安塞油田水淹层水淹程度划分及物性变化

赵丁丁，孙 卫，李冠男，吴育平，雒 斌

（1.大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069；2.西北大学地质学系，陕西西安 710069）

安塞油田水淹层水淹程度划分及物性变化

赵丁丁1，2，孙 卫1，2，李冠男1，2，吴育平1，2，雒 斌1，2

（1.大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069；2.西北大学地质学系，陕西西安 710069）

为了最大限度地提高老油田的动用储量和开发程度，有必要对水淹层进行深入详细的分析与研究。笔者将安塞油田杏河和侯市地区作为研究对象，首先对研究区生产井的水淹级别进行了分类，再者利用真实砂岩微观模型水驱油实验对研究区不同级别水淹层的油水分布状况进行了细致的观察与分析，最后对水淹层物性变化进行了对比。结果表明，杏河和侯市地区综合含水率分别为33.5%，39.55%；研究区高水淹级别模型多为均匀-网状驱替类型；中水淹级别模型一般为网状驱替，少量为指-网状驱替类型；低水淹级别模型多为指-网状驱替；杏河地区注水开发后孔隙度平均增加5.97%左右，渗透率平均增大66.7%，侯市地区水淹层孔隙度略有增加，而渗透率稍有降低。本次研究将为进一步提高老油田的采收率提供重要启示。

安塞油田；水淹层；水淹程度；物性变化

随着我国各大油田注水开发程度的不断增强，大多数油田正处于高含水和特高含水的开发阶段，即含水率超过80%以上，导致油层水淹严重[1]。特别对于“三低”油藏（低孔、低渗、低产），由于储层在纵、横向上的各向异性和非均质性更为严重，造成注水驱油和冲刷过程更为复杂。油层的物性、岩性及含油性等参数在油层水淹后发生了一系列变化，进而使水淹层解释难度增大。安塞油田杏河、侯市地区开发层系为三叠系长6段，属于典型的“三低”油藏，随着开发的进一步深入，现已采用了扩边、调整等增产措施[2]。为了更好地提高三叠系老油田的采收率，需要对水淹层进行深入细致地研究。本文从基础地质研究方面出发，对储层的岩石学特征进行了分析，并利用水驱油实验对水淹层的油水运动规律进行了分析，最后对水淹层物性变化进行了对比分析。

1 研究区地质概况

安塞油田主体分布于陕西省子长县、安塞县、志丹县及延安市的宝塔区之间。南起延安永宁-槐树庄，北至子长李家岔，西起双河-永宁，东至李家岔-郝家坪-河庄坪，总体面积大约为3 613 km2。安塞油田侯市、杏河区主要分布于陕西省延安市志丹县和安塞县境内，整体属于黄土塬地貌[3]。地表100 m～200 m范围内为黄土所覆盖，地形十分复杂，沟壑交错分布，梁峁高低不齐。地面海拔1 100 m～1 580 m，地表高差较大（150 m～250 m）。

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的中东部是安塞油田主体分布的位置，构造活动相当微弱，地层产状比较平缓，地层倾角大约为0.5°，地层的平均坡降幅度为8 m～10 m。伊陕斜坡是研究区侏罗系的重要构造背景，其主要形成于早白垩系，安塞油田整体都处于伊陕斜坡内。它的盖层由中、晚元古代、古生代、中生代、新生代沉积形成，盖层之下为太古代、早元古代变质岩结晶基底，两者具有明显的差异性。

2 储层岩石学特征

根据岩心和铸体薄片观察统计，安塞油田杏河和侯市区长6储层的岩石类型主要为长石砂岩（见图1）。砂岩样品碎屑粒径大体介于0.1 mm～0.25 mm，其主要是中-细粒砂岩。分选性较好，磨圆度较差，多为次棱角状；岩石具有较高的结构成熟度，但具有较低的成分成熟度。长石和石英在岩石碎屑成分中占有较高的比重（平均含量分别为55.0%、21.5%），岩屑的主要成分为变质岩屑，其占岩屑总量的62%，其次火成岩屑在岩屑成分中占有一定的比重，占比为31%。填隙物成分主要是绿泥石，含量为36.5%；其次为浊沸石和铁方解石，含量分别为32.6%和18.6%；另有少量的长石质、硅质等成分，它们的总含量大约占填隙物总量的10%。颗粒以薄膜-孔隙式胶结为主。这些结构和成分特征表明了长6期沉积远离物源区，碎屑颗粒发生过较长距离的搬运，因而具有较高的结构成熟度。

图1 杏河和侯市地区长6储层砂岩分类图

3 水淹层水淹程度划分及油水分布情况

3.1 水淹级别的划分

定量划分水淹级别的最直接参数为含水率，含水率主要受各相流体相对渗透率和黏度的影响，关系式如下：

式中：Qo、Qw-分别表示油、水的分流量，t/d；KO、Kw-分别表示油、水的有效渗透率，μm2；Kro、Krw-分别表示油、水相对渗透率，其范围为 0～1；μO、μw-分别表示油、水的黏度，mPa·s；∂P/∂L-压力梯度，MPa/cm；A-渗流截面积，cm2。

本次根据最常用的中国石油标准[4，5]（SY/T6718水淹层测井解释规程），按产水率（Fw）的高低划分水淹级别，一般划分为四级：

未水淹（油层）Fw＜10%；

低含水（弱水淹层）10%≤Fw＜40%；

中含水（中水淹层）40%≤Fw＜80%；

高含水（强水淹层）Fw≥80%。

对研究区的试油试采结果统计表明，安塞油田杏河地区151口加密井，综合含水33.5%，其中生产井生产层段未水淹（含水率小于10%）37口，低水淹井（含水率介于10%～40%）61口，中水淹井（含水率在40%～80%）有46口，高水淹井（含水率超过80%以上）有7口；侯市地区统计生产井147口，其综合含水39.55%，生产井生产层段未水淹22口，低水淹井有64口，中水淹井井数为52口，高含水井数量最少，有9口（见图2）。

3.2 水淹层油水分布情况

由于储层非均质性和各向异性，注入水在油层中的驱替路径是相当复杂的，注入水进入油层后首先顺着高孔隙度、高渗透率的部位推进，这就使一些微小孔隙或孔道之中的油由于得不到注入水驱动而成为剩余油。随着地层中的石油被不断采出，地层中的含油饱和度总体在不断降低，但下降的程度存在差异。油层内物性好的区域，由于水洗较充分使其含水饱和度上升而含油饱和度下降。与注水井层不连通或物性差的油层，将成为未水淹或低水淹油层，可以作为进一步提高开发程度的有利对象[6-9]。

本次研究将利用真实砂岩水驱油实验来对水淹层微观层面上的油水运动状况进行详细地分析。

3.2.1 实验模型 实验所选用的砂岩模型是依据研究区样品的常规薄片观察、铸体薄片观察以及油层的试油资料等多种资料进行综合考虑而得到的。在平面上充分考虑到不同沉积微相，在垂向上依据不同沉积韵律，按其沉积条件、物性差异分别取样[10]。实验过程中所选用的砂岩模型样品规格一般为2.5 cm×2.5 cm，厚度为0.55 mm左右，承压能力为0.2 MPa～0.3 MPa，耐温能力为80℃左右，砂岩模型（见图3）。

图3 真实砂岩微观水驱油实验模型

实验用水参照地层水的矿化度，黏度为1 mPa·s，为了便于观察，配制地层水加入甲基蓝。实验过程中所用的油以地层油作为参照，黏度在2.24 mPa·s左右，在配制时加入油溶红。

图2 杏河和侯市地区含水率分级对比图

图4 高水淹级别模型驱替类型

图5 中水淹级别模型驱替类型

图6 低水淹级别模型驱替类型

3.2.2 实验结果分析 通过观察水驱油实验不同模型中注入水波及面积，对含水饱和度进行统计，将实验模型划分为低、中、高水淹程度，对杏河、侯市地区12口井的样品进行了水驱油实验，结果显示有3口井为高度水淹，有6口井为中度水淹，有3口井为低度水淹。通过对水驱油微观驱替过程的观察，发现以均匀-网状驱替类型为主的模型多为高水淹模型，注入水的波及面积较大，通常驱油效率较高（见图4）；以网状驱替类型为主的实验模型多为中水淹模型，并且少量指-网状驱替类型的模型也为中水淹模型（见图5）；低水淹模型水驱油类型多为指-网状驱替，驱油效率较低，模型中存在大量剩余油（见图6）。

总体来讲，波及面积较大的部位，剩余油饱和度下降，注入水未波及的部位，剩余油饱和度几乎没有下降。由水驱油实验可知，油井水淹严重的主要原因之一是储层的非均质性，而且储层非均质性越强，注入水就越容易沿着大孔道突进，一些微小孔隙中滞留大量的剩余油，结果大量剩余油未被驱出，导致水驱油效率较低[11-13]。低含水油井水驱油效率较低的重要影响因素之一是孔隙结构的非均质性。因此，在生产开发中，不但要对低水淹潜力层位采用物理或化学方法进行储层改造，增大注入水的波及面积，提高剩余油的采收率，而且要着眼于中高含水区域，寻找水淹原因，对其进行进一步的挖潜工作。

4 水淹层物性变化

油田在注水开发的初期和中期，储层因为黏土矿物的破碎与膨胀、颗粒迁移，以及黏土矿物水敏，均会导致其渗透率、孔隙度降低[14，15]。

杏河区部分水淹层长6层声波时差和相邻老井对比表（见表1），从表1中可以看出与相邻的老井相比，大多数井的声波时差均有增大的现象，这与前面的降低并不互相矛盾。这是由于安塞油田杏河区长6储层物性差，属于低孔、特低渗储层，注入水进入储层后，先慢慢渗滤，因为黏土矿物的破碎与膨胀，颗粒迁移后在别的部位堵塞孔道，导致孔隙度和渗透率均下降，声波时差值减小，这种水淹情况最常见，但这种水淹级别很难被识别。随着油田注水开发强度的不断加强，注入水进入储层后首先沿着高孔、高渗的层段前进，形成渗流的优势通道，从而导致局部范围的孔隙度和渗透率升高，表现为与邻井相比，声波时差有局部增大的情况，这种现象是高水淹层的典型表现。

将杏河区块部分相邻老井与注水开发后加密井的孔隙度和渗透率的解释结果进行对比，其中选取未水淹的加密井4口，低水淹的加密井8口，中水淹加密井9口，高水淹的加密井6口，分别将加密井与对应的相邻老井进行孔隙度和渗透率的对比，分析结果表明：低水淹的加密井孔隙度（平均值12.1%）相对于对应的老井（平均值12.49%）降低了3.65%，渗透率（平均值 0.58×10-3μm2）相对于对应的老井（平均值 0.94×10-3μm2）降低了3.37%；中水淹的加密井孔隙度（平均值13.74%）相对于对应的老井（平均值12.94%）增大7.48%，渗透率（平均值 1.06×10-3μm2）相对于对应的老井（平均值 0.46×10-3μm2）增大 5.52%；高水淹的加密井孔隙度（平均值13.72%）相对于对应的老井（平均值12.26%）增大13.66%，渗透率的平均值（1.63×10-3μm2）相对于对应老井的平均值（0.24×10-3μm2）增大13%。对比分析之后发现，油层的孔隙度和渗透率在其水淹后均有不同程度的增大，导致这种结果的主要因素是注入水进入储层后优先进入大孔道，孔壁上的黏土矿物在水洗作用下被冲刷带走。在弱水淹区域，黏土矿物在注入水的作用下发生膨胀，使得孔径变小，结果导致渗透率和孔隙度均降低；在高水淹区域，在水洗作用下泥质含量降低，孔喉半径变大，结果使得孔隙度和渗透率均增大[16-18]。杏河地区不同水淹级别加密井与老井物性对比关系柱状图（见图7），可以看出储层注水开发后，孔隙度略有增大但不是很明显，平均增加5.97%左右，渗透率平均增大66.7%。

将侯市地区部分相邻老井与注水开发后加密井的孔隙度和渗透率的解释结果进行对比，选取的井中包括8口低水淹加密井，6口中水淹加密井，1口高水淹加密井，分别将加密井与对应的相邻老井进行孔隙度和渗透率的对比，分析结果表明：低水淹的加密井孔隙度（平均值12.64%）相对于对应的老井（平均值12.34%）增加了 0.3%，渗透率（平均值 1.99×10-3μm2）相对于对应的老井（平均值 2.18×10-3μm2）降低了 0.19%；中水淹的加密井孔隙度（平均值13.17%）相对于对应的老井（平均值12.95%）增大0.22%，渗透率（平均值0.81×10-3μm2）相对于对应的老井（平均值 1.03×10-3μm2）降低了0.22%（见图8）；高水淹的加密井只有1口，其孔隙度和渗透率不具有代表性，从而也说明研究区加密井主要的水淹级别为低水淹和中水淹。分析结果表明，油层水淹之后，不管是低水淹层还是中水淹层在本研究区其孔隙度都略有增加，而渗透率稍有降低。

表1 杏河区部分水淹层长6声波时差和相邻老井对比表

图7 杏河地区不同水淹级别加密井与老井物性对比图

图8 侯市地区不同级别加密井与对应邻井物性对比图

注水开发对储层的渗透性有着较大的影响，在形成渗流通道以后，储层渗透率迅速上升，含水率增大形成水淹。比结果表明，储层注水开发后，孔隙度和渗透率均增大，孔隙度略有增大但不是很明显，平均增加5.97%左右，渗透率平均增大66.7%。侯市地区不同水淹级别（低水淹和中水淹）加密井与老井物性对比结果表明孔隙度都略有增加，而渗透率稍有降低，其孔隙度增大主要是因为注入水将大孔道孔壁上的黏土矿物冲刷带走充填于微孔隙、喉道中，尽管总体孔隙体积增大了，但其微观孔喉结构的非均质性增强了，从而导致流体在孔喉中的渗流能力有所减低。

5 结论

（1）杏河和侯市地区的试油试采结果表明，杏河地区的中、高水淹井总占比35.1%，侯市地区的中、高水淹井总占比40.7%，杏河地区和侯市地区的综合含水率分别为33.5%，39.55%。总体而言，杏河和侯市地区属于弱水淹状况。

（2）通过分析水驱油实验的结果发现，均匀-网状驱替类型的模型多为高水淹模型，注入水波及面积较大，驱油效率较高；网状驱替类型为主的模型多为中水淹模型，另有少量的指-网状驱替类型模型也为中水淹模型；大多数的指-网状驱替类型模型为低水淹模型，模型中的微小孔隙中滞留大量的剩余油。

（3）杏河地区不同水淹级别加密井与老井物性对

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Division of water flooding degree and variation of physical properties in flooded layer of Ansai oilfield

ZHAO Dingding1，2，SUN Wei1，2，LI Guannan1，2，WU Yuping1，2，LUO Bin1，2
（1.State Key Laboratory of Continental Dynamics，Xi'an Shanxi 710069，China；2.Department of Geology，Northwest University，Xi'an Shanxi 710069，China）

In order to maximize the utilization and development of the old oilfield,it is necessary to carry out in-depth and detailed analysis and research on the water flooding reservoir.In this paper,the author regards the Xinghe and Houshi areas of Ansai oilfield as the object of study,first，classifying the flooding level of the production area,and uses the real sandstone micro-model water flooding oil experiment.The oil-water distribution condition of different flooding layers in the study area was observed and analyzed in detail.Finally,the changes of physical properties of the water flooding layer were compared.The results showed that the comprehensive water content in the Xinghe and Houshi areas were 33.5%and 39.55%respectively.The high flooding level model in the study area is mostly homogeneous-netted flooding types.The medium flooding level model is generally netted displacement,a small amount refers to the type of finger-netted displacement.The low flooding level model mostly refers to the finger-netted displacement.After water injection development of Xinghe area.The average porosity increases by about 5.97%,the average permeability increases 66.7%.And the porosity of the flooded area increases slightly in the Houshi area,while the permeability decreases slightly.This study will provide important implications for further improving the recovery of old oilfields.

Ansai oilfield；water flooding layer；flooding degree；changes of physical properties

TE122.23

A

1673-5285（2017）07-0097-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.07.022

2017－05-25

赵丁丁（1994-），在读硕士研究生，主要从事油气地质与开发研究工作，邮箱：786405121@qq.com。