高邮凹陷高含水砂岩油藏储层物性变化特征 及影响因素分析

刘金华

（中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏扬州 225012）

我国中东部油田经历多年的注水开发，部分油藏已进入高含水-超高含水开采阶段.砂岩储层经过长期注水后，其物性会发生变化，特别是高孔高渗储层，其渗透性明显变强，对油藏的开发产生明显的影响。针对注水产生的物性变化，前人也开展了相关研究，九十年代初期，胜利油田通过大量密闭取心井的分析化验资料，进行了系统的研究，认为不同沉积相注水后出现不同的物性变化特征。随后学者们对稠油油藏、海上油藏以及砂砾岩油藏等 各种类型油藏的物性变化进行了研究[1-5]。近年来，西南石油大学及胜利油田等单位针对储层物性变化，在高压、低压环境下分别开展岩心冲刷实验，从实验角度分析储层物性的变化特征，取得了大量的成果，但是在物性变化的成因等方面研究相对薄弱[6-9]。因此，本文对储层物性变化的机理进行了研究，为无取心井区的储层物性变化研究提供理论依据。

1 地质概况

高邮凹陷位于苏北盆地南部东台坳陷中部，南为通扬隆起，北接柘垛低凸起，东南以吴堡低凸起与溱潼凹陷相连，西接菱塘桥低凸起与金湖凹陷相隔，东西长约100 km，南北宽约25～30 km，面积达2 670 km2，呈北东向长条形分布，新生界地层沉积厚达7 000 m，是苏北盆地沉降最深的一个凹陷[10-12]，构造单元可划分为南断阶、深凹带和北斜坡三个部分。本文研究区块主要为高邮凹陷的真武油田、陈堡油田和码头庄油田。

2 物性特征分析

通过对前人对高含水油藏物性变化研究的调研，首先考虑采用后期取心井与前期取心井物性对比方法进行物性变化的研究。2013—2015 年连续实施了三口密闭取心井，分别位于真武油田三垛组一段（E2s1）高孔高渗油藏[13]、陈堡油田泰州组一段（K2t）及赤山组（K2c）中高孔-中渗油藏和码头庄油田阜宁组（E1f）中低孔-中低渗油藏，三种油藏均已进入高含水开发阶段。

从研究区三口取心井物性分析（表1），可以看出，真检4 井储层物性最好，E2s16砂层组最好；陈堡油田陈检1 井次之，庄2 检1 井最差。由于三口密闭取心井中低渗到高渗储层均有发育，且具有明显的差异，因此，将密闭取心井与同油藏前期取心井物性数据进行对比研究。

表1 研究区密闭取心井储层物性数据统计

研究区存在不同时间单元的取心井，可以利用地质统计学方法进行分析研究，例如真武油田与真检4 井较近的取心井有真70 井（1986 年）、真检1井（1989 年）、真检3 井（1989 年）等。

通过对不同阶段的取心实验数据统计（表2），可以看出，真武油田三个砂层组的平均孔隙度变小或无变化，但平均渗透率在E2s16和E2s17两个砂层组明显增大，在E2s15砂层组略有变小。分析认为， 不同井相同层段在沉积微相、粒度粗细、初始物性等方面均存在一定的差异，通过进行少量的注水，可能出现不同的变化特征。胜利油田（邓玉珍，1996年）通过大量的实验数据分析[1]，得出中高渗储层注水后渗透率明显增加的结论。本次研究中，数据不足等原因导致物性变化规律性不强，为进一步定量化地分析水淹过程对储层物性变化的影响，开展了水冲刷实验分析。

表2 真武油田取心井储层物性数据统计

3 物性变化水冲刷实验分析

本次研究针对真武油田不同渗透率岩心样品进行水冲刷实验，样品渗透率为158.0×10-3～12 500.0×10-3μm2，共计实验样品22个，实验在2.5 mL/min和6.0 mL/min 两种注入速度下进行。从图1 中可以看出，随着注水倍数的增加，渗透率增加和减小的样品均存在。分析认为，渗透率较大的样品随着注水倍数的增加，渗透率逐渐增大（图1a、1b、1c、1d）；渗透率较小的样品随着注入倍数的增加，渗透率逐渐减小（图1g、1h）。并且在相似渗透率的两个样品中，在不同注入速度下，出现了在低速注入下的样品最终渗透率变化更大的特性（图1a、1b）。前人在高含水期储层物性的变化规律研究中也发现了该特征，并且认为出现该特征的主要因素有三种：岩石骨架场的变化、喉道半径的变化以及黏土矿物的变化。

中高孔中高渗储层由于注入水的增加，其岩石骨架呈游离状，孔隙增大，喉道畅通，点、线接触关系变少，并且颗粒间或者颗粒表面附着的黏土矿物被冲刷，黏土矿物碎屑随着注入水的流动被带出储层，因而渗透率增加。低孔低渗储层孔隙相对较小，其胶结程度较高，岩石骨架发生的变化较小，其变化是岩石中较小的颗粒发生位移，孔隙度可能有增加，但喉道半径却相应减小，并且低孔低渗储层中黏土矿物含量较高，水驱过程中黏土矿物易发生膨胀、冲蚀，因而极易堵塞储层中的喉道，导致渗透率变低。

通过大量实验发现，样品初始渗透率高于380×10-3μm2时，随着注水的增加渗透率增加，当初始渗透小于380×10-3μm2时，随着注水的增加渗透率减小。经文献调研，河南油田砂砾岩储层渗透率增加与减小的界限为500×10-3μm2。本次研究储层为河流相沉积，而河南油田储层为砂砾岩，通过岩性对比认为，渗透率变化界限值受储层的成分成熟度和泥质含量影响明显[2]，即储层成熟度越高，其界限渗透率越小；储层的泥质含量越高，其界限渗透率越大。

4 储层物性变化影响因素分析

密闭取心井物性分析和水冲刷实验分析可以看出，高含水油藏储层经过长期的冲刷，物性发生了明显的变化。通过铸体薄片及扫描电镜等实验的大量数据分析认为，黏土矿物含量、孔喉特征和岩石润湿性对储层物性变化影响较大。

4.1 黏土矿物含量

研究区伊蒙混层、伊利石、高岭石、绿泥石四类黏土矿物均有发育，高岭石在四种黏土矿物中最为常见，其蠕虫状的分布是水驱中最易被冲刷的部分，其含量变化对流场的变化具有重要意义。老井真检1 井、真67 井与新钻井真检4 井的黏土矿物含量对比（表3、图2），显示经过长期注水，三个砂层组的平均黏土总量均明显减少，其中高岭石含量明显降低，在电镜照片中可以明显看到冲蚀留下的断面及碎片。因此，认为黏土矿物中高岭石对流场影响最大，伊利石、绿宝石等含量较少，并且其附着于颗粒表面，注水对其影响较小。初步分析认为，高渗储层中经过长期冲刷黏土矿物含量降低是物性变好的主要因素之一。

4.2 孔喉特征

储层的孔喉类型与喉道半径特征是影响流体在储层中渗流能力影响因素之一。通过对新老取心井的铸体薄片孔隙结构参数统计分析（表4），可以看出，新老井的孔隙结构参数变化较小，部分参数虽出现明显的变化，但变化杂乱，无明显的趋势性。例如面孔率在E2s15砂层组中明显变大，但是在E2s16砂层组中却明显变小，两个砂层组均为中高渗储层，认为该类孔隙结构参数变化是样品自身孔隙结构的差异导致，并非为储层经过注水后形成的变化。另外，存在部分孔隙结构参数整体变大或者变小，如配位数整体变大，平均形状因子整体变小，变化量均较小，故对储层物性变化形成的影响较小。结果表明，研究区长期注水对储层孔隙结构形成的影响较小。

4.3 岩石润湿性

储层岩石润湿性是影响储层渗流能力和相渗特征的重要因素之一。通过对真武油田新老取心井的岩石润湿性对比分析（表5），可以看出，岩石润湿性整体向亲水方向变化趋势，但变化程度不大，从相渗曲线上也可以看出共渗点也略有向右移动的特点。结果表明，岩石润湿性对储层物性的变化影响程度不大。

表3 真武油田取心井储层物性数据统计

图1 水冲刷实验渗透率变化图版

图2 研究区黏土矿物扫描电镜照片

表4 真武油田铸体薄片孔隙结构参数统计

5 结论

（1）通过对高含水油藏新老取心井物性对比分析，未得到前人通过统计方法研究认为的中高渗储层注水后渗透率明显增加的规律，实验结果显示，不同层段出现不同的变化特征。

（2）物性水冲刷实验分析得到，渗透率较大的的样品随着注水倍数的增加，渗透率逐渐增大；渗透率较小的样品随着注入倍数的增加，渗透率逐渐减小，并且不同注入速度会影响物性的最后变化程度。

（3）黏土矿物含量、孔喉特征和岩石润湿性三者对高含水油藏储层物性变化有影响，其中黏土矿物含量对物性变化影响最大，孔喉特征和岩石润湿性影响较小。

表5 真武油田储层润湿性数据统计