高含水油藏储层黏土矿物含量变化特征及其对开发的影响

2021-09-21廖顺舟

复杂油气藏 2021年2期

廖顺舟

（中国石化华东油气分公司研究院实验中心，江苏扬州 225007）

我国大多数中东部油田经历了数十年的开发历程，目前已进入高含水—超高含水开采阶段，油藏在数十年的注水过程中，储层中的黏土矿物结构容易受到破坏，部分黏土矿物颗粒随油气开采流出储层，也有部分黏土矿物在储层孔隙中的喉道滞留，阻塞流体的流动通道，导致储层物性变差，注采效率变低［1］。并且黏土矿物对水体深度等沉积环境以及沉积后成岩等作用具有很强的敏感性，因而在古环境和成岩作用中应用广泛［2-4］，所以在取心井的分析化验资料中相关资料充足，为黏土矿物在注水开发过程中的变化研究提供了可行性。本次研究的目标区高邮凹陷老油田多，部分老油田已有四十年的开采历史，大多已进入高含水阶段。经过数十年的开发，油藏储层经过长期注水有了较大变化，其中黏土矿物的变化对储层物性变化具有决定性作用，因此需要开展高邮凹陷高含水油藏储层黏土矿物含量变化的特征研究，为老油田后期的剩余油挖潜提供依据。

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，东南靠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，面积为2 670 km2，呈北东向长条形状分布，新生界地层沉积厚7 000 m，是苏北盆地沉降最深的一个凹陷［5-7］，其构造单元可划分为南断阶、深凹带和北斜坡三个部分。本次研究区主要为ZW油田、CB油田和MTZ油田。

1 研究区黏土矿物含量特征

针对研究区近年来的3口密闭取心井进行研究，3口井分别位于ZW油田垛一段油藏、CB油田泰州组油藏和MTZ油田阜宁组油藏内，3个油藏均已进入高含水开发阶段，ZW油田垛一段油藏属于高孔高渗储层油藏，CB油田泰州组油藏属于中高孔—中渗油藏，而MTZ油田阜宁组油藏属于中低孔—中低渗油藏，通过对上述3个油藏的解剖，对高含水油藏黏土矿物的变化特征进行分析。

3口密闭取心井包括三角洲、曲流河、辫状河以及滨浅湖等沉积相类型（见表1），黏土矿物含量差距较大，3.0%～7.1%内均有分布，整体来看，ZW地区河流相和三角洲相的储层黏土矿物含量较低，为3.2%左右；CB地区黏土矿物含量中等，为5.5%左右；Z2地区含量最高，大多在6.0%以上。

表1 高邮凹陷密闭取心井储层黏土矿物含量统计

分析认为，形成不同地区黏土矿物含量不同的主要原因还是沉积过程中物源不同、物源距离不同以及形成的岩性不同形成的差别。例如从3个地区的岩性分析（见图1），ZJ4井的岩性成分中石英含量最高，在砂岩成分三角分类图中样品点的最上部，CJ1与ZJ4井的岩性相似，成分成熟度略低于ZJ4井，Z2J1井的成分成熟度最低，位于三角分类图中样品点的最下部。

图1 研究区砂岩储层成分三角分类

从黏土矿物的相对含量分析（见表1），ZJ4井中伊蒙混层含量普遍较高，高岭石含量变化较大，绿泥石含量较少；Z2J1井中伊蒙混层含量普遍较低，伊利石和绿泥石含量较高；CJ1井高岭石含量非常高。伊蒙混层中的蒙脱石含量也有较大差异，ZJ4井蒙脱石含量最高。造成黏土矿物成分不同的原因除上述提到的沉积环境外，成岩作用的影响也不能忽视，例如伊蒙混层中的蒙脱石含量受成岩作用影响明显，随着埋深增大，成岩作用加强，泥岩中蒙脱石含量降低，转化为间层矿物，伊/蒙间层矿物中蒙脱石层含量降低，并由无序转变为有序，最终向伊利石转化［8-10］。

2 黏土矿物含量变化规律分析

由于沉积环境及埋深等差异导致各地区黏土矿物含量和矿物成分差距较大，因此本次研究通过各地区油藏开发初期与新近钻井取心实验数据对比，进行黏土矿物含量变化规律研究。ZW地区早期取心的平均黏土含量为7.1%，而ZJ4井的平均黏土含量为3.2%，认为ZW地区经过近三十年的注水后，黏土矿物含量降低了55%。CB地区早期取心的平均黏土含量为6.8%，CJ1井的平均黏土含量为5.5%，CB地区经过近二十年的注水后，黏土矿物含量降低了20.3%。Z2块早期取心的平均黏土含量为6.25%，Z2J1井的平均黏土含量为6.5%，Z2块经过二十多年的注水后，黏土矿物含量反而增加了4%，理论上相同储层的黏土矿物随着注水开发不应出现增加的现象，该处黏土矿物增加4%主要是由于不同井之间的储层存在一定的差异，且两次实验也有近二十年差距，实验设备、人员等都有差别，可能形成一定的系统误差，该处黏土矿物误差在±5%内，所以认为Z2块的黏土矿物经过注水开发后无明显变化。

通过三个地区储层差异性对比分析，认为长期注水后黏土矿物变化程度存在较大差异的主要原因为储层物性条件的好坏，ZW地区三垛组油藏属于高孔高渗储层，由于孔隙和喉道均较大，黏土矿物被高压流体冲刷形成的碎片可以自由通过，因而大量黏土矿物随流体被采出地面，黏土矿物大量减少，而中低渗油藏的黏土矿物难以被注水带出。

从ZW和CB两个黏土矿物含量变化较大的油藏分析，ZW地区初期和ZJ4井的数据对比（见图2a）可以看出，黏土矿物中各种组分变化较小，仅高岭石减少10%左右，而CB地区黏土矿物中高岭石不仅没有减少，反而增加了约25%，但伊蒙混层含量降低明显，减少40%左右，伊利石和绿泥石变化较小（见图2b），ZW和CB两个油藏的黏土矿物含量变化存在较大差异。

图2 研究区开发初期与现今黏土矿物含量直方图

通过黏土矿物扫描电镜分析，可以看出高岭石矿物为薄片状叠置形成蠕虫状或不规则状的外部形态（见图3a），此类形态在注水过程中容易被破坏并冲蚀；伊蒙混层一般以蜂巢状或者片状为主（见图3b），且伊蒙混层中蒙脱石水敏性较强，也是较易被冲蚀的矿物组分。ZW地区黏土矿物成分变化较小，但整体降低明显，伊利石和绿泥石略有增加，分析认为该类现象是由于ZW地区目的层为高孔高渗储层，注水时间长，注水倍数大，导致黏土矿物整体被冲蚀，各类成分变化较小。而CB地区伊蒙混层含量降低，高岭石含量增加，注水过程中，由于不同地区黏土矿物成分的差异，各类矿物变化规律也存在差异［11］。

图3 研究区黏土矿物扫描电镜照片

3 黏土矿物变化对注水开发的影响

黏土矿物的变化对注水开发的影响主要是因为黏土矿物的变化对储层物性产生影响，从而间接影响油气的采出和注水效率。本文对岩样进行高倍数水驱油实验，通过测量不同注水倍数下的水平渗透率来分析储层在注水条件下的物性变化。图4展示了A、B、C、D四个样品的实验结果，其中A、B两个样品初始渗透率为10 000×10-3µm2左右，C样品初始渗透率为1 000×10-3µm2左右，D样品初始渗透率为250×10-3µm2左右。通过实验可以看出，当初始渗透率较大时，渗透率随注入倍数（PV）增加而增加，当注入15 PV以后，增加幅度逐渐变小，而D样品出现了随注入倍数增加而减小的现象。

图4 ZW地区水驱对渗透率变化影响实验

通过对全部22个实验样品的实验结果进行分析，认为初始渗透率越高，在相同注水倍数下渗透率增加幅度越大，并且当初始渗透率小于（380～420）×10-3µm2时，渗透率会随注水增加而减小，该现象主要是由于物性较差的储层黏土矿物不能排出储集空间，且把部分喉道堵塞，造成渗透率变小。在上一节黏土矿物扫描电镜分析中也可以看出，不同地区不同黏土矿物类型的含量不同，出现的渗透率变化临界值也有差异。由于渗透率随着注水量变化而变化，所以油藏长期注水导致储层内非均质性增强，在剩余油研究中应考虑其影响。

水冲刷试验中的A、B两个岩心样品初始物性相似（见图4a、4b），但注入速度不同：A为6.0 mL/min，B为2.5 mL/min。从实验结果分析，两个样品的渗透率随注入倍数（PV）增加快速增加，在注入15PV以后，渗透率增加幅度逐渐变小，A、B两个样品的增加程度为60%～70%（见图4），说明高孔高渗储层在长期注水后，由于黏土矿物被冲蚀等原因，导致渗透率增加。但是对比A、B两个样品的结果可以看出，A样品在PV=15以后渗透率增加幅度比B样品小，且最终渗透率也小于B样品，其他级别的渗透率样品测试也得出相似的现象，因此认为注水速度会影响储层的最终渗透率，注水速度越快，最终渗透率越低。注水井周围储层的过水倍数极大，因此在油藏数值模拟过程中其储层的物性变化也较大，需要考虑注采速度等因素的影响。

黏土矿物含量除了对储层物性产生直接影响，其在注水过程中被冲蚀成的碎片在储层内的重新分布也对孔隙结构产生明显影响，从铸体薄片实验分析可以看出，储层经注水冲刷后孔隙结构参数存在变大或变小现象，如配位数整体、形状因子等，虽然孔隙结构参数变化整体较小，但其对储层物性变化形成的影响却不容忽视。孔隙结构变化导致的储层渗透能力变化不仅可从水冲刷实验看到，在注水井吸水剖面和采油井产液剖面中也有明显体现。

在高含水油藏储层黏土矿物变化特征以及物性变化规律等研究基础上，对ZW地区开展了综合调整，通过调剖堵水、油井转注、油水井动态调配、注采耦合等措施，大大降低了ZW地区的综合递减。针对储层物性变化规律，储层非均质性随注水不断增大，更易形成局部剩余油富集，因此在局部实施侧钻井，取得良好的效果。