注水倍数对储层微观孔隙结构影响实验研究

敬 豪，张广东，孙大龙，李斌会，王凤兰

(1.西南石油大学 石油与天然气工程学院，成都 610500；2.大庆油田 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163000)

目前，许多注水开发油田都对长期注水后储层岩石微观孔隙结构变化做了部分研究，但取得的结论不一，无法对某一特定注水开发砂岩油田的开发提供技术参考[1-10]。岩石微观孔隙结构表征目前用的比较多的是毛管压力曲线法、压汞法和恒速压汞法[11]。近年来，核磁共振法也被广泛应用，该方法的优点是不破坏岩石的孔隙结构，实验岩心可以反复使用，但核磁共振T2谱与岩石孔径转换系数很难确定。关于核磁共振T2谱与岩石孔径相关性的研究，PRAMMER等[12]发现NMR测井在海相沉积地层中可以提供详细的地层孔隙度信息；VOLOKITIN等[13]提出T2谱和毛管压力之间的转换系数，并提出转换公式，但是VOLOKITIN提出的公式均涉及了岩心特性的相关参数，在实际操作中测量这些参数较为困难。阙洪培等[14]用迭代方法得到离心岩样NMR含水饱和度和压汞饱和度之差与换算系数的关系；刘堂宴等[15]通过引入相关系数R找到T2谱与毛管力Pc之间的数值与序号的对应关系。岩心在长期水驱过程中除了孔径会发生变化外，岩心的矿物成分也会发生一定的改变。李红南等[16]通过实验得到不同注入孔隙体积倍数下岩心孔隙半径均值的变化情况。李海波等[17]利用T2谱和已知的压汞数据来确定T2-r之间的换算系数C，从而定量获得岩石的孔径分布，但是这种确定方法导致任何岩性、任何物性的岩心C值均相同，使得换算的孔径值失真。徐云林等[18]通过实验得到不同注水倍数会导致储层岩心内部孔喉结构发生变化，组成的黏土矿物发生运移，微观物性变差。文鑫等[19]发现不同类型储层在不同注水倍数后物性变化的主要原因是黏土矿物成分发生变化；刘明涛等[20]发现水洗后岩心溶蚀孔隙更发育，出现了特大孔隙和裂缝性孔隙，并见到了基质内孔，注水后泥质含量减少，孔隙度和渗透率普遍增大。通过国内外文献调研发现目前关于注水倍数对储层微观孔隙结构的变化规律认识并不统一，每个油田区块需要根据当地储层的实际情况进行分析。在水驱微观孔隙结构参数研究过程中，压汞法岩心不能重复利用，且实验样品位置不同，易带来误差。虽然核磁法不破坏岩心，但核磁法不能准确确定孔径转换系数C值，每一种方法都有其固有的弊端。

本文利用核磁共振和压汞法相结合的方法进行研究，建立了一种利用核磁共振和压汞法结合确定转换系数C值的方法，分析了大庆油田某区块在不同注水倍数下储层岩心微观孔隙结构和矿物含量的变化规律，可为该类型油藏的注水开发提供理论指导。

1 注水对岩心微观结构及物性的影响

利用大庆油田某区6块不同渗透率的真实岩心，进行水驱实验并测定不同水驱倍数下的孔隙结构参数变化。实验前先利用核磁共振测定岩心的物性和孔径分布特征，然后利用地层水采用恒定流速(低于临界流速)驱替到200 PV和500 PV(PV为注水倍数)，分别利用核磁共振仪测定驱替200 PV和500 PV后的岩心物性及孔径分布，对比实验结果分析不同注水倍数对岩心孔隙结构分布特征及物性的影响。

1.1 岩石物性随注水倍数变化规律

为了研究不同注水倍数下不同物性岩心孔隙度和渗透率变化特征，测试了岩样原始以及水驱200 PV和500 PV的孔隙度和渗透率，分析其不同水驱倍数下渗透率、孔隙度的变化规律。实验结果见表1和图1。

从孔隙度、渗透率变化(图1)可以看出，随着注水倍数的不断增加，不同物性岩心的孔隙度和渗透率均出现了不同程度的增大。岩心原始孔隙度和渗透率越大，其孔隙度和渗透率增加的幅度越大。水驱200 PV后孔隙度增加幅度在0.22%～1.05%之间，平均增加了0.53%；水驱500 PV后，孔隙度增加幅度在1.11%～3.13%之间，平均增加了1.78%，渗透率平均增加7.75%。整体来讲，岩心的孔渗性能变好，储集空间和渗流空间增大。

表1 大庆油田某区块岩心原始孔隙度和渗透率以及随注水倍数的变化Table 1 Changes of core porosity and permeability with water injection multiples in a block of Daqing Oilfield

图1 大庆油田某区块岩心孔隙度和渗透率随注水倍数变化Fig.1 Changes of core porosity and permeability with water injection multiples in a block of Daqing Oilfield

1.2 岩心孔径随注水倍数变化规律研究

为了研究不同物性储层岩心微观孔隙随注水倍数的变化特征，将核磁共振技术与压汞技术相结合，利用高压压汞法确定的孔径来标定核磁共振的孔径，这样可以充分克服压汞法不能重复利用而造成的样品位置带来的误差，也可以克服核磁法不能准确确定转换系数C值的弊端。

传统的核磁共振确定孔径方法中认为转换系数C为一个固定值，与物性本身无关，导致任何岩性、任何物性的岩心C值均相同，使计算得到的孔径失真。实际上，C值应该是一个与岩心物性有关的变量，不同物性岩心的C值应该不同。为此，在分析研究区前期实验结果的基础上，构建了核磁共振确定孔径转换系数C的新方法。

1.2.1 转换系数C值的确定方法

同一岩心核磁共振T2谱图换算孔隙半径(r)的公式：

r=CT2

(1)

平均孔隙半径的计算公式：

(2)

(3)

1.2.2 不同注水倍数下岩石孔径变化

采用上述方法分析了不同物性岩心在不同注水倍数下的孔径变化，实验结果如图3所示。

图2 大庆油田某区块岩心平均孔隙半径与物性变化Fig.2 Average pore radius change with physical propertyin a block of Daqing Oilfield

通过实验对比分析可知：6块实验岩心中除D-6外，随注水倍数增加，岩心的大孔隙所占的比例会出现增大，说明注水倍数的增加会使岩石孔径增加。物性好的岩心D-1和D-5孔隙半径增大的部分主要体现在10～16 μm大孔隙部分(图3a,e)；物性稍好的岩心D-4和D-3孔隙半径增大的部分主要体现在5～10 μm孔隙部分(图3c,d)。岩心D-2(K=241.1×10-3μm2)孔隙半径增大的主要部分为1～5 μm的孔隙(图3b)。但气测渗透率相对较低的岩心D-6(K=131.4×10-3μm2) 随注水倍数增加，大孔隙所占的比例先减小后增大，但整体是减小的(图3f)。这是由于该岩心孔隙度、渗透率较小，物性较差，黏土含量高，注水后岩心中黏土矿物会发生膨胀和运移，同时岩心物性差黏土不易被带出，多因素相互作用导致孔隙先变小再变大，但整体孔径变小。

总体来讲，本次实验渗透率在200×10-3μm2以上的岩心随注水倍数增加，孔径增大，物性越好，水驱后孔隙增大的主要部分对应的半径越大。渗透率小的岩心整体孔径减小。因此，物性相对较好的储层更易形成注水优势通道。

对6组岩心在不同注水倍数前后平均孔隙半径、均值系数、分选系数(图4)进行对比可知，气测渗透率大于200×10-3μm2的岩心(D-1～D-5)的平均孔隙半径随着注水倍数的增大而增大，渗透率越大的岩心增大的幅度越大，5块岩心的平均孔隙半径平均增加了13.2%。水驱会导致部分小孔隙孔径变大，转化为大孔隙。气测渗透率相对较低的泥质砂岩岩心D-6，随注水倍数增加平均孔隙半径先减小再增大，与微观孔径变化十分吻合。同一个岩心注水不同倍数后，岩心分选系数以增大为主；岩心的均值系数整体以减小为主，说明水驱后储层的非均质性增加，易形成水流优势通道。

图3 大庆油田某区块不同物性岩心孔径的孔隙占比随注水倍数的变化Fig.3 Percentage of pores in cores with different physical propertiesvaries with water injection multiples in a block of Daqing Oilfield

图4 大庆某区块实验岩心平均孔隙半径、均值系数和分选系数随注水倍数的变化Fig.4 Average pore radius, mean value coefficient and sorting coefficient changes of experimental coreswith water injection multiples in a block of Daqing Oilfield

表2 大庆油田某区块实验岩心的基础物性参数和矿物含量Table 2 Basic physical parameters and mineral contents of experimental cores in a block of Daqing Oilfield

2 注水对岩心矿物成分的影响

本文同时选取了大庆油田同一区块物性相近的另一批砂岩岩心，进行水驱后矿物含量变化实验。分别对6块砂岩岩心(表2)进行500 PV水驱，对同一块岩心分成2段进行实验前后的全岩和黏土含量测试，对比分析注水前后矿物成分的变化(图5)，揭示水驱矿物变化机理。

实验结果表明：(1)水驱500 PV后，实验岩心矿物中黏土含量整体呈现降低趋势，其中有2块岩心没有发生变化。黏土含量较高的泥质砂岩岩心(X-1和X-6)在500 PV水驱后黏土含量减小幅度较大；黏土含量较低的砂岩岩心黏土含量变化规律不明显。实验岩石物性越好，由于注入水的反复冲刷作用，部分黏土矿物更易被水溶解带出，其含量减小幅度越大；黏土含量低于7%的岩心，由于黏土矿物类型、结构与颗粒大小不一，长期水驱过程中黏土含量变化规律性不强。(2)岩心黏土矿物在注水后高岭石的相对含量降低幅度最大，其次是伊利石，伊蒙混层的相对含量增加较多，岩心的整体孔渗性能变好。这是因为长期水驱会导致高岭石结晶格架破坏，容易被水冲刷迁移而导致含量降低。伊利石在多倍注水过程中易形成降解伊利石，因此将出现小幅度降低。伊蒙间层则向着间层比不断升高的方向变化，使其膨胀性增强，增大幅度达到20.40%。

图5 大庆油田某区块实验岩心水驱前后黏土矿物含量对比Fig.5 Clay content comparison of experimental coresbefore and after water flooding in a block of Daqing Oilfield

黏土矿物变化和微粒运移是导致实验岩石物性和孔径变化的主要原因。

3 结论

(1)建立了随岩石物性变化而变化的核磁共振转换系数C值的确定办法，克服传统C值为定值的缺陷。

(2)随注水倍数的增加，不同物性砂岩岩心的孔隙度和渗透率均出现了不同程度的增大。岩心原始孔隙度和渗透率越大，水驱后孔隙度和渗透率增加的幅度越大。6块实验岩心孔隙度平均增加了1.78%，渗透率平均增加了7.75%。

(3)随注水倍数增加，渗透率大于200×10-3μm2的岩心孔径不断增加，物性较好的岩心孔径增加的幅度越大；渗透率小于200×10-3μm2的泥质砂岩孔径先增大再减小，整体呈现减小趋势。

(4)长期水驱后，实验岩心黏土含量降低。高岭石的相对含量降低幅度最大，其次是伊利石。黏土矿物变化和微粒运移是导致岩石物性和孔径变化的主要原因。