注水前后储层变化特征及动态建模研究

党 旭

(1. 中国石油大学(北京) 石油工程学院,北京 102249; 2. 中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院,山东 东营 257029)

0 引言

对于注水开发的油藏,由于注水冲刷及水质等因素的影响,会使储层性质发生明显的变化,在不同开发阶段的储层空间分布呈现不同的非均质性,严重制约着后期的油藏开发[1-2]。而对于注水开发中后期的油藏,目前国内对储层的表征方法往往忽略了长期注水导致的储层变化,大多仅用初期钻井得到的静态地质参数来表征储层,得到的是笼统的分析结果,与注水后的实际储层特征相差较大[3-4]。该文以岩心分析、录井、测井、分析化验以及生产动态资料为基础,对孔店油田馆陶组注水后储层的变化特征进行分析,选取能表征储层性质变化的参数,分析储层变化规律,建立储层随注水开发时间变化的动态模型,为油藏开发提供地质依据[5-6]。

1 油藏地质概况

图1所示为孔店油田构造位置及馆陶组地质剖面图。孔店油田构造位置位于孔店凸起构造带,西南为沧东凹陷,东北为歧口凹陷,油源丰富,构造位置有利(如图1a所示)。馆陶组为河流相成因的疏松砂岩油藏,主要含油层位为馆Ⅰ、馆Ⅱ和馆Ⅲ等3个油组,包含22个单砂层(如图1b所示)。孔店油田自1973年投入开发以来,经历了3个开发阶段:开发早期(1973—1979年)为天然能量开采阶段,开发中期(1980—1989年)为低含水及中高含水阶段,开发后期(1990—今)为高含水阶段。

图1 孔店油田构造位置及馆陶组地质剖面图Fig.1 Tectonic position of Kongdian Oilfield and geological section of Guantao Formation

2 注水前后储层变化特征

油井在经历了天然能量开采阶段之后,地下能量衰竭,需要长期注水以维持地下能量平衡,进而使油藏得到进一步开发。然而长期注水会使储层的性质发生变化,一般而言,储层变化机理主要从注水冲刷、温度、压力及水质4个方面来考虑[7-8]。孔店油田馆陶组储层埋藏浅,温度及地层压力低,注水后储层变化主要取决于注水冲刷及水质的影响,具体体现在岩石成分、黏土矿物类型、储层物性和原油黏度变化4个方面。

2.1 岩石成分变化

对于埋藏浅的疏松砂岩,长期注水会冲刷掉岩石骨架中部分粒径较小的不稳定矿物,使得岩石的组成成分发生变化。通过收集孔店油田馆陶组开发早期与开发中期的取心井资料,进行岩矿薄片分析得知,开发中期由于受到长期注水影响,岩石成分相比开发早期变化明显:石英和长石等稳定矿物占比相对增大,燧石、岩块和泥质等不稳定矿物占比均有一定幅度的减小。除此之外,平均粒径中值由0.171 mm增大为0.187 mm,粒径区间也整体变大;平均分选系数由1.82减小为1.43,碎屑结构的分选性变好(见表1)。

表1 孔店油田馆陶组取心井岩心岩矿薄片分析结果Table 1 Thin section analysis results of core rock ore of Guantao Formation in Kongdian Oilfield

2.2 黏土矿物类型变化

注水会冲刷掉储层中一部分粒径较小的黏土矿物,进而改变不同类型黏土矿物的占比。选取同一区块泥质含量相近的K61井和K1042井这2口取心井的岩心,用扫描电镜的方法对黏土矿物含量进行分析,可以发现,受到长期注水的影响,不同类型黏土矿物的含量发生了明显变化(结果见表2)。主要以薄膜状态赋存于岩石骨架上的伊蒙混层相对含量增大了7%,受注水冲刷的影响比较小;而以粒状充填或薄膜态等多种形式赋存的伊利石、高岭石和绿泥石相对含量分别下降了3.0%,3.3%和1.7%,受注水冲刷的影响比较大[9-10]。

表2 K61井和K1042井岩心黏土含量扫描电镜分析结果Table 2 Results of scanning electron microscopic analysis of clay content in cores of well K61 and well K1042

2.3 储层物性变化

疏松砂岩储层原始孔隙度较大,注水会冲刷掉储层中的部分粒径较小的填隙物与胶结物,经过大孔隙一直沿注水主流线向后推移,使得储层孔隙进一步变大,储层物性整体变好;然而,达到局部孔隙较小的部位,被冲刷的填隙物与胶结物会形成堵塞,造成局部储层物性变差[11-12]。通过对开发早期和开发中期的取心井的岩心进行渗透率、孔隙度、分选系数及粒度中值测试,将渗透率分别与孔隙度、分选系数和粒度中值做两两交会图(如图2所示),可以看出,长期注水使得孔店油田馆陶组储层物性整体变好,开发中期的孔隙度、渗透率和粒径中值均变大,分选系数变小,其中孔隙度、粒径中值和分选系数变化幅度小,渗透率的变化幅度大。

2.4 原油黏度变化

孔店油田注水采用油田回注的污水,其中含有少量悬浮物及阴阳离子。注入水与地下原油接触会发生乳化作用,一方面会使部分原油中的轻质组分及气体混入水中,另一方面原油与水中的游离氧等发生化学反应,均会造成原油本身的黏度增大[13-14]。通过对K1017井和K1064井在不同年份采出原油的黏度变化进行监测,得知注水时间越长,原油黏度越大(如图3所示)。

图3 K1017井和K1064井原油黏度随时间变化直方图Fig.3 Histograms of oil viscosity change over time in well K1017 and well K1064

3 动态建模研究

注水影响着储层各项参数的变化,其中渗透率的变化幅度最大。选取渗透率作为储层变化的代表性参数,建立不同开发阶段的渗透率动态模型,研究其随注水开发时间的变化规律。

3.1 渗透率动态模型建立

3.1.1 建模数据获取

在目前油田开发过程中,获取储层渗透率参数主要依靠岩心分析化验、测井解释及生产动态资料3种方式。由于钻井取心数量有限,且不同开发时期取心位置不同,因此岩心资料虽然精度高,但反映的储层规模有限;生产动态资料虽然可以间接反映整个开发单元的储层参数,但是垂向上难以细化到单个层位,精细程度不高;测井解释数据量大,对单个层位储层的属性反映较好。该研究选取测井解释得到的渗透率数据作为建模基础数据[15-16]。

3.1.2 建模阶段划分

针对孔店油田实际注水开发情况,分别建立开发早期、开发中期和开发后期3个阶段的渗透率三维地质模型。将孔店油田单井按测井时间所对应的开发阶段分为3个批次:开发早期为67口井,开发中期为44口井,开发后期为52口井(如图4所示),对不同开发阶段的测井解释参数进行分析,得到各个阶段的渗透率数据体。

图4 孔店油田馆陶组开发早期、中期和后期新钻井分布图Fig.4 Distribution of new wells in early, middle and late development stages of Guantao Formation in Kongdian Oilfield

3.1.3 动态模型建立

在petrel软件中依据地质统计学原理,在地质条件约束的基础上,采用序贯高斯的随机模拟算法,预测井间储层参数的变化,建立直观可视化的渗透率模型,是目前地质研究与储层表征常用的手段[17-18]。首先以全区井点资料建立单砂层的砂体模型,在此基础上依据不同开发阶段的渗透率数据体,进一步建立不同开发阶段的储层渗透率模型(如图5所示),提取不同开发阶段的渗透率分布(如图6所示)。

图5 孔店油田馆陶组NgI3小层开发早期、中期和后期渗透率平面模型Fig.5 Permeability plane model in the early, middle and late stages of development of NgI3 small layer of Guantao Formation in Kongdian Oilfield

图6 孔店油田馆陶组NgⅠ3小层开发早期、中期和后期渗透率分布直方图Fig.6 Permeability distribution histograms in the early, middle and late development stages of NgI3 small layer of Guantao Formation in Kongdian Oilfield

3.2 渗透率变化分析

孔店油田馆陶组NgI3小层开发早期渗透率平面分布基本上反映了研究区原始的储层渗透率平面分布情况:原始储层渗透率整体较高,分布接近于正态分布曲线,主要为600～3 000 mD;渗透率高值呈连片状分布,主要分布在研究区东部及西北部部分区域。

孔店油田馆陶组NgI3小层开发中期渗透率平面分布相比开发早期有了较大的变化。储层渗透率整体变高,主要为600～4 000 mD;西北部渗透率明显增大,中部也有一定程度的增大,而东部变化相对不明显,分析认为这是由于开发中期新钻井主要分布在中西部区域,加大了中西部区域的注水开发,使中西部区域储层原始渗透率较高的区域渗透率增大明显。

孔店油田馆陶组NgI3小层开发后期渗透率平面分布相比开发中期有了进一步变化。储层渗透率整体进一步变高,主要为800～4 000 mD;西北部区域储层渗透率继续增大,东北部与东南部砂岩渗透率整体也明显增大,中部区域储层也有一定程度的增大,分析认为这是由于开发后期新钻井主要分布在西北部、东北部及东南部区域,加大了这些区域的注水开发,使储层渗透率得到进一步提高。

4 结论

1)受到长期注水冲刷及水质的影响,孔店油田馆陶组储层石英和长石等稳定矿物占比增大,燧石、岩块和泥质等不稳定矿物占比减小;以薄膜状态赋存于岩石骨架上的伊蒙混层相对含量增大了7%,以粒状充填或薄膜状态等多种形式赋存的伊利石、高岭石和绿泥石相对含量分别下降了3.0%,3.3%和1.7%,长期注水使得孔隙度、渗透率和粒径中值变大,分选系数变小,原油黏度增大。

2)针对孔店油田实际注水开发情况,分别建立开发早期、开发中期和开发后期3个阶段的渗透率三维地质模型。NgI3小层原始储层渗透率整体较高,渗透率高值呈连片状分布,主要分布在研究区东部及西北部部分区域。注水开发后由于在新钻井附近注水开发力度加大,使得开发中期中西部区域储层渗透率明显增大,开发后期西北部、东北部及东南部区域储层渗透率明显增大。