乌石17-2低渗砂砾岩油藏水敏机理及对油水两相渗流的影响

雷 昊，马勇新，张 辉，赵 楠，罗 军，魏 瑾

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057；2.西南石油大学，四川 成都 610500)

乌石17-2低渗砂砾岩油藏水敏机理及对油水两相渗流的影响

雷 昊1，马勇新1，张 辉1，赵 楠1，罗 军2，魏 瑾2

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057；2.西南石油大学，四川 成都 610500)

通过水敏评价实验、高倍数水洗实验、水洗前后岩心核磁共振实验和一维水驱油实验，研究了乌石17-2油田流三段低渗砂砾岩油藏水敏机理及油水两相渗流特征。研究结果表明：储层岩心水敏严重，液相渗透率损失率高，水敏伤害主要发生在水驱早期；水敏机理主要为粘土中的伊利石遇水时受剪切作用产生的颗粒剥离、脱落和运移引起的孔喉堵塞以及粘土矿物自身的水化膨胀作用，并以前者为主。受储层强水敏伤害和强非均质性影响，实验室注水压差较大，水驱油效率较低，两相共渗区较窄，水相相渗曲线始终“抬不起头”，无水采油期短，含水率上升快，提液效果差，两相渗流阻力大，水驱油效果较差。

砂砾岩油藏 水敏机理 油水相渗 渗流特征 水驱油效率

砂砾岩油藏是一类比较特殊的油气藏，在我国广泛分布，其成藏中的沉积过程和构造背景决定了这类油气藏的独特性[1]。相比于常规砂岩油藏，砂砾岩油藏岩石结构成熟度和成分成熟度更低，微观孔隙结构更加复杂[2-3]，非均质性更强[4-5]。乌石17-2油田流三段为中低渗透强水敏疏松砂砾岩断块油藏，平面上砂体物性变化快，非均质性强，天然能量不足，需人工注水补充能量进行开发，然而储层岩石高含粘土矿物特别是含膨胀性和易水化剥离的粘土矿物，存在较为严重的水敏效应，水敏机理尚不清楚。对于采用早期注水开发，必须明确储层水敏机理及对油水渗流特征的影响，正确认识强水敏和强非均质性作用下的水驱油效果。为此，开展了水敏评价实验、岩心高倍数水洗实验、储层岩石水敏前后孔隙结构核磁共振实验，一维水驱油相渗测试等分析评价实验，研究结果可为注入水配型优化、粘土稳定措施选择，注水方案优化设计等提供参考。

1 储层特征概况

乌石17-2砂砾岩油田主要开发层段在流沙港组流二段和流三段，其中流三段为中低渗砂砾岩断块油藏，原始地层压力25 MPa左右，地层温度在117 ℃，温压系统正常，地层原油气油比在140 m3/m3左右，饱和压力为20 MPa，地饱压差小。储层岩性以含砾中砂岩和含砾粗砂岩为主，岩石分选较差，颗粒接触关系多为点-线接触，颗粒胶结疏松，成分成熟度低，易破碎。测井结果显示，油藏渗透率非均质性严重，高渗、中渗、低渗与特低渗储层发育且以中低渗为主，渗透率一般低于20×10-3μm2，孔隙度中等，主要在10%～20%。岩心压汞曲线表现典型的“陡坡型”，平均孔喉半径1.125 μm，平均变异系数1.5，孔喉细小，非均质性严重，连通性差。前期水敏性实验测试结果显示，储层岩心水敏损害率可达到80%以上，岩心水敏感性较强，注水开发效果尚不明确。

2 储层水敏伤害特征

2.1 岩心水敏实验评价

考虑到岩心水敏性的存在，实验所用岩心均采用液氮冷却钻取。按照常规岩心水敏评价标准，测试了地层水的敏感性。为了研究海水与地层岩石的配伍性，参照地层水敏感性评价实验方法，进行了海水敏感性评价实验。为了与气测渗透率进行对比，增加了水敏伤害指数这一评价标准，其定义为：水敏伤害指数=(气测渗透率-蒸馏水渗透率)/气测渗透率×100%)。地层水与海水矿物离子组成见表1，地层水和海水敏感性评价结果见表2。

表1 地层水与海水离子组成

表2 WS17-2-9井流三段岩心地层水/海水敏感性评价结果

图1 水敏指数与气测渗透率关系

以水敏指数作为水敏伤害评价指标时，实验岩心大多表现出强水敏伤害，且水敏指数与气测渗透率表现出较为明显正相关(图1)。按照水敏伤害指数进行评价时，岩心接触水后(地层水和海水)渗透率立刻成倍数降低(部分甚至降低至不到十分之一，如4,5,7,9号岩心)，蒸馏水通过时的渗透率降幅(水敏伤害指数)基本在90%以上，表明水相通过时发生了强水敏伤害，导致渗流能力大幅降低。由于矿化度和离子组成较为接近，海水与地层水敏感性评价结果相差不大，与岩心接触时均表现出极强的渗透率损失。

2.2 高倍数水洗实验

为了模拟油田注水开发过程中高倍数水洗时岩石渗透率等物性参数的动态变化规律，利用地层水和海水分别设计了高倍数水洗实验，测试了高倍水洗时岩心渗透率随注入倍数，实验结果见图2，其中渗透率比值定义为水相渗透率与初始水相渗透率之比。高倍水洗过程中注地层水与注海水渗透率曲线几乎重合，从渗透率动态伤害上说明了海水与地层水对流三段砂砾岩岩心具有极为相似的水敏特征。水相渗透率损失发生在高倍数水洗初期约0～5 PV范围内(图2，表3)，此后水相渗透率逐渐趋于稳定，水体继续注入不会加剧水敏伤害，表明实际注水过程中，注水初期井口附近和油藏高渗带会发生水敏伤害，注水中后期水体的持续冲刷，水敏伤害加剧的可能性较小。

图2 高倍水洗渗透率比值与驱替倍数关系

表3 水相渗透率初值及水洗前后岩心孔喉分布数据

注：Ki为水相渗透率初值。

图3 岩心高倍水洗前后孔喉大小分布(以1-1号岩心为例)

通过岩心核磁共振实验测试了高倍数水洗前后岩心微观孔喉大小分布(表3，图3)。结果表明，水敏使岩心微观孔隙结构发生明显改变，一部分孔喉变粗，一部分孔喉变窄，变粗的孔喉尺寸集中在低于0.1 μm和高于10 μm这两个范围内(图3区域I、III)，变窄的孔喉集中于0.1～10 μm(区域II)范围内，且降幅较大。对于WS17-2砂砾岩油藏，区域I主要代表了微孔隙，这类孔隙对岩心孔隙度有一定贡献，但对渗透率贡献不大；区域II中特别是1～10 μm范围内的孔喉，是储层岩石的主要储集和渗流空间，占据了孔隙度的1/3以上，孔隙和喉道主要集中在此范围内，该区域内的孔隙喉道的大小、数量及连通性对渗透率有决定作用。区域III代表了较大孔隙和喉道，其对孔渗也有一定贡献但不及区域II范围宽。区域II范围的孔喉数量及占比减小是导致渗透率下降的直接原因。

3 储层水敏伤害机理

流三段储层粘土矿物X射线衍射结果表明(表4)，粘土矿物总量为7%～13%，以伊利石和伊/蒙混层为主，混层矿物主要体现伊利石性质，同时具有一定的水化膨胀能力。由此可知，造成该区水敏的主要原因应为微粒运移堵塞，同时也伴有一定程度的粘土水化膨胀伤害。结合流三段扫描电镜结果(图4)可知，伊利石和伊蒙混层多以片状、丝片状形式充填于粒间孔隙和颗粒表面，分析可知水敏的发生包括以下两个方面：

表4 WS17-2-9井流三段粘土矿物含量测试结果

图4 WS17-2流三段储层扫描电镜(放大1 000倍)

(1)伊利石和伊蒙混层粘土矿物形成颗粒连接体粘附于砂粒和砾石颗粒壁上，形成连续和紧密联系的粘粒“外衣”[6-7]，当水进入岩石孔隙后，附着于砂粒和砾石颗粒壁上粘土颗粒周围会对注入水产生润湿吸附并形成一层水膜，引起粘土矿物晶格膨胀产生静态的渗透率下降，其中伊/蒙混层中的蒙脱石引起的静态渗透率损失更为明显；同时，在遇低浓度盐水时产生的晶体膨胀和絮凝作用进一步增强，缩小了孔喉半径，降低了渗流能力。

(2)受注入水对粘土颗粒外表面渗透水化作用的影响，当外来流体进入岩石孔隙时，在颗粒表面形成双电层斥力，导致粘土颗粒胶结变得疏松，抗机械剪切力的程度降低，同时由于砂-砾之间的胶结较弱，在机械力的作用或高速流体的流动冲击作用下，以伊利石为主的矿物微粒从砂粒和砾石表面剥离、脱落，由于流三段砂砾岩岩心孔喉细小，平均孔喉尺寸与粘土矿物相当(图5)，脱落的伊利石颗粒很容易在孔喉处形成桥堵，造成主渗流通道减少(图3中区域II)，渗透率明显降低。

采用液氮钻取的岩心经甲苯洗油烘干后与地层水接触时仍会发生强水敏。因为采用液氮钻取岩心时液氮的超低温冷却会使岩心中附着于粘土颗粒外表面水分子结冰膨胀，岩心经甲苯高温洗油再烘干后加剧去水化程度，导致晶格水“蒸发”，岩心矿化度增加，此时再与之接触的地层水属于“低矿化度地层水”，接触时便会产生强水敏作用。这表明，矿场实际注水时产生的水敏效应当弱于实验室结果。

图5 流三段岩心压汞曲线孔喉半径特征值分布

4 水驱油过程油水两相渗流特征

低渗敏感性砂砾岩油藏由于受岩石孔隙结构、水敏伤害程度、润湿性、油水粘度比等的不同影响，油水相渗曲线往往呈现出复杂多样的形态特征[8-11]，反映出复杂的两相渗流特征，目标油藏水敏性强，非均质性严重。为认识这些作用下的油水渗流特征，利用三块典型的流三段砂砾岩岩心测试了地层条件下注海水驱油过程的油水相渗曲线(表5)，水驱油呈现出以下特点：

(1)岩心束缚水饱和度建立过程受水敏伤害的影响，水驱油压力普遍较高，平均在5 MPa左右。

(2)束缚水饱和度较高，平均为46.39%，等渗点含水饱和度偏右，平均在60.00%，岩心对水相的亲和力好于油相，表现出一般低渗透油藏高含束缚水且较亲水的特性。

(3)水驱油效率偏低，平均仅为为46.11%，残余油饱和度较高，平均为28.86%，两相共渗区范围较窄，平均为24.75%。

(4)随着含水饱和度的上升，油相渗透率曲线急剧下降，水相渗透率一直较低，曲线始终“抬不起头”，最高仅为0.27左右，表明水敏伤害严重影响油水渗流能力。由此可知，受水敏性和非均质性的共同作用，流三段砂砾岩油藏水驱油过程呈现出驱替压差大、油水渗流能力差、两相共渗区较窄，驱油效率低等特征，总体上水驱油效果较差。

为研究高含水期提液采油效果，由贝克莱-列维尔特前缘推进理论作水驱油过程的油水分流曲线(图6)和无因次采油采液指数曲线(图7)。随着Sw的增加，含水率将迅速升高至100%，采油能力快速大幅降低，高含水后期提液采油效果不明显。计算了水驱油两相渗流阻力为14.2 MPa/(cm3·s-1)，即在实验室条件下岩心中流量为1 cm3·s-1时，油水两相渗流区将产生14.2 MPa的压差，表明水敏伤害对实际注水开发有重要影响，导致油水渗流阻力较大，后期提液困难。对于流三段注水开发应特别注意优化注入水配型，采取多种粘土稳定措施。

表5 油水相渗曲线特征值统计

图6 油水分流曲线

图7 无因次采油(液)指数曲线

5 结论和认识

(1)乌石17-2油田流三段砂砾岩储层水敏伤害严重，液相渗透率损失率高，水敏伤害主要发生在低倍数水驱状态下，水敏的主要机理为粘土中的伊利石和伊蒙混层遇水所引起的水化膨胀和剪切作用所产生的微粒运移，且以伊利石的剥离、脱落和运移堵塞为主，从而造成作主渗流通道孔隙和喉道堵塞，半径缩小，产生渗透率伤害。

(2)受流三段低渗砂砾岩岩心细小孔喉、强非均质性和强水敏伤害影响，油水相渗曲线表现出束缚水和残余油饱和度高、两相共渗区窄、驱油效率中等偏低等特征，Kro曲线下降快、Krw曲线上升缓慢且始终“抬不起头”，水驱油压差较大，无水采油期短，两相渗流阻力大，见水后含水率上升快，高含水期提液困难且效果不明显。

(3)强水敏砂砾岩油藏实施注水开发，应注意优化注入水配型，采取粘土稳定措施，加强储层非均质性研究，优化注采强度，调整注采剖面等强化注水开发技术对策。

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(编辑 王建年)

Effect of water sensitivity on oil-water flow characteristics and its mechanism for WS17-2 low-permeability glutenite reservoir

Lei Hao1,Ma Yongxin1,Zhang Hui1,Zhao Nan1,Luo Jun2,Wei Jin2

(1.ZhanjiangCompanyofCNOOC(China)Co.,Ltd.,Zhanjiang524057,China;2.SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China)

Through water sensitivity evaluation experiment,large numbers of PV water flooded core experiment,core NMR experiment before and after waterflooding,and one-dimension water flooded core experiment,it was carried out study on the effect of water sensitivity on oil-water flow characteristics and its mechanism for the third member of Liu Formation in WS17-2 low-permeability glutenite reservoir.Experimental results showed that the reservoir core has serious water sensitivity and high loss rate of water permeability,and then the water sensitivity was occurred at the early stage of waterflooding.There are two main mechanisms of water sensitivity.One is the stripping,falling off,migration and plugging of illite particles under shearing action after contacting with water.The other is the hydration and swelling of clay minerals after contacting with water.The former is dominant.Because of the strong water sensitivity damage and severe heterogeneity,there are bigger injection pressure,lower water displacing oil efficiency,narrow oil-water simultaneous vadose region,water phase permeability curve without rising,shorter water-free production period,rapid water cut rising,poor extraction liquid effect,large two-phase percolating resistance,and bad water displacing oil efficiency.

water-sensible sandy conglomerate reservoir;water sensitivity mechanism;oil/water relative permeability;flow characteristics;water displacement efficiency

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.01.011

2016-10-10；改回日期：2016-11-17。

雷昊(1979—)，工程师，现从事油气田开发研究工作。电话：18688590929，E-mail：leihao@cnooc.com.cn。

国家重大专项子课题《乌石凹陷低渗敏感性储层渗流机理及改善水驱动效果评价研究》(2016ZX05024006-005)资助。

TE341

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