于舒杰，劉云鑫

(東北石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

在油田開發(fā)高含水期，儲(chǔ)層的差異性表現(xiàn)在孔隙度、滲透率、原油粘度等方面。在長期水驅(qū)的過程中，注入水先突破一些連通性好，滲透性強(qiáng)的孔隙，然后使這些孔隙被注入水沖刷擴(kuò)大形成通道，從而逐漸形成高滲透孔道[1]。高滲透孔道的形成使生產(chǎn)井見水早，注入水沿高孔滲通道做低效循環(huán)，水驅(qū)波及體積小，在實(shí)際油田生產(chǎn)中表現(xiàn)在采出水分含量增加和采收率降低等方面[2-3]。

研究區(qū)位于遼河油田的中西部坳陷，目的層為形成于古近紀(jì)沙河街組興隆臺(tái)儲(chǔ)層，井深在2 100～2 500 m，平均厚度約為215.35 m。根據(jù)巖心、測(cè)井資料和前人的研究資料[4-6]表明，研究區(qū)目的層興隆臺(tái)組形成于扇三角洲沉積環(huán)境，主要沉積亞相為三角洲前緣亞相和前三角洲亞相，儲(chǔ)層沉積微相主要由分流河道和河口壩相組成。本文通過對(duì)取心井及生產(chǎn)井的動(dòng)靜態(tài)資料的研究及薄片、電子顯微鏡觀察，分析了該地區(qū)高滲透孔道成因和形成條件，確定了高滲透孔道的形成機(jī)理和影響因素，為油田生產(chǎn)開發(fā)提供可靠依據(jù)。

1 高滲透孔道的形成環(huán)境

研究區(qū)興隆臺(tái)組儲(chǔ)層巖石組成主要為巖屑長石砂巖，石英含量約占12%～45%，平均含量為29.8%，長石約占30%～49%，平均含量為40.6%；碎屑占11%～55%。平均含量為29.6%；該地區(qū)巖石顆粒具有圓度差的特點(diǎn)，通常為次棱角，粒度為粗晶，粒徑中值一般為0.11～2.95 mm，平均為0.92 mm，分選系數(shù)平均為2.05，填隙物質(zhì)主要由泥和少量的碳酸鹽組成。上述巖性特征表明，研究區(qū)儲(chǔ)層的結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較低，反映了近源沉積的特征。

2 高滲透孔道形成機(jī)理

通過大量的薄片和電子顯微鏡分析，儲(chǔ)層中巖石顆粒的接觸類型大多是點(diǎn)接觸和線接觸，孔隙中存在泥質(zhì)或碳酸鹽質(zhì)填隙物質(zhì)，并且在碳酸鹽膠結(jié)物中常見石膏、方解石等成分；粘土礦物主要成分是高嶺石和伊利石；孔隙類型主要為原生孔隙。根據(jù)以前的研究，遼河油田西部凹陷的平均地溫梯度為3.5℃/100 m，因此研究區(qū)目的層的古地溫計(jì)算約為70～90℃，上述數(shù)據(jù)表明，研究區(qū)興隆臺(tái)組儲(chǔ)層的成巖時(shí)間主要處于早成巖B期，在這一階段，儲(chǔ)層具有強(qiáng)壓實(shí)和中等膠結(jié)的特點(diǎn)。

薄片和電子顯微鏡定性分析表明，膠結(jié)類型主要是基底膠結(jié)和孔隙膠結(jié)，基底膠結(jié)特別是在多數(shù)強(qiáng)水驅(qū)核心地區(qū)更為常見。從強(qiáng)水驅(qū)核心地區(qū)前后的電子顯微鏡照片(深度2 175.05 m)比較可以看出，在強(qiáng)水驅(qū)的地區(qū)孔隙中的膠結(jié)物被注入的水帶走，這導(dǎo)致孔隙中的填隙物質(zhì)相對(duì)變少，并且減少了對(duì)注入的水的阻礙作用(見圖1)，這一過程為高滲透孔道形成的典型微觀特征。

圖1 水驅(qū)前后不同膠結(jié)程度照片

研究區(qū)興隆臺(tái)組儲(chǔ)層原油粘度約為50～70 mPa·s，屬于重質(zhì)油。當(dāng)原油的粘度很大時(shí)，使油與水之間的粘度差較大，流體中更容易攜帶從孔隙中沖刷下來的砂體顆粒。當(dāng)流速高于出砂的門限流速時(shí)，在相同的流速下，流體的粘度越大，流體就能攜帶越多的砂質(zhì)。隨著注水量成倍數(shù)增加，特別在高、低滲透層同時(shí)存在時(shí)，這種油水粘度差異更加明顯，層內(nèi)更容易形成高滲透孔道，同時(shí)，流體粘度越高，攜砂能力越強(qiáng)，對(duì)砂巖儲(chǔ)層的阻力越大，砂產(chǎn)量就越高。此外，隨著油氣勘探開發(fā)時(shí)間的增長，原油粘度增大，油水粘度差異增大，高滲透孔道更易形成[6-13]。

3 不同因素對(duì)高滲透孔道形成的影響

3.1 儲(chǔ)層物性的影響

通過對(duì)取心井資料分析統(tǒng)計(jì)，在現(xiàn)有井網(wǎng)系統(tǒng)和注入壓力的條件下，高滲透孔道的形成與儲(chǔ)層物性有關(guān)，特別是與滲透率密切相關(guān)。通常，儲(chǔ)層物性越好，儲(chǔ)層孔喉越發(fā)育，流動(dòng)阻力越小，當(dāng)注水流量越大時(shí)，儲(chǔ)層空間變形越強(qiáng)烈。

研究區(qū)儲(chǔ)層具有中高孔隙度和滲透率的特性。通過3個(gè)不同水驅(qū)開發(fā)時(shí)期的取心井巖心物理性質(zhì)進(jìn)行比較(見圖2)，發(fā)現(xiàn)孔隙度小于15%的樣品較少，并且其比例在水驅(qū)之前和之后基本上不變；孔隙度范圍15%～20%的樣品數(shù)量先增加后減少，孔隙度范圍為20%～25%的樣品數(shù)量先減少后增加，孔隙度范圍25%～30%先降低且在之后基本不變，孔隙度大于30%的樣品數(shù)基本上不變。這些反映了注入水重建油藏孔隙的規(guī)律：注入水首先注入到儲(chǔ)層的大孔隙中，將細(xì)小的巖石顆粒從大孔隙中沖刷出同時(shí)這些細(xì)顆粒堵塞小孔隙，這導(dǎo)致孔隙度在15%～20%之間的孔隙增加，孔隙度高于20%的孔隙減少；經(jīng)長期注水，細(xì)顆粒從孔隙中帶走，使儲(chǔ)層孔隙度得到改善，此時(shí)樣品孔隙度在15%～20%范圍內(nèi)的數(shù)量下降，樣品孔隙度在20%～30%范圍內(nèi)的數(shù)量明顯增加，孔隙率超過30%的樣品數(shù)基本不變。這表明注入水對(duì)于孔隙度在15%～30%范圍內(nèi)的儲(chǔ)層起作用，并且注入水會(huì)使儲(chǔ)層孔隙度產(chǎn)生較大改變。在滲透率方面，滲透率小于10×10-3μm2的樣品數(shù)在水驅(qū)前后基本不變; 滲透率范圍為10×10-3～100×10-3μm2的樣品數(shù)先增加后減少；滲透率范圍為100×10-3～1 000×10-3μm2的樣品數(shù)先減少后增加; 滲透率大于10 000×10-3μm2的樣品數(shù)基本不變。 注入水影響滲透率范圍為100×10-3～10 000×10-3μm2，注入的水先從大孔道中帶走一些細(xì)顆粒，這些顆粒堵塞在小孔道中，因此滲透率范圍為10×10-3～100×10-3μm2的樣品增加，然后隨著越來越多的小孔道中的細(xì)小顆粒被帶走，滲透率范圍為100×10-3～10 000×10-3μm2的孔隙增加。

圖2 不同時(shí)期取芯井孔隙度和滲透率分布

3.2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性的影響

由于儲(chǔ)層的非均質(zhì)性，注入水優(yōu)先在高滲透的孔隙中流動(dòng)，這導(dǎo)致高滲透層中的水驅(qū)程度遠(yuǎn)高于低滲透層，并且這種差異隨著注入水體積增加而成倍增加。因此，注入水沿著低阻礙的通道逐漸形成高滲透通道，隨著多次注入水體積的增加，儲(chǔ)層水飽和度也不斷增加，且在高滲透率層中的增加速度快于低滲透率層中的增加速度[14-16]。當(dāng)水飽和度增加時(shí)，油水混合物的平均粘度降低，并且水相滲透率大大增加，使得高滲透層的流動(dòng)阻力降低速率遠(yuǎn)大于低滲透層，因此高滲透層中的流動(dòng)阻力相比于低滲透層產(chǎn)生較大差異，使得高滲透層的吸水量增加，而對(duì)應(yīng)的低滲透層的吸水量降低。當(dāng)注入量達(dá)到一定值時(shí)，高滲透層形成“定型”流動(dòng)，注入沿著高滲透通道流動(dòng)，就形成了高滲透孔道。

非均質(zhì)系數(shù)是指最大滲透率和平均滲透率的比率，其可以指示滲透差異的程度，非均質(zhì)系數(shù)越大，非均質(zhì)性層越發(fā)育；但如果非均質(zhì)系數(shù)接近1，則儲(chǔ)層非均質(zhì)性的特征更好。根據(jù)研究區(qū)儲(chǔ)層資料顯示，含水量大于30%，儲(chǔ)層具有良好的吸水性；當(dāng)含水量在30%～20%之間時(shí)，儲(chǔ)層具有較好的吸水性；當(dāng)含水量在20%～10%之間時(shí)，儲(chǔ)層吸水性一般；當(dāng)含水量在10%～0之間時(shí)，儲(chǔ)層吸水性差；當(dāng)水百分比為0時(shí)，儲(chǔ)層是非吸水性的。通過分析上述樣品的非均質(zhì)系數(shù)(見圖3)，非均質(zhì)系數(shù)小于1的儲(chǔ)層在無水樣品和吸水性差的樣品中比例較高；非均質(zhì)系數(shù)大于2的樣品，在較好和好的吸水性的樣品中更常見；在不同吸水性樣品中均發(fā)現(xiàn)非均質(zhì)系數(shù)在1～2之間的樣品，這表明大孔隙的形成也受到其他因素的影響。

圖3 儲(chǔ)層非均質(zhì)系數(shù)與吸水性關(guān)系分布

3.3 儲(chǔ)層厚度的影響

根據(jù)砂巖儲(chǔ)層厚分布的統(tǒng)計(jì)可以發(fā)現(xiàn)，厚砂層的比例越高吸水性越好(圖4)。在具有較好和良好吸水性的儲(chǔ)層中，厚度大于3 m的砂層比例為37%；在吸水性一般的儲(chǔ)層中，厚度大于3 m的砂層比例為15%；在非吸收性的儲(chǔ)層中，厚度大于3 m的砂層比例僅為10%，厚度小于1 m的砂層比例最高。因此，儲(chǔ)層的厚度也是影響高滲透孔道形成的因素。由于砂層厚度越大，受重力影響的注水量越大。特別是具有正韻律的河流砂體，水流在沿著正韻律儲(chǔ)層底部的流動(dòng)時(shí)，一方面對(duì)儲(chǔ)層底部強(qiáng)烈侵蝕改造，產(chǎn)生更多砂體，容易形成高滲透通道；同時(shí)高滲透孔道的形成加劇了儲(chǔ)層垂直非均質(zhì)性的發(fā)育，使得吸水量進(jìn)一步增加。通過分析單孔內(nèi)大孔道位置和相鄰層的厚度可以發(fā)現(xiàn)，大約75%的高滲透孔道厚度比相鄰層厚。這是因?yàn)樯绑w儲(chǔ)層的厚度和滲透率之間存在良好的相關(guān)性，即厚度越大滲透率越高，這是形成高滲透孔道的原因之一。

圖4 儲(chǔ)層厚度與吸水性關(guān)系分布

3.4 孔隙結(jié)構(gòu)特征的影響

注入水的作用不僅破壞巖石原始骨架，而且改變了儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)，使得孔徑擴(kuò)大，從而形成高滲透孔道。在高含水階段孔徑增大的原因主要有以下兩個(gè)方面：首先，孔隙中的原有一些膠結(jié)物被水驅(qū)沖洗掉，可以隨采出油的同時(shí)被采出，因此使得孔隙通道變更加通暢；其次，原巖骨架由于受到水驅(qū)的影響，原始較弱的巖石顆粒接觸可以進(jìn)一步擴(kuò)大，使孔隙的連通性更好。不同水驅(qū)程度孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)比見圖5。

圖5 不同水驅(qū)程度孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)比

從圖5可以看出：當(dāng)水洗較弱時(shí)較多伊利石、高嶺石和其他粘土礦物附著在巖石顆粒表面，當(dāng)水驅(qū)程度強(qiáng)烈時(shí)，孔壁變得光滑，特別是細(xì)小的粘土礦物的含量變少，一些粘土礦物仍然以凌亂堆積的形態(tài)保存在小喉嚨的位置。可見在水驅(qū)的過程中，孔隙結(jié)構(gòu)改變的根本原因是一些小的顆粒可以被水帶到其他地方如其他微小孔吼等位置，并在該處富集堆積，使得原來被堵塞的孔隙變寬變通暢。

4 結(jié) 論

1)研究區(qū)興隆臺(tái)組儲(chǔ)層原巖堆積程度較為松散、顆粒間膠結(jié)程度弱、原油為粘度高的重質(zhì)油及長期高強(qiáng)度的水驅(qū)開發(fā)是形成高滲透孔道的主要原因。

2)研究區(qū)儲(chǔ)層非均質(zhì)性明顯，在水驅(qū)過程中高滲透層會(huì)形成“定型”流動(dòng)導(dǎo)致注入水沿著高滲透通道流動(dòng)，即儲(chǔ)層非均質(zhì)性是形成高滲透孔道的關(guān)鍵條件。

3)當(dāng)儲(chǔ)層條件滿足滲透率在100～10 000 mD之間，孔隙度介于25%～30%之間，儲(chǔ)層非均質(zhì)系數(shù)大于2，厚度大于3 m，在水驅(qū)開發(fā)過程中更容易形成高滲透孔道。