劉紅岐，李寶瑩，王萬福，代春明，唐 丹

1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學(xué)，四川 成都 610500 2.中國石油遼河油田分公司錦州采油廠，遼寧 錦州 121209 3.中國石油安全環(huán)保技術(shù)研究院，北京 海淀 102200 4.中國石油吉林油田分公司扶余采油廠，吉林 扶余 138000

錦16區(qū)塊儲層及優(yōu)勢通道特征分析*

劉紅岐1，李寶瑩2，王萬福3，代春明4，唐 丹3

1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學(xué)，四川 成都 610500 2.中國石油遼河油田分公司錦州采油廠，遼寧 錦州 121209 3.中國石油安全環(huán)保技術(shù)研究院，北京 海淀 102200 4.中國石油吉林油田分公司扶余采油廠，吉林 扶余 138000

錦16區(qū)塊是一個典型的高孔隙度、高滲透率的雙高開發(fā)油田，在注水開發(fā)過程中，注入水沿強水洗大孔道無效竄流，剩余油和水淹層分布零散，挖掘剩余油難度較大。結(jié)合JX2井巖芯分析、鏡下薄片等資料分析了本區(qū)塊儲層物性、儲集空間特征和優(yōu)勢通道的形成原因。分析認(rèn)為，由于地層壓實程度低、膠結(jié)物含量低、以泥質(zhì)膠結(jié)為主，巖石膠結(jié)作用差，這是錦16區(qū)塊形成優(yōu)勢滲流通道的主要原因，而高孔高滲儲層在后期注水開發(fā)的影響，孔隙空間受到注水沖刷和后期物理化學(xué)的改造作用，使得大孔道的滲流優(yōu)勢更加明顯，進一步加劇了優(yōu)勢通道的形成。

錦16區(qū)塊；大孔道；優(yōu)勢通道；注水開發(fā)；高孔高滲

劉紅岐，李寶瑩，王萬福，等．錦16區(qū)塊儲層及優(yōu)勢通道特征分析[J]．西南石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2014，36（6）：60–68．

LiuHongqi,LiBaoying,WangWanfu,etal．CharacteristicsAnalysisoftheReservoirandPredominate Channel in BlockJin-16[J]．Journalof Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（6）：60–68．

引言

錦16區(qū)塊位于遼河盆地西部凹陷的西斜坡，開發(fā)目的層為沙河街組興隆臺油層，為一層狀砂巖邊底水油藏。1993年，錦16區(qū)塊興隆臺油層整體探明原油地質(zhì)儲量3 796×104t，含油面積5.5 km2，有效厚度39.9 m。1992年開始，區(qū)塊進入遞減期，通過加密調(diào)整、完善井網(wǎng)等綜合調(diào)整以及東部擴邊增儲等措施，有效地控制了產(chǎn)量遞減和含水上升速度。2000年以來，由于剩余油分布日益零散，油水井況嚴(yán)重惡化，水驅(qū)油效果越來越差。目前己進入雙高遞減低速開發(fā)階段，全區(qū)綜合含水已達(dá)84.4%。2007年化學(xué)驅(qū)試驗井在非化學(xué)驅(qū)目的層取得較好的挖潛效果，揭示了該區(qū)塊仍具備一定的水驅(qū)潛力。但由于優(yōu)勢通道在平面、縱向、層間、層內(nèi)分布規(guī)律極其復(fù)雜，優(yōu)勢通道的存在使其他增產(chǎn)措施實現(xiàn)起來比較困難。高滲條帶和大孔道會導(dǎo)致聚合物溶液竄流，不但造成化學(xué)劑浪費，而且難以形成高質(zhì)量的段塞，致使周圍的生產(chǎn)井不見效或見效差，嚴(yán)重影響了化學(xué)驅(qū)效果。

孫致學(xué)、孫明、冉建斌、李波等對優(yōu)勢通道的研究認(rèn)為[1-4]：優(yōu)勢滲流通道主要分為兩種類型：一類是由于沉積環(huán)境、成巖作用的影響，儲層膠結(jié)作用較弱，儲層本身固有的優(yōu)勢滲流通道；另一類是開發(fā)過程中形成，且兩類優(yōu)勢滲流通道通常是相關(guān)的。影響優(yōu)勢通道形成的主要因素包括：儲集層骨架結(jié)構(gòu)，孔喉網(wǎng)絡(luò)，非均質(zhì)性，成巖壓實作用，退膠結(jié)作用等。優(yōu)勢滲流通道演化規(guī)律表明：（1）平均含油飽和度逐漸下降，呈指數(shù)式遞減規(guī)律，其平均含油飽和度遠(yuǎn)比整個地層平均含油飽和度低，逐漸接近于殘余油飽和度；（2）注入體積倍數(shù)與地層總注入體積倍數(shù)比呈逐漸增加趨勢，之后逐漸又變平緩；（3）水無效循環(huán)程度呈逐漸增加趨勢。在長期注水開發(fā)過程中，正韻律厚油層底部滲透率逐漸擴大。到一定階段，優(yōu)勢滲流通道局部滲透率增加明顯、水驅(qū)效率較高，呈現(xiàn)出大孔道特征。

王利美，曾流芳等研究了示蹤劑監(jiān)測測井[5-7]、脈沖中子氧活化測井等測井新技術(shù)用于大孔道識別的方法，以取芯井的巖芯分析數(shù)據(jù)和觀察井的動態(tài)測井資料為依據(jù)，利用神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)等技術(shù)建立高含水期水淹層解釋模型，并識別優(yōu)勢通道。

房士然，王祥，趙艷等則采用井間示蹤劑監(jiān)測技術(shù)[8-10]、井口壓降曲線監(jiān)測技術(shù)、生產(chǎn)動態(tài)判別技術(shù)、灰色理論、單因素預(yù)測模型、多因素預(yù)測模型等方法進行優(yōu)勢通道的預(yù)測，通過精細(xì)數(shù)值模擬方法研究優(yōu)勢滲流通道形成時機，研究滲透率級差、縱橫向滲透率比值、地下油水黏度比和注采強度等因素對優(yōu)勢滲流通道形成與演變的影響[11-14]。

1 儲層特征分析

在長期注水開發(fā)的砂巖油藏中，儲層骨架結(jié)構(gòu)不斷發(fā)生改變，巖石顆粒接觸關(guān)系發(fā)生變化，膠結(jié)物發(fā)生運移。鏡下巖芯薄片鑒定表明：在初、中含水階段，注入水對儲層沖刷作用有限，骨架顆粒接觸關(guān)系變化不大。但到了高含水階段，粒間原有的點線接觸關(guān)系以及骨架顆粒支撐方式均發(fā)生明顯改變，原始孔隙及顆粒接觸處的膠結(jié)物被水沖走或被搬運至其他部位。儲層連通孔隙增多，部分顆粒處于流體包圍狀態(tài)或游離狀態(tài)，連通孔隙細(xì)小部位有地層微粒及雜基充填。

注入水長期沖刷作用不但使得巖石骨架遭到破壞，也引起了儲層孔喉結(jié)構(gòu)變化，使孔喉半徑變大，形成大孔道。簡而言之，高含水階段孔喉半徑增大的主要原因有兩個方面，即：

（1）孔喉中一些膠結(jié)物被水沖刷，在油采出時，膠結(jié)物同時被采出；

（2）由于受到水沖刷，骨架顆粒從原來顆粒支撐較脆弱部分點線接觸處被沖開，其喉道增大，連通性變好。

1.1 JX2井巖石學(xué)特征與電鏡分析

錦16塊試驗區(qū)儲層砂體是由多個扇三角洲前緣河口砂壩沉積體疊加而成，儲層砂體發(fā)育程度高，砂體厚度大，分布范圍廣，為油氣富聚創(chuàng)造了良好的空間。作為本區(qū)主力層段的II號層砂體，主要為一套中—細(xì)碎屑的扇三角洲前緣砂體沉積，陸源碎屑物質(zhì)占碎屑總量的99.85%。碎屑物成分以石英、長石為主，巖屑次之。石英含量一般為15.0%～45.0%，平均33.1%。長石含量一般為17.0%～44.0%，平均33.2%。巖屑以變質(zhì)巖屑為主，巖屑含量平均33.7%。

儲層巖石成分成熟度低。儲層巖性主要為雜亂的硬砂巖、長石砂巖、含礫砂巖和粉砂巖。石英含量占40%～75%，一般為55%，長石含量10%～30%，一般為15%；巖塊含量占10%～40%，部分高達(dá)50%～80%。其成份也很雜，除少量噴發(fā)巖和變質(zhì)巖外，主要為泥質(zhì)巖塊，含量可占總含量的20%～30%，表明成份熟度很低，反映了近距離多物源的沉積環(huán)境，這也是一般小型斷陷盆地兩側(cè)的沉積特點。

巖屑以變質(zhì)巖屑為主，巖屑含量平均33.7%（表1，圖1）。巖石類型以復(fù)雜砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖為主，長石質(zhì)巖屑砂巖次之。成分成熟指數(shù)為0.75，巖石的結(jié)構(gòu)成熟度低，粒度中值在0.01～2.6 mm，多為細(xì)砂巖、不等粒砂巖和粉砂巖，部份為中、粗砂巖和砂礫巖；碎屑顆粒磨圓度以次棱—次圓為主，顆粒分選差，分選系數(shù)一般1.5～2.51，最高可達(dá)5.14。膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，其次為灰質(zhì)、白云質(zhì)。

表1 JX2井儲層巖石學(xué)主要特征參數(shù)表Tab.1 Characteristics of the rock parameters of Well JX2

圖1 JX2井巖石成分分布圖Fig.1 Distribution of rock constituent in JX2

儲層的結(jié)構(gòu)成熟度較低，碎屑顆粒磨圓程度為次尖—次圓狀，風(fēng)化程度為中—淺。顆粒之間點、點—線接觸關(guān)系為主，線—點、線接觸關(guān)系次之，碎屑顆粒膠結(jié)類型以孔隙式、接觸式為主。碎屑顆粒分選中—好，膠結(jié)物含量較低，以泥質(zhì)膠結(jié)物成分為主，含量一般3.0%～14.0%，平均為7.4%；其次為方解石，平均含量為1.0%。膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)為主，其次為少量的孔隙—接觸式或接觸式膠結(jié)類型。表明搬運距離短，巖性分異很不充分。反映出近源、快速堆積的沉積特點。成巖作用弱：鏡煤反射率（RO）小于0.5%，I/S中S層的百分含量大于50%；成巖礦物組合主要為鐵白云石、鐵方解石、石英次生加大級別以I級為主，長石、碳酸鹽溶蝕作用較為發(fā)育；自生高嶺石和自生伊利石粘土礦物含量高，伊/蒙混層相對含量21.7%；顆粒接觸關(guān)系主要為點—線狀接觸，孔隙類型以原生孔隙為主、少量次生粒間孔隙。

JX2井巖芯的掃描電鏡照片和鑄體薄片鑒定結(jié)果顯示，儲層的骨架顆粒以石英、長石和巖屑為主，其平均含量分別為30.78%、24.74%和44.52%。長石包括堿性長石和斜長石，以堿性長石為主，平均含量分別為84.4%和21.44%。巖屑類型有沉積巖、酸性噴出巖、中性噴出巖、變質(zhì)巖等，以酸性噴出巖和沉積巖為主，其平均含量分別是19.0%和23.3%。區(qū)內(nèi)主要儲集巖為不等粒長石巖屑砂巖、中砂質(zhì)細(xì)粒長石巖屑砂巖、細(xì)粒長石巖屑砂巖、細(xì)砂質(zhì)中粒長石巖屑砂巖4種?？傮w看來成分成熟度較低，膠結(jié)物成分主要為泥質(zhì)，粘土礦物以高嶺石為主，伊利石次之，有少量蒙脫石和綠泥石[15-16]。如圖2所示，JX2井巖石成分以石英為主，所占比例為37%，其次是堿性長石和酸性噴出巖，分別占20%和22%；粒間孔隙受水沖刷和溶蝕有明顯加大跡象，說明孔隙空間受到了注水沖刷和后期物理化學(xué)的改造作用，這是形成優(yōu)勢通道的原因之一。

圖2 JX2井巖芯掃描電鏡照片F(xiàn)ig.2 Core SEM photo of Well JX2

1.2 壓汞曲線特征分析

孔隙結(jié)構(gòu)是指巖石中孔隙和喉道的幾何形狀、大小及其相互連通和配置關(guān)系。喉道與孔隙的不同配置關(guān)系，可以使儲層呈現(xiàn)不同的性質(zhì)。若喉道較粗、孔隙直徑較大，則儲層表現(xiàn)為高孔、高滲；若喉道較細(xì)、孔隙粗大，則表現(xiàn)為中孔低滲，要想達(dá)到提高原油采收率的目的，必須對巖石的孔隙結(jié)構(gòu)作詳細(xì)的研究。

（1）排驅(qū)壓力：4塊巖芯中物性最好的1#樣品，進汞80%時，排驅(qū)壓力僅為0.008 MPa，4#樣品物性略差，進汞50%時，排驅(qū)壓力為0.400 MPa，進汞80%時，排驅(qū)壓力約為9.800 MPa。而4塊巖芯最大排驅(qū)壓力僅為0.020 MPa。從這些樣品的排驅(qū)壓力來看，該區(qū)域排驅(qū)壓力很小，這正反映了本區(qū)巖芯孔隙度大，物性好，毛管束縛力小的特點。結(jié)合的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)評價參考表（表2），巖芯儲集性能好，為優(yōu)質(zhì)儲層。

（2）最大連通孔喉半徑：是水銀進入孔隙網(wǎng)絡(luò)時最先突入的喉道大小。JX2井巖芯樣品測試結(jié)果表明，1#樣品的最大連通孔喉半徑約224.24 μm，較差的4#樣品，其最大連通孔喉半徑約為17.96 μm，平均為121.1 μm。這比一般砂巖儲層巖性的最大連通孔喉半徑大幾個數(shù)量級。這些數(shù)據(jù)再一次說明了本區(qū)巖芯孔喉大，連通性好。結(jié)合表3，判斷為優(yōu)質(zhì)儲層。

表2 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)評價參考表Tab.2 Evaluation parameters for pore structure

（3）中值壓力：指飽和度中值毛細(xì)管壓力，即非潤濕相在50%時對應(yīng)的注入曲線的毛細(xì)管壓力，它反映了當(dāng)孔隙中同時存在油、水兩相時油的產(chǎn)能大小。中值壓力越大，則表明巖石越致密，產(chǎn)油能力下降，中值壓力越小，則表明巖石對石油的滲濾能力越好，具有高的產(chǎn)油能力。JX2井4塊巖芯中，最大中值壓力僅為0.500 MPa，最小則為0.030 MPa，中值壓力很小，說明物性好，產(chǎn)油能力強。

（4）中值喉道半徑：巖樣在壓汞實驗中，水銀飽和度為50%時所對應(yīng)的孔喉半徑值，它是孔喉大小、分布趨勢的度量。JX2井巖芯樣品測試結(jié)果表明，最大中值喉道半徑為28.47 μm，最小為1.47 μm，＞15 μm的占到43.2%，平均中值喉道半徑為14.97 μm。

JX2井毛管壓力曲線（圖3）表明：壓汞曲線中間的平緩段為主要進汞段，低平段越長，巖樣喉道的分布越集中，分選越好；該段位置越靠下，喉道半徑越大；陡翹段反映巖樣微毛細(xì)管孔隙的多少。按形態(tài)還可將曲線分為平臺類和斜坡類。曲線1和2屬斜坡類，該類曲線反映儲層物性差，沒有明顯低平段，孔喉分選性差，儲層總體性質(zhì)較差。曲線3和4屬平臺類，該類曲線反映儲層物性較好，其形態(tài)從高而陡逐漸過渡到低而平，曲線低平段所占比重越大，該樣品物性越好，反之，物性越差。對JX2井樣品22和樣品105的壓汞曲線研究可知：兩條壓汞曲線為低平臺曲線，但延伸不遠(yuǎn)，平緩段位置較靠下，說明孔喉分布較為集中，平臺低說明巖樣以粗喉孔型為主。

圖3 JX2壓汞法毛管壓力曲線圖Fig.3 Capillary mercury pressure curves of Well JX2

（5）最大進汞飽和度：最大汞飽和度是指最高壓力下的進汞飽和度，此值愈高，反映儲集性能愈好。它相當(dāng)于實際巖樣中的最大含油飽和度。巖芯測試表明，JX2井巖芯最大進汞飽和度為98.53%，最小為85.12%，平均為91.82%。

（6）退汞效率：退汞效率是指壓汞儀的額定壓力降到最小時，巖樣中退出的水銀體積與在壓力降落前注入水銀總體積的百分比。退汞效率也就是該巖樣中非潤濕相的毛管效應(yīng)采收率。一般情況下，連通性好、孔喉比小，退汞效率相對較高。JX2井巖芯測試結(jié)果表明，最大退汞效率為31.11%，這個值是一般巖芯退汞效率的2倍左右，這說明本區(qū)儲層孔喉比小，連通性好。

（7）孔喉歪度：是孔喉大小不對稱的測度，一般?2～2。好的儲集巖歪度多為正值（在0.25～1），而差的儲集巖的歪度則為負(fù)值。X2巖芯測試了孔喉歪度參數(shù)50個，計算結(jié)果顯示，最大歪度為1.49，最小1.1，平均1.29。從數(shù)據(jù)中可以判斷，本區(qū)儲層均為大孔隙的優(yōu)質(zhì)儲層。

（8）分選系數(shù)：它是描述以均值為中心的散布程度的，即孔隙大小的分選程度。對孔隙系統(tǒng)來講，分選系數(shù)越小，說明孔隙大小越集中于平均值，孔隙結(jié)構(gòu)越均勻，分選越好。錦16區(qū)塊巖芯的最大分選系數(shù)為18.05，最小為0.27，平均分選系數(shù)2.64。根據(jù)表3可以判斷為中等儲層。

JX2井4塊巖芯所測試的排驅(qū)壓力、孔喉半徑、壓力中值等8個參數(shù)的分布范圍和平均值見表2，說明，本區(qū)之所以能夠形成大孔道和優(yōu)勢通道，這是由巖芯或儲層本身孔隙大、分選性好、連通性好所決定的。良好的物性條件為形成錦16區(qū)塊的優(yōu)勢通道奠定了物質(zhì)基礎(chǔ)。

1.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征分析

JX2井鑄體薄片顯示（圖4），該井巖石磨圓度差，孔隙連通性較好，巖石比較疏松。圖4a顯示的是高嶺石黏土及殘余粒間孔，大小212 μm左右，孔隙發(fā)育，高嶺石粘土溶蝕現(xiàn)象，粒間高嶺石粘土，高嶺石黏土及殘余粒間孔，大小109 μm左右；圖4b顯示的是碳酸鹽微晶及晶間孔，粒間高嶺石黏土，溶蝕現(xiàn)象及高嶺石、碳酸鹽。高嶺石、碳酸鹽微晶及殘余粒間孔，大小170 μm左右，這都為錦16區(qū)塊形成大孔道提供了條件。

表3 JX2井儲層孔喉特征參數(shù)統(tǒng)計表Tab.3 Characteristic parameters of pore-throat of Well JX2

圖4 JX2井鑄體薄片F(xiàn)ig.4 Casting slice of Well JX2

圖5顯示了JX2井各類礦物成分所占比例，其中石英占37%，堿性長石占23%，說明巖石成熟度低。圖6～圖8是JX2井巖芯的孔徑、粒徑、孔隙度頻率分布直方圖。如圖6所示，JX2井孔徑分布區(qū)間主要集中在100～300 μm，所占比例為64%，300～500 μm大小的孔徑范圍所占比例接近20%，屬于中～大孔徑，這也是本區(qū)塊形成優(yōu)勢通道的主要原因之一。

圖5 JX2井巖石礦物成分分布圖Fig.5 Rock mineral composition distribution

圖6 JX2井孔徑直方圖Fig.6 Histogram of pore throat radius

圖7 JX2井巖芯粒度直方圖Fig.7 Histogram of grain size

圖8 JX2井巖芯孔隙度直方圖Fig.8 Histogram of core porosity

圖7表明，巖石粒度大小分布區(qū)間為0～6 mm，主要集中在0～3 mm，所占比例較大，超過80%。

研究區(qū)JX2取芯層段的巖芯資料統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)孔隙度普遍較高，巖芯孔隙度一般在25%～35%，占整個樣品數(shù)90%以上。其中孔隙度最小值13.6%，最大值37%，平均值30.74%。

圖9表明，研究區(qū)JX2井巖芯分析水平滲透率分布范圍較寬，最大值為22 310 mD，最小值為10.7 mD，平均值為3 979 mD。JX2井巖芯分析垂直滲透率分布范圍也較寬，最大值為25 163 mD，最小值為2.95 mD，平均值為5 040 mD。從滲透率來看，儲層的滲透能力相當(dāng)強，符合優(yōu)勢通道的特征。

圖9 JX2井滲透率分布圖Fig.9 Distribution of permeability

2 優(yōu)勢滲流通道成因與特征分析

2.1 優(yōu)勢滲流通道成因

優(yōu)勢滲流通道是指儲層中滲透率相對較高、流體優(yōu)先滲流的部分。優(yōu)勢滲流通道分兩種類型，一類受沉積環(huán)境、成巖作用影響，儲層膠結(jié)作用較弱，儲層本身固有的優(yōu)勢滲流通道；另一類是在開發(fā)過程中形成，且兩類優(yōu)勢滲流通道通常是相關(guān)的。

在長期注水開發(fā)過程中，一方面，注入水的浸泡、沖刷作用使儲集層微觀屬性發(fā)生物理、化學(xué)變化，致使儲集層參數(shù)發(fā)生改變；另一方面，受儲集層非均質(zhì)性、油水黏度比、注采強度等參數(shù)影響產(chǎn)生的滲流差異，導(dǎo)致流體趨向于某局部區(qū)域流動，最終在局部產(chǎn)生優(yōu)勢滲流，從而形成優(yōu)勢滲流通道。

2.2 優(yōu)勢滲流通道儲層特征分析

優(yōu)勢滲流通道形成后，注水井注入動態(tài)和采油井生產(chǎn)動態(tài)均會發(fā)生明顯變化，主要表現(xiàn)：（1）注水井井底流壓低，視吸水指數(shù)高；（2）部分油井含水上升快，采出程度相對較低，剩余油富集；（3）注入水單層突進嚴(yán)重，正韻律油藏注入水沿底部突進嚴(yán)重；（4）地層存水率低（水無效循環(huán)嚴(yán)重）；（5）注水井井口壓降快，壓力指數(shù)值低；（6）注聚合物驅(qū)井區(qū)聚竄嚴(yán)重；（7）水淹非均質(zhì)嚴(yán)重，形成明顯底部水淹型。據(jù)歷年新鉆井或側(cè)鉆井水淹情況統(tǒng)計（圖10），強水淹層和中強水淹比例逐年上升，中水淹層比例已達(dá)93.1%，強水淹層達(dá)79.41%。

圖10 不同時期水淹程度統(tǒng)計分布Fig.10 Distribution of flooded zone in different year

分析錦16斷塊興隆臺油層開發(fā)多年來各含水階段的含水和采出狀況可以看出（表4），其含水上升率均在理論值附近，表明錦16斷塊的含水上升率總體上基本合理。

3 結(jié) 論

（1）區(qū)內(nèi)儲層巖石類型以復(fù)雜砂巖和巖屑長石砂巖為主，礦物成分的成熟度低，反映了該區(qū)塊陸源碎屑物質(zhì)搬運距離較近。儲層的結(jié)構(gòu)成熟度較低，碎屑顆粒磨圓程度為次尖—次圓狀，風(fēng)化程度為中—淺，膠結(jié)物含量低，以泥質(zhì)膠結(jié)為主。因此，巖石成熟度低、巖性疏松、磨圓程度差、膠結(jié)程度差，這是優(yōu)勢通道形成的主要原因。

（2）孔隙受水沖刷和溶蝕有明顯加大跡象，說明本區(qū)塊孔隙空間容易受到注水沖刷和后期物理化學(xué)的改造，這也是形成優(yōu)勢通道的原因之一。

（3）儲層孔隙度和滲透率都很高，孔隙度平均為30.7%，滲透率平均高于5 000 mD，屬于高孔高滲儲層。

表4 錦16斷塊油層含水階段含水率評價表Tab.4 Water content of hydrocarbon reservoir of Block Jin-16

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編輯：杜增利

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Characteristics Analysis of the Reservoir and Predominate Channel in Block Jin-16

Liu Hongqi1,Li Baoying2,Wang Wanfu3,Dai Chunming4,Tang Dan3
1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China 2.Jinzhou Production Plant，Liaohe Oilfield Branch Company，CNPC，Jinzhou，Liaoning 121209，China 3.Oil Security Environmental Protection Technology Research Institute，CNPC，Haidian，Beijing 102200，China 4.Fuyu Production Plant，Jilin Oilfield Branch Company，CNPC，F(xiàn)uyu，Jilin 138000，China

Block Jin-16 is an oilfield typical of high-porosity and high-permeability.In the process of water-flooding development，the injected water circulates along large pore channels，and the residual oil and water flooded zone scatter over the rocks，which increased the difficulty to extract remaining oil.This paper mainly discusses the lithology characteristics，reservoir space properties and the reasons for the formation of the advantaged channels based on the core data，casting lamella and other information.It illustrates that the reservoir has low compaction，low cement content，rich argillaceous cementation and poor rock cementation，which result in the formation of preferential channels in Block Jin-16.Another important aspect is that the high initial porosity and permeability are enlarged by injected water during the later stage of production.The influence of the pore space by water flushing and late physical and chemical reformation makes large channel seepage more obvious，and further exacerbates the formation of advantage channel.

Block Jin-16；large pore；preferential channel；exploitation with injected water；high porosity and high permeability

http：//www.cnki.net/kcms/doi/10.11885/j.issn.1674-5086.2012.04.10.01.html

劉紅岐，1970年生，男，漢族，河北滄州人，副教授，博士，主要從事石油地質(zhì)與石油測井方向的教學(xué)與科研工作。E-mail：lhqjp1@126.com

李寶瑩，1968年生，男，漢族，遼寧北鎮(zhèn)人，高級工程師，主要從事化學(xué)驅(qū)技術(shù)的研究工作。E-mail：liby@petroChina.com.cn

王萬福，1966年生，男，漢族，四川安岳人，工程師，主要從事油氣田環(huán)境保護的研究工作。E-mail：wangwf@petroChina.com.cn

代春明，1973年生，男，漢族，吉林農(nóng)安人，工程師，主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)及提高采收率方向的研究工作。E-mail：Daicm@petrochina.com.cn

唐丹，1985年生，女，漢族，四川廣安人，碩士，主要從事地質(zhì)環(huán)境方面的研究工作。E-mail：Tangd@petroChina.com.cn

10.11885/j.issn.1674-5086.2012.04.10.01

1674-5086（2014）06-0060-09

TE132

A

2012–04–10 < class="emphasis_bold"> 網(wǎng)絡(luò)出版時間：

時間：2014–11–18

國家重大科技專項（2011ZX05030–005–03）。