中高渗油藏水驱开发储层特征变化<br/>——以南堡凹陷H油田为例

中高渗油藏水驱开发储层特征变化
——以南堡凹陷H油田为例

2023-10-20曲丽丽张旭光吴章宇李彦泽

石油地质与工程 2023年5期

冯晗,曲丽丽,张旭光,吴章宇,李彦泽

(1.中国石油冀东油田公司勘探开发部,河北唐山 063000;2. 中国石油冀东油田公司南堡作业区,河北唐山 063200)

对于水驱开发油藏,长期冲刷作用势必造成储层微观空间产生变化,这种变化一直是水驱油藏开发研究的重点,前人对油藏注水开发后储层参数变化规律进行了许多研究。刘子晋认为,油藏水驱后,岩石中胶结物含量下降,孔渗增加[1];邓玉珍认为,注水开发后,储层润湿性向亲水性转化[2];杨永林认为,注水开发使储层细粒沉积物减少,岩石孔渗结构发生变化,物性变好[3];靳文奇等认为,低渗油藏水驱后,储层物性下降[4];刘强等认为,水驱后储层物性变化原因主要是黏土矿物堵塞和流失,而黏土矿物粒径与喉道的匹配程度决定水驱后物性变化趋势[5]。不同沉积特征、油藏类型及开发阶段等因素导致水驱后储层物性、孔隙结构、润湿性及相渗等参数变化规律存在差异。高渗储层水驱后储层特征短期内发生较大变化,其变化规律与中低渗油藏存在差异[6-11]。

南堡凹陷H油田为辫状河砂岩储层,属层状构造油藏,物性好,经过近十年注水开发,目前已进入中高含水期,存在注水开发导致高渗通道,急需开展水驱后储层变化规律及机理研究。本次研究充分利用储层物性资料及岩心试验数据,对辫状河砂岩储层的岩石学特征、孔喉结构特征、润湿性及相渗变化进行系统研究,揭示该地区储层物性随注水开发的变化规律,总结了中高渗储层水驱后储层参数变化机理,为油田进一步提高注水开发效果提供借鉴。

1 储层特征

H油田主力开发层系为馆陶组四段,为辫状河沉积,主要发育心滩、河道、河道侧缘等微相,以中细砂岩、含砾砂岩、砂砾岩为主,岩石类型为长石岩屑砂岩,石英含量为35.5%,长石含量为28.5%,岩屑含量为36.0%,碎屑成分主要由石英、长石和岩屑组成,长石以碱性长石为主。储层整体为高孔中高渗,孔隙类型以原生孔隙为主,少量次生孔隙,碎屑颗粒以次圆状-次棱状为主,分选程度好,颗粒间以点-线接触为主,胶结疏松,杂基和胶结物含量少,胶结物以泥质为主,胶结类型多为孔隙式胶结,孔隙结构以中孔较细喉为主,喉道分布相对均匀。

2 长期水驱后储层物性变化

为提高研究精度,本次选取井网密度较大、储层特征相近、井资料丰富的地区作为试验区。基于试验区不同时期取心井常规物性、压汞、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射等资料,进行数据统计分析对比,得到长期水驱后储层物性、孔隙结构、黏土矿物、润湿性等参数的变化规律。

2.1 储层物性变化

选取6口井383个样品,分析水驱前后储层物性变化情况(表1)。从水驱前后储层物性孔渗直方图对比可知,储层孔隙度、渗透率分布频带较水驱前拓宽,主峰向高值方向偏移,水驱前岩心孔隙度主要为16%～32%,水驱后孔隙度为14%～36%,渗透率高低两端比例增加,中间部分比例降低(图1)。整体来看,储层孔隙度和渗透率呈上升趋势,水驱后孔隙度和渗透率较开发初期均不同程度增大,储层物性变好,但“两极分化”现象严重,储层非均质性增强[12]。

图1 水驱前后岩石物性分布区间变化

表1 取心井水驱前后储层物性参数变化

2.2 储层孔隙结构变化

2.1.1 基于常规压汞资料孔隙结构分析

压汞曲线的形态和参数可以有效判断储层孔喉特征,曲线峰态反映喉道分选程度,退汞效率可分析孔喉非均质性参数变化。

通过对比水驱前后压汞曲线,可以发现,水驱后进汞曲线拐点下移,排驱压力下降,由0.11 MPa减小至0.07 MPa,说明最大孔喉半径增加,孔喉半径均值由水驱前5.27 μm增加至6.85 μm,孔喉整体增大;进汞曲线斜率变大,孔隙结构系数增大,均质系数由0.34降至0.26,反映出喉道分布愈发分散,储层微观非均质性变强(图2)。整体来看,储层长期水驱后最大连通孔喉半径增加,喉道分选程度降低,储层孔隙结构变复杂[13-14]。相对而言,孔喉连通性的增加有助于驱油效率,而孔隙结构变复杂让油水界面产生的毛细管压力成为渗流阻力,不利于水驱波及效率。

2.2.2 基于铸体薄片资料的孔隙结构分析

对比铸体薄片数据发现,水驱前砂岩碎屑颗粒以点-线接触为主,原生孔隙较发育,见少量溶蚀孔隙,偶见铸模孔,以中孔细喉为主;水驱后,砂岩碎屑颗粒以点-线接触为主,颗粒表面变得干净,杂基和胶结物减少,以中高孔中细喉为主。储层岩心平均孔喉直径增大,由127.2 μm上升到173.6 μm,局部出现大孔隙,可达472.0 μm;面孔率明显增大,由12.6%上升到21.5%,孔喉比略微增加,由5.2 μm上升到5.5 μm,平均配位数变化不大,这说明尽管颗粒运移导致孔隙直径增大,但孔隙结构未发生较大变化[5]。

整体来看,水驱后孔隙及喉道均变大,储层物性变好,渗流能力增强,但局部形成的大孔喉在水驱过程中易形成优势渗流通道,对水驱效果产生不利影响[14]。

2.3 储层黏土矿物变化

扫描电镜和X-衍射资料显示,本区黏土矿物类型主要为高岭石、伊蒙混层、伊利石及少量绿泥石,以高岭石为主,相对含量约58.7%。

高岭石主要分布于骨架颗粒间,遇水不易水化膨胀,受晶体间结构力影响小,与岩石颗粒附着力较小,在流体冲刷作用下,易从岩石颗粒破碎和脱落,形成黏土微粒,当大量聚集时可形成桥堵,亦可随流体从孔隙中流出。伊蒙混层属于亲水型矿物,遇水膨胀,体积分数增大,易堵塞孔喉,降低储层渗透性[15-17]。

对比水驱前后X-衍射资料可知,水驱后储层岩石中黏土矿物总量降低,含量从9.8%降至8.2%(图3)。对比扫描电镜资料可见,初始状态下岩石颗粒表面及孔隙间赋存的黏土矿物在长期水驱冲刷后减少,水驱前高岭石在砂岩孔隙中以集合状产出,晶形较完整,水驱后孔隙中的高岭石以分散状为主(图4),说明经水流冲刷后,孔隙中高岭石含量减少[14-15]。而伊蒙混层相对含量增大,从17.8%增加到26.1%。

图3 水驱前后黏土矿物相对含量变化

2.4 储层润湿性变化

润湿性是指储层岩石中两种不相混溶流体存在时对固体的相对吸引力,反映润湿相与非润湿相在岩石孔道中的分布状态[4]。

储层中黏土矿物含量低,对原油中的极性分子吸附能力弱。根据岩心分析化验资料,水驱前平均润湿指数为0.76,润湿程度为亲水-强亲水,水驱后岩石经过冲刷后亲水性进一步增强,平均润湿指数达0.93,润湿性表现为强亲水特征[13](表2)。岩石润湿性增强,毛管阻力下降,有利于油藏提高水驱效率。

表2 储层水驱前后润湿性变化

2.5 储层相渗变化

对比水驱前后相渗曲线,油相渗透率(Kro)略微上升,水相渗透率(Krw)下降,束缚水饱和度基本无变化,残余油饱和度降低,由38.6%下降至32.1%,主要原因是水驱冲刷对孔喉特征的改变,使得原本赋存的残余油减少,同时细小孔喉增多造成水相渗透率下降,同时等渗点右移,说明了水湿程度增强(图5)。整体表现为,水驱后储层亲水性增强[4],孔隙结构较水驱前变得复杂。

图5 水驱前后油水相渗曲线变化

3 储层参数变化机理

综合储层物性、孔隙结构、黏土矿物含量等参数可知,水驱后储层物性整体变好,平均孔喉半径增大,大孔喉增多,但细小孔喉比例同时也升高。

造成储层变化的主要原因:长期水驱后,储层岩石受注入水冲刷作用影响,黏土矿物存在机械搬运、聚集、水化膨胀及溶解,同时注采不均造成油藏压力变化及不平衡分布,破坏了岩石的胶结强度,从而改变了岩石物性。在破碎、搬运作用下黏土矿物随注入水被搬运出地层,导致储层孔喉增大,而部分搬运或水化作用的黏土矿物颗粒大于储层最小可动孔喉直径而被滞留,导致储层细小孔道被堵塞。从效果来看,一方面大孔道可以变得更加通畅,另一方面小孔道变得更加细小,甚至有可能被堵塞,通常这两种作用同时存在,但因储层岩石结构不同,表现的强度和结果也不一样[13]。

4 油藏渗流特征变化

岩石储层特征变化对渗流特征的影响体现在两方面:一方面长期水驱造成黏土矿物减少,孔喉半径增大,渗透率大幅提高,亲水性增强,毛管阻力下降,水驱效率提高;另一方面受伊蒙混层矿物水化膨胀及机械搬运等因素影响,造成储层内部的细小孔道堵塞,喉道分选程度降低,孔隙结构复杂、储层非均质性增强,渗流阻力增大,水驱效率降低。综合分析认为,对于中高渗储层,在水驱波及主流线区,水驱效率提高,而主流线区以外,受非均质性影响,水驱效率降低。对油藏整体而言,水驱过程造成的储层非均质性加剧,一定程度上影响了水驱波及体积。

从H油田开发过程中历年吸水剖面的变化可以看出(图6),随着注水开发进行,具有较好孔渗层的黏土矿物在注入水反复冲刷下而被带走,使得大孔隙变得更大,高渗层吸水能力越来越强,NgⅣ②3小层成为绝对主力吸水层,而NgⅣ②5小层吸水能力逐渐变弱。即使同一砂体,在长期水驱后,受沉积砂体层内非均质性影响,也发生水驱波及体积变化。从图7中可以看出,受砂体层内非均质性影响,长期水驱后,层内吸水强度发生变化,注入流体沿高渗通道突进,吸水厚度比例下降,优势层吸水强度不断增加[18-19]。