低渗透砂砾岩储层不同孔隙类型下的水驱油特征——以二连盆地阿尔凹陷腾一下段储层为例

孟庆春,王红梅,闫爱华,晁先秋,张 帆,宋惠敏,张 浩,朱玉双

(1.华北油田分公司 勘探开发研究院,河北 任丘 062552;2.华北油田分公司 第二采油厂,河北 霸州 065700;3.西北大学 大陆动力学国家重点实验室/地质学系,陕西 西安 710069)

二连盆地阿尔凹陷是中国近年来发现的重要含油凹陷及上产接替区,腾格尔组腾一下段储层是目前的主力开发层系,为典型的低渗透砂砾岩储层[1-2]。阿尔凹陷沉积类型以扇三角洲为主,平面上主要由5大扇体构成。储层受沉积、成岩作用的影响,其平面、纵向的碎屑组分、粒度大小、分选及磨圆程度明显不同,储层非均质强，微观孔隙结构复杂多变[3-5]。目前，阿尔凹陷部分区域已经进入高含水期,影响了油藏的开发进程。因此,深入刻画储层孔隙结构及描述不同孔隙结构下的水驱油特征,是高效开发储层的重要途径之一。目前，针对砂砾岩储层水驱油特征，前人做了大量研究工作。张旭阳等[6]根据不同孔隙结构类型,将砂砾岩储层分为4类,并确定孔隙结构是影响驱油效率的主要因素。段宝江等[7]对砂砾岩储层的水驱油特征进行了模拟,明确了剩余油的分布状态。吕建荣等[8]分析了不同类型砾岩油藏的水驱油规律,认为储层物性、孔隙结构、非均质性、润湿性、原油黏度是影响水驱效率的原因。苟燕等[9]认为，储层微观非均质性是影响砂砾岩储层水驱开发效果的主要响因素。

目前，对于阿尔凹陷腾一下段水驱油特征的研究相对较少,为了认识该地区的水驱油规律,本研究利用扫描电镜、铸体薄片等微观手段识别孔喉类型、矿物组成成分;同时，结合高压压汞、核磁共振对不同孔隙类型下的岩石碎屑成分、孔喉大小以及赋存特征进行讨论分析,并利用取心段的测井曲线、相渗曲线响应不同孔隙类型的水驱油特征,为后期油田的合理开发提供理论依据。

1 储层基本特征

通过86块铸体薄片、75块扫描电镜所得的资料,对储层的岩石学特征及黏土矿物含量进行统计分析认为,腾一下段储层岩性以砂砾岩或含砾不等粒砂岩为主,碎屑组成主要以岩屑为主，其次为石英、长石;砂岩类型主要为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩(见图1)。填隙物以高岭石、伊利石为主，其次为硅质、铁方解石、菱铁矿、绿泥石、黄铁矿(见图2)。储层物性通过131块气测孔渗样品确定：腾一下段储层孔隙度主要分布在7.9%～17.2%,平均值为14.5%,以低孔为主;渗透率分布范围大,主要分布在(0.14～25.6)×10-3μm2,平均为15.5×10-3μm2,整体评价为低孔低渗储层。

图1 阿尔凹陷腾一下段砂岩类型三角图Fig.1 Sandstone type triangular figure and distribution frequency of Et1 reservoir in A′ER sag

2 储层孔隙结构特征

本实验是在前期物性测试及镜下观察的基础上,开展21块高压压汞测试,依据排驱压力小于1 MPa、介于1～2 MPa、大于2 MPa,将研究区储层划分Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ三类(见表1),并对3类不同类型的储层开展水驱油特征分析,讨论其影响因素。

Ⅰ类储层孔隙组合类型为溶孔-粒间孔型。毛管力曲线小于SHg50的进汞段具有明显的平缓段(见图3a),排驱压力分布0.02～0.76 MPa,孔喉半径分布0.94～6.9 μm,最大进汞饱和度分布在86.5%～94.3%。喉道类型多为片状、弯片状,整体连通效果好,有效孔隙含量高(见图3b)。核磁共振T2谱曲线形态呈现右高左低峰,以小于10 ms、介于10～100 ms、大于100 ms作为微孔、中孔、大孔的界限[10-11]，研究样品以中—大孔隙为主,可动流体饱和度平均为65.4% (见图3c)。该类储层属于具有高产工业油流储层,如A6井。

图2 阿尔凹陷腾一下段储层扫描电镜照片Fig.2 Photographs of SEM of Et1reservoir in A′ER sag of Erlian Basin

参 数类 型 Ⅰ Ⅱ Ⅲ 分布范围平均分布范围平均分布范围平均物性孔隙度/%11.5～17.216.110.2～16.312.67.9～14.19.32 渗透率/10-3μm29.8～25.618.83.6～17.47.060.14～8.51.59微观孔隙结构参数排驱压力/MPa0.02～0.760.040.98～1.841.211.75～3.53.1 孔喉半径/μm0.94～6.93.150.02～1.60.070.01～0.90.03 最大进汞饱和度/%86.5～94.389.180.2～90.183.974.5～85.378.5可动流体饱和度/%58.9～70.365.441.2～63.851.317.6～36.821.4孔隙类型 溶孔-粒间孔型 粒间孔-溶孔型 晶间孔-溶孔型

Ⅱ类储层孔隙组合类型为粒间孔-溶孔型。毛管力曲线小于SHg50的进汞段明显上翘(见图3d),排驱压力分布0.98～1.84 MPa,孔喉半径分布0.02～1.6 μm,最大进汞饱和度分布在80.2%～90.1%,喉道类型多为缩颈状、管束状,孔喉连通性一般,岩石内部有效孔隙较少 (见图3e)。核磁共振T2谱曲线形态呈现左高右低峰,样品以微孔—中孔隙为主,非均质性强,可动流体饱和度平均为51.32%(见图3f)。该类储层属于低产工业油流储层,如A29井。

Ⅲ类储层孔隙组合类型为晶间孔-溶孔型。毛管力曲线小于SHg50的进汞段呈陡斜式,排驱压力大于2 MPa(见图3g),孔喉半径分布0.01～0.9 μm,最大进汞饱和度分布在74.5%～85.3%,喉道类型以管束状为主,岩石内部微孔发育,孔喉匹配差(见图3h)。T2谱曲线形态呈单峰状,样品以微孔为主,可动流体饱和度平均为为21.4% (见图3i)。该类储层属于自然产能低或需要压裂措施获工业油流,如A46井。

3 不同孔隙类型的水驱油特征及影响因素

在孔隙结构分类的基础上,结合测井、渗流规律响应不同孔隙组合类型的水驱特征。分析相渗曲线特征表明,在相同的注入倍数、速度下进行驱替时,不同注入倍数下的驱油效率、束缚水饱和度、油水相对渗透率曲线的变化明显不同(见图4a，b，c)。

a 毛管压力曲线,A6井,1 756.7 m; b 粒间孔发育，部分长石溶孔,A6井,1 756.7 m; c 核磁共振T2谱,A6井, 1 756.7 m; d 毛管压力曲线,A29井,1 903.8 m; e 长石溶孔发育，部分粒间孔, A29井,1 903.8 m; f 核磁共振T2谱, A29井,1 903.8 m; g 毛管压力曲线,A46井,1 736.2 m; h 长石溶孔发育,A46井,1 736.2 m；i 核磁共振T2谱, A46井,1 736.2 m图3 不同孔隙组合类型储层毛管力曲线、铸体薄片、核磁共振T2谱 Fig.3 Different types of pore PCP, casting thin sections, NMR T2 spectrum

孔隙组合类型微观非均质性束缚水饱和度/%残余油饱和度/%两相共渗区%水驱油效率/%填隙物含量/%高岭石伊利石伊蒙混层硅质绿泥石水敏指数水敏强度溶孔-粒间孔较弱35.120.94467.81.81.20.91.7/29.4弱—偏强粒间孔-溶孔强37.231.631.249.72.42.41.82.80.468.1中等偏强晶间孔-溶孔极强41.937.320.835.84.34.12.92.40.774.2强

3.1 水驱油特征

溶孔-粒间孔型储层以A6井为典型井,自然伽马值较低,声波时差值、电阻率值较高(见图4a);粒间孔-溶孔型储层以A29井为典型井,自然伽马值、声波时差值、电阻率值较高(见图4b);溶孔-晶间孔型储层以A46井为典型井,自然伽马值、声波时差值相对较高，电阻率值较低(见图4c)。A6井储层粒间孔发育,非均质性较弱,在相同的注水条件下水波及效率高,相渗曲线两相共渗区宽,残余油饱和度较低，为20.9%，储层填隙物中伊蒙混层质量分数相对低，为0.9%,水敏指数29.4,弱—偏强,水相渗透率曲线上升慢,呈上凹型,解释结论为油层。A29井储层溶蚀孔发育,水驱油波及效率偏低,储层非均质性强,导致水沿着优势通道驱替,残余油饱和度较高，为31.6%,加之伊蒙混层质量分数高，为1.8%,水敏指数68.1,中等偏强,遇水后膨胀导致水相渗透率曲线上升快,呈直线型,解释结论为油水同层。A46井晶间孔发育,孔喉不连通或匹配性差,储层非均质极强,导致注入水波及范围严重不均,易沿高渗透区域渗流,从而使孔道内原油无法驱替,导致残余油饱和度高,为37.3%；相渗曲线两相共渗区窄,伊蒙混层质量分数高(为2.9%),水敏指数74.2,强水敏,水相相对渗透率曲线上升快,呈下凹型,解释结论为含油水层。溶孔-粒间孔型储层水驱油效率达67.8%,粒间孔-溶孔型储层水驱效率为49.7%,溶孔-晶间孔型储层水驱效率为35.8%。通过以上分析可知，储层解释结论与不同孔隙组合类型的水驱油效率存在一定关联性。

a 溶孔-粒间孔型，A6井，1 756.7 m；b 溶孔-粒间孔型，A29井，1 903.8；c 晶间孔-溶孔型，A46井，1 736.2 m图4 不同孔隙类型储层测井曲线及水驱效率曲线Fig.4 Logging curves and waterflooding efficiency curves of different pore types

3.2 水驱油效率的影响因素分析

影响储层微观水驱油特征的主要储层内部因素有物性、非均质性、微观孔隙结构等,外部因素有注入倍数、注入速度等[12-14]。二连盆地阿尔凹陷腾一下段储层的勘探开发证明,不同的孔隙类型水驱油效率差异来自物性、微观孔隙结构等地质因素,试油产油量的高低可以直接、客观地评价油藏产能的品质。由研究区试油产油量与最终驱油效率之间的相关系数(0.818 4)可知,两者之间的关系密不可分(见图5a)。本研究着重对比物性、平均喉道半径、孔喉比、分选系数与驱油效率之间的关系。

3.2.1 储层物性 研究区孔隙度与驱油效率之间相关性差,相关系数为0.055 6(见图5b),渗透率与驱油效率之间的相关性很好,相关系数为0.842 5(见图5c),当水驱油路径被打开后,形成了渗流通道使得有效孔喉网络渗透性变强,渗流路径不断变多,变宽,最终驱油效率随渗透率的变大而增加明显。对于孔隙度相近的样品,渗透率的大小对渗流路径、最终驱替效率是有直接影响的。个别物性差的样品存在较高的最终驱油效率，是因为微观孔隙结构特征所导致。

3.2.2 喉道半径 了解孔隙结构与驱油效率的关系,有利于更好地研究孔隙结构与储层渗流特征的关系[15]。平均孔喉半径与驱油效率存在较好的相关性(相关系数为0.866 5)。喉道半径小于2 μm时,喉道半径与驱油效率的交汇点递增趋势明显,而喉道半径大于2μm时,其递增趋势逐渐变缓(见图5d),这表明水驱油效率受控于喉道大小,喉道半径的分布形态决定了渗流路径类型、波及范围、驱油效率。

图5 储层试油产油量、物性、喉道半径与驱油效率之间关系Fig.5 The relationship between oil produced of well test,physical property, the throat radius and oil displacement efficiency

3.2.3 孔喉比、分选系数 孔喉半径比与驱油效率之间存在较好的相关性,相关系数为0.786 3(见图6a)。尤其是喉道半径在小于2 μm时,增加了毛管力阻力,引起孔喉匹配性变差，非均质性变强,驱替阻力更大,波及范围变小，驱油效率低。因此，孔喉半径比是表征储层渗流特征的重要评价指标。分选系数与驱油效率的响应关系较好,随分选系数的增大,喉道分布区间变宽,驱油效率显著增加(相关系数为0.709)。分选系数小于1时,分选系数与驱油效率交汇点递增趋势明显,分选系数大于1时,递增趋势逐渐变缓(见图6b)。

3.2.4 黏土矿物 研究区黏土矿物为高岭石、伊利石、伊蒙混层、硅质、绿泥石(见表2)。黏土矿物含量与最终水驱油效率具有较好的负相关性,相关系数为0.734 1(见图6c)。高岭石的充填孔隙形成大量的晶间孔,提高了孔隙空间,但是，研究区高岭石以充填原生孔隙为主,将原有的大孔隙变成蜂窝状的小孔,降低了有效的可动孔隙空间。伊利石充填孔隙、喉道,使孔隙之间的连通程度、孔喉之间匹配性变差,有效渗流通道变少。电镜下观察到，绿泥石以充填于孔隙的赋存方式为主。水驱油时,充填在孔隙中的绿泥石通常堵塞孔隙喉道,使喉道变窄、孔喉非均质性增强,水驱路径更为复杂。由此可见，黏土矿物的产状及含量使储层内部孔隙空间发生变化,增加了储层微观孔隙结构的非均质,孔喉匹配性变差,连通程度变低,减少了可渗流的路径,降低了驱油效率。

图6 微观孔隙结构参数与驱油效率之间的关系Fig.6 The relationship between microscopic pore structure parameters and oil displacement efficiency

4 结 论

1)二连盆地阿尔凹陷腾一下段低渗透储层砂岩类型以长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主，填隙物含量以高岭石、伊利石为主、其次为硅质、铁方解石、菱铁矿、绿泥石、黄铁矿。Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类储层孔隙组合类型分别为溶孔-粒间孔型、粒间孔-溶孔型,晶间孔-溶孔型。

2)依据不同孔隙结构类型所对应的测井响应特征,表征了不同孔隙组合类型的储层水驱效率及水驱特征：溶孔-粒间孔型、粒间孔-溶孔型、晶间孔-溶孔型储层,水驱油效率分别为67.8%，49.7%，35.8%。

3)渗透率、喉道半径、孔喉比、分选系数、黏土矿物含量是影响不同孔隙类型储层水驱效率差异的主控因素。当渗透率小于3×10-3μm2,喉道半径小于2μm时,储层驱油效率受渗透率、喉道半径控制明显,同时决定着试油产量。