高渗透孔道的形成环境与条件分析

于舒杰，刘云鑫

(东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318)

在油田开发高含水期，储层的差异性表现在孔隙度、渗透率、原油粘度等方面。在长期水驱的过程中，注入水先突破一些连通性好，渗透性强的孔隙，然后使这些孔隙被注入水冲刷扩大形成通道，从而逐渐形成高渗透孔道[1]。高渗透孔道的形成使生产井见水早，注入水沿高孔渗通道做低效循环，水驱波及体积小，在实际油田生产中表现在采出水分含量增加和采收率降低等方面[2-3]。

研究区位于辽河油田的中西部坳陷，目的层为形成于古近纪沙河街组兴隆台储层，井深在2 100～2 500 m，平均厚度约为215.35 m。根据岩心、测井资料和前人的研究资料[4-6]表明，研究区目的层兴隆台组形成于扇三角洲沉积环境，主要沉积亚相为三角洲前缘亚相和前三角洲亚相，储层沉积微相主要由分流河道和河口坝相组成。本文通过对取心井及生产井的动静态资料的研究及薄片、电子显微镜观察，分析了该地区高渗透孔道成因和形成条件，确定了高渗透孔道的形成机理和影响因素，为油田生产开发提供可靠依据。

1 高渗透孔道的形成环境

研究区兴隆台组储层岩石组成主要为岩屑长石砂岩，石英含量约占12%～45%，平均含量为29.8%，长石约占30%～49%，平均含量为40.6%；碎屑占11%～55%。平均含量为29.6%；该地区岩石颗粒具有圆度差的特点，通常为次棱角，粒度为粗晶，粒径中值一般为0.11～2.95 mm，平均为0.92 mm，分选系数平均为2.05，填隙物质主要由泥和少量的碳酸盐组成。上述岩性特征表明，研究区储层的结构成熟度和成分成熟度均较低，反映了近源沉积的特征。

2 高渗透孔道形成机理

通过大量的薄片和电子显微镜分析，储层中岩石颗粒的接触类型大多是点接触和线接触，孔隙中存在泥质或碳酸盐质填隙物质，并且在碳酸盐胶结物中常见石膏、方解石等成分；粘土矿物主要成分是高岭石和伊利石；孔隙类型主要为原生孔隙。根据以前的研究，辽河油田西部凹陷的平均地温梯度为3.5℃/100 m，因此研究区目的层的古地温计算约为70～90℃，上述数据表明，研究区兴隆台组储层的成岩时间主要处于早成岩B期，在这一阶段，储层具有强压实和中等胶结的特点。

薄片和电子显微镜定性分析表明，胶结类型主要是基底胶结和孔隙胶结，基底胶结特别是在多数强水驱核心地区更为常见。从强水驱核心地区前后的电子显微镜照片(深度2 175.05 m)比较可以看出，在强水驱的地区孔隙中的胶结物被注入的水带走，这导致孔隙中的填隙物质相对变少，并且减少了对注入的水的阻碍作用(见图1)，这一过程为高渗透孔道形成的典型微观特征。

图1 水驱前后不同胶结程度照片

研究区兴隆台组储层原油粘度约为50～70 mPa·s，属于重质油。当原油的粘度很大时，使油与水之间的粘度差较大，流体中更容易携带从孔隙中冲刷下来的砂体颗粒。当流速高于出砂的门限流速时，在相同的流速下，流体的粘度越大，流体就能携带越多的砂质。随着注水量成倍数增加，特别在高、低渗透层同时存在时，这种油水粘度差异更加明显，层内更容易形成高渗透孔道，同时，流体粘度越高，携砂能力越强，对砂岩储层的阻力越大，砂产量就越高。此外，随着油气勘探开发时间的增长，原油粘度增大，油水粘度差异增大，高渗透孔道更易形成[6-13]。

3 不同因素对高渗透孔道形成的影响

3.1 储层物性的影响

通过对取心井资料分析统计，在现有井网系统和注入压力的条件下，高渗透孔道的形成与储层物性有关，特别是与渗透率密切相关。通常，储层物性越好，储层孔喉越发育，流动阻力越小，当注水流量越大时，储层空间变形越强烈。

研究区储层具有中高孔隙度和渗透率的特性。通过3个不同水驱开发时期的取心井岩心物理性质进行比较(见图2)，发现孔隙度小于15%的样品较少，并且其比例在水驱之前和之后基本上不变；孔隙度范围15%～20%的样品数量先增加后减少，孔隙度范围为20%～25%的样品数量先减少后增加，孔隙度范围25%～30%先降低且在之后基本不变，孔隙度大于30%的样品数基本上不变。这些反映了注入水重建油藏孔隙的规律：注入水首先注入到储层的大孔隙中，将细小的岩石颗粒从大孔隙中冲刷出同时这些细颗粒堵塞小孔隙，这导致孔隙度在15%～20%之间的孔隙增加，孔隙度高于20%的孔隙减少；经长期注水，细颗粒从孔隙中带走，使储层孔隙度得到改善，此时样品孔隙度在15%～20%范围内的数量下降，样品孔隙度在20%～30%范围内的数量明显增加，孔隙率超过30%的样品数基本不变。这表明注入水对于孔隙度在15%～30%范围内的储层起作用，并且注入水会使储层孔隙度产生较大改变。在渗透率方面，渗透率小于10×10-3μm2的样品数在水驱前后基本不变; 渗透率范围为10×10-3～100×10-3μm2的样品数先增加后减少；渗透率范围为100×10-3～1 000×10-3μm2的样品数先减少后增加; 渗透率大于10 000×10-3μm2的样品数基本不变。 注入水影响渗透率范围为100×10-3～10 000×10-3μm2，注入的水先从大孔道中带走一些细颗粒，这些颗粒堵塞在小孔道中，因此渗透率范围为10×10-3～100×10-3μm2的样品增加，然后随着越来越多的小孔道中的细小颗粒被带走，渗透率范围为100×10-3～10 000×10-3μm2的孔隙增加。

图2 不同时期取芯井孔隙度和渗透率分布

3.2 储层非均质性的影响

由于储层的非均质性，注入水优先在高渗透的孔隙中流动，这导致高渗透层中的水驱程度远高于低渗透层，并且这种差异随着注入水体积增加而成倍增加。因此，注入水沿着低阻碍的通道逐渐形成高渗透通道，随着多次注入水体积的增加，储层水饱和度也不断增加，且在高渗透率层中的增加速度快于低渗透率层中的增加速度[14-16]。当水饱和度增加时，油水混合物的平均粘度降低，并且水相渗透率大大增加，使得高渗透层的流动阻力降低速率远大于低渗透层，因此高渗透层中的流动阻力相比于低渗透层产生较大差异，使得高渗透层的吸水量增加，而对应的低渗透层的吸水量降低。当注入量达到一定值时，高渗透层形成“定型”流动，注入沿着高渗透通道流动，就形成了高渗透孔道。

非均质系数是指最大渗透率和平均渗透率的比率，其可以指示渗透差异的程度，非均质系数越大，非均质性层越发育；但如果非均质系数接近1，则储层非均质性的特征更好。根据研究区储层资料显示，含水量大于30%，储层具有良好的吸水性；当含水量在30%～20%之间时，储层具有较好的吸水性；当含水量在20%～10%之间时，储层吸水性一般；当含水量在10%～0之间时，储层吸水性差；当水百分比为0时，储层是非吸水性的。通过分析上述样品的非均质系数(见图3)，非均质系数小于1的储层在无水样品和吸水性差的样品中比例较高；非均质系数大于2的样品，在较好和好的吸水性的样品中更常见；在不同吸水性样品中均发现非均质系数在1～2之间的样品，这表明大孔隙的形成也受到其他因素的影响。

图3 储层非均质系数与吸水性关系分布

3.3 储层厚度的影响

根据砂岩储层厚分布的统计可以发现，厚砂层的比例越高吸水性越好(图4)。在具有较好和良好吸水性的储层中，厚度大于3 m的砂层比例为37%；在吸水性一般的储层中，厚度大于3 m的砂层比例为15%；在非吸收性的储层中，厚度大于3 m的砂层比例仅为10%，厚度小于1 m的砂层比例最高。因此，储层的厚度也是影响高渗透孔道形成的因素。由于砂层厚度越大，受重力影响的注水量越大。特别是具有正韵律的河流砂体，水流在沿着正韵律储层底部的流动时，一方面对储层底部强烈侵蚀改造，产生更多砂体，容易形成高渗透通道；同时高渗透孔道的形成加剧了储层垂直非均质性的发育，使得吸水量进一步增加。通过分析单孔内大孔道位置和相邻层的厚度可以发现，大约75%的高渗透孔道厚度比相邻层厚。这是因为砂体储层的厚度和渗透率之间存在良好的相关性，即厚度越大渗透率越高，这是形成高渗透孔道的原因之一。

图4 储层厚度与吸水性关系分布

3.4 孔隙结构特征的影响

注入水的作用不仅破坏岩石原始骨架，而且改变了储层孔隙结构，使得孔径扩大，从而形成高渗透孔道。在高含水阶段孔径增大的原因主要有以下两个方面：首先，孔隙中的原有一些胶结物被水驱冲洗掉，可以随采出油的同时被采出，因此使得孔隙通道变更加通畅；其次，原岩骨架由于受到水驱的影响，原始较弱的岩石颗粒接触可以进一步扩大，使孔隙的连通性更好。不同水驱程度孔隙结构对比见图5。

图5 不同水驱程度孔隙结构对比

从图5可以看出：当水洗较弱时较多伊利石、高岭石和其他粘土矿物附着在岩石颗粒表面，当水驱程度强烈时，孔壁变得光滑，特别是细小的粘土矿物的含量变少，一些粘土矿物仍然以凌乱堆积的形态保存在小喉咙的位置。可见在水驱的过程中，孔隙结构改变的根本原因是一些小的颗粒可以被水带到其他地方如其他微小孔吼等位置，并在该处富集堆积，使得原来被堵塞的孔隙变宽变通畅。

4 结 论

1)研究区兴隆台组储层原岩堆积程度较为松散、颗粒间胶结程度弱、原油为粘度高的重质油及长期高强度的水驱开发是形成高渗透孔道的主要原因。

2)研究区储层非均质性明显，在水驱过程中高渗透层会形成“定型”流动导致注入水沿着高渗透通道流动，即储层非均质性是形成高渗透孔道的关键条件。

3)当储层条件满足渗透率在100～10 000 mD之间，孔隙度介于25%～30%之间，储层非均质系数大于2，厚度大于3 m，在水驱开发过程中更容易形成高渗透孔道。