论

1)研究区储层孔隙类型主要为粒间孔与粒间溶孔，其面孔率随着深度增加，呈减少趋势。随着注水开发的逐渐推进，储层胶结类型由中低含水期的接触式逐渐演化为中高含水期的孔隙-接触式和孔隙式；

2)油田高含水期，孔隙半径大小与粒度中值呈现正相关，渗透率与孔隙半径中值及主要流动孔隙半径均值亦呈现出正相关。孔隙结构相同的情况下，随着油田注水开发中后期含水率升高，储层的物性明显变好，而且渗透率增大更为明显。

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Reservoir pore structure and evolution characteristics in the process of water injection development in Fuyu Oilfield

TANG Xiao-yan1，ZHANG Wei-jie2，GONG Ai-hua2，LIU Zhi-di3

(1.CollegeofGeologyandEnvironment，Xi’anUniversityofScienceandTechnology，Xi’an710054，China；2.ChangqingBusinessDivision，ChinaPetroleumLoggingLtd.，Xi’an710201，China；3.SchoolofEarthSciencesandEngineering，Xi’anShiyouUniversity，Xi’an710065，China)

It is of great significance to make the remaining oil development plan that studies the pore structure and the evolution characteristics in the process of water injection development.Making use of testing data of thin section，scanning electron microscopy，mercury intrusion and physical property in different water cut period of pressure coring well，the reservoir pore structure characteristics are analyzed in-depth and systematically，and the reservoir pore structure and evolution characteristics are found during the oilfield waterflood development using statistical analysis method.Research results show that the reservoir pore types in Fuyu oilfield are intergranular pore and intergranular dissolved pore，and cement is mainly argillaceous；Due to injection water scouring effect，it cause the clay content in pore to separate and drift，and result in cementation types translate pore-contact in the low and medium water cut period into pore type in high water cut period；In the process of water injection development，the influence of the water injection development on median and the mean radius is small，then on the other hand，the influence on the maximum pore and small pore is the bigger；For the same maximum and average pore radius，the permeability increases with the watered-out degree increasing，the changes of median pore radius and pore radius are small.

Fuyu oilfield；water injection development；pore structure；evolution characteristics

10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2016.0409

1672-9315(2016)04-0507-07

2016-03-20责任编辑：李克永

国家自然科学基金(41502159)

汤小燕(1977-),女,四川广安人,博士,副教授,E-mail:tangxiaoyanlmj@sina.com

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