劉金華

（中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇揚州 225012）

我國中東部油田經(jīng)歷多年的注水開發(fā)，部分油藏已進入高含水-超高含水開采階段.砂巖儲層經(jīng)過長期注水后，其物性會發(fā)生變化，特別是高孔高滲儲層，其滲透性明顯變強，對油藏的開發(fā)產(chǎn)生明顯的影響。針對注水產(chǎn)生的物性變化，前人也開展了相關研究，九十年代初期，勝利油田通過大量密閉取心井的分析化驗資料，進行了系統(tǒng)的研究，認為不同沉積相注水后出現(xiàn)不同的物性變化特征。隨后學者們對稠油油藏、海上油藏以及砂礫巖油藏等 各種類型油藏的物性變化進行了研究[1-5]。近年來，西南石油大學及勝利油田等單位針對儲層物性變化，在高壓、低壓環(huán)境下分別開展巖心沖刷實驗，從實驗角度分析儲層物性的變化特征，取得了大量的成果，但是在物性變化的成因等方面研究相對薄弱[6-9]。因此，本文對儲層物性變化的機理進行了研究，為無取心井區(qū)的儲層物性變化研究提供理論依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

高郵凹陷位于蘇北盆地南部東臺坳陷中部，南為通揚隆起，北接柘垛低凸起，東南以吳堡低凸起與溱潼凹陷相連，西接菱塘橋低凸起與金湖凹陷相隔，東西長約100 km，南北寬約25～30 km，面積達2 670 km2，呈北東向長條形分布，新生界地層沉積厚達7 000 m，是蘇北盆地沉降最深的一個凹陷[10-12]，構造單元可劃分為南斷階、深凹帶和北斜坡三個部分。本文研究區(qū)塊主要為高郵凹陷的真武油田、陳堡油田和碼頭莊油田。

2 物性特征分析

通過對前人對高含水油藏物性變化研究的調(diào)研，首先考慮采用后期取心井與前期取心井物性對比方法進行物性變化的研究。2013—2015 年連續(xù)實施了三口密閉取心井，分別位于真武油田三垛組一段（E2s1）高孔高滲油藏[13]、陳堡油田泰州組一段（K2t）及赤山組（K2c）中高孔-中滲油藏和碼頭莊油田阜寧組（E1f）中低孔-中低滲油藏，三種油藏均已進入高含水開發(fā)階段。

從研究區(qū)三口取心井物性分析（表1），可以看出，真檢4 井儲層物性最好，E2s16砂層組最好；陳堡油田陳檢1 井次之，莊2 檢1 井最差。由于三口密閉取心井中低滲到高滲儲層均有發(fā)育，且具有明顯的差異，因此，將密閉取心井與同油藏前期取心井物性數(shù)據(jù)進行對比研究。

表1 研究區(qū)密閉取心井儲層物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計

研究區(qū)存在不同時間單元的取心井，可以利用地質(zhì)統(tǒng)計學方法進行分析研究，例如真武油田與真檢4 井較近的取心井有真70 井（1986 年）、真檢1井（1989 年）、真檢3 井（1989 年）等。

通過對不同階段的取心實驗數(shù)據(jù)統(tǒng)計（表2），可以看出，真武油田三個砂層組的平均孔隙度變小或無變化，但平均滲透率在E2s16和E2s17兩個砂層組明顯增大，在E2s15砂層組略有變小。分析認為， 不同井相同層段在沉積微相、粒度粗細、初始物性等方面均存在一定的差異，通過進行少量的注水，可能出現(xiàn)不同的變化特征。勝利油田（鄧玉珍，1996年）通過大量的實驗數(shù)據(jù)分析[1]，得出中高滲儲層注水后滲透率明顯增加的結論。本次研究中，數(shù)據(jù)不足等原因導致物性變化規(guī)律性不強，為進一步定量化地分析水淹過程對儲層物性變化的影響，開展了水沖刷實驗分析。

表2 真武油田取心井儲層物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計

3 物性變化水沖刷實驗分析

本次研究針對真武油田不同滲透率巖心樣品進行水沖刷實驗，樣品滲透率為158.0×10-3～12 500.0×10-3μm2，共計實驗樣品22個，實驗在2.5 mL/min和6.0 mL/min 兩種注入速度下進行。從圖1 中可以看出，隨著注水倍數(shù)的增加，滲透率增加和減小的樣品均存在。分析認為，滲透率較大的樣品隨著注水倍數(shù)的增加，滲透率逐漸增大（圖1a、1b、1c、1d）；滲透率較小的樣品隨著注入倍數(shù)的增加，滲透率逐漸減?。▓D1g、1h）。并且在相似滲透率的兩個樣品中，在不同注入速度下，出現(xiàn)了在低速注入下的樣品最終滲透率變化更大的特性（圖1a、1b）。前人在高含水期儲層物性的變化規(guī)律研究中也發(fā)現(xiàn)了該特征，并且認為出現(xiàn)該特征的主要因素有三種：巖石骨架場的變化、喉道半徑的變化以及黏土礦物的變化。

中高孔中高滲儲層由于注入水的增加，其巖石骨架呈游離狀，孔隙增大，喉道暢通，點、線接觸關系變少，并且顆粒間或者顆粒表面附著的黏土礦物被沖刷，黏土礦物碎屑隨著注入水的流動被帶出儲層，因而滲透率增加。低孔低滲儲層孔隙相對較小，其膠結程度較高，巖石骨架發(fā)生的變化較小，其變化是巖石中較小的顆粒發(fā)生位移，孔隙度可能有增加，但喉道半徑卻相應減小，并且低孔低滲儲層中黏土礦物含量較高，水驅過程中黏土礦物易發(fā)生膨脹、沖蝕，因而極易堵塞儲層中的喉道，導致滲透率變低。

通過大量實驗發(fā)現(xiàn)，樣品初始滲透率高于380×10-3μm2時，隨著注水的增加滲透率增加，當初始滲透小于380×10-3μm2時，隨著注水的增加滲透率減小。經(jīng)文獻調(diào)研，河南油田砂礫巖儲層滲透率增加與減小的界限為500×10-3μm2。本次研究儲層為河流相沉積，而河南油田儲層為砂礫巖，通過巖性對比認為，滲透率變化界限值受儲層的成分成熟度和泥質(zhì)含量影響明顯[2]，即儲層成熟度越高，其界限滲透率越小；儲層的泥質(zhì)含量越高，其界限滲透率越大。

4 儲層物性變化影響因素分析

密閉取心井物性分析和水沖刷實驗分析可以看出，高含水油藏儲層經(jīng)過長期的沖刷，物性發(fā)生了明顯的變化。通過鑄體薄片及掃描電鏡等實驗的大量數(shù)據(jù)分析認為，黏土礦物含量、孔喉特征和巖石潤濕性對儲層物性變化影響較大。

4.1 黏土礦物含量

研究區(qū)伊蒙混層、伊利石、高嶺石、綠泥石四類黏土礦物均有發(fā)育，高嶺石在四種黏土礦物中最為常見，其蠕蟲狀的分布是水驅中最易被沖刷的部分，其含量變化對流場的變化具有重要意義。老井真檢1 井、真67 井與新鉆井真檢4 井的黏土礦物含量對比（表3、圖2），顯示經(jīng)過長期注水，三個砂層組的平均黏土總量均明顯減少，其中高嶺石含量明顯降低，在電鏡照片中可以明顯看到?jīng)_蝕留下的斷面及碎片。因此，認為黏土礦物中高嶺石對流場影響最大，伊利石、綠寶石等含量較少，并且其附著于顆粒表面，注水對其影響較小。初步分析認為，高滲儲層中經(jīng)過長期沖刷黏土礦物含量降低是物性變好的主要因素之一。

4.2 孔喉特征

儲層的孔喉類型與喉道半徑特征是影響流體在儲層中滲流能力影響因素之一。通過對新老取心井的鑄體薄片孔隙結構參數(shù)統(tǒng)計分析（表4），可以看出，新老井的孔隙結構參數(shù)變化較小，部分參數(shù)雖出現(xiàn)明顯的變化，但變化雜亂，無明顯的趨勢性。例如面孔率在E2s15砂層組中明顯變大，但是在E2s16砂層組中卻明顯變小，兩個砂層組均為中高滲儲層，認為該類孔隙結構參數(shù)變化是樣品自身孔隙結構的差異導致，并非為儲層經(jīng)過注水后形成的變化。另外，存在部分孔隙結構參數(shù)整體變大或者變小，如配位數(shù)整體變大，平均形狀因子整體變小，變化量均較小，故對儲層物性變化形成的影響較小。結果表明，研究區(qū)長期注水對儲層孔隙結構形成的影響較小。

4.3 巖石潤濕性

儲層巖石潤濕性是影響儲層滲流能力和相滲特征的重要因素之一。通過對真武油田新老取心井的巖石潤濕性對比分析（表5），可以看出，巖石潤濕性整體向親水方向變化趨勢，但變化程度不大，從相滲曲線上也可以看出共滲點也略有向右移動的特點。結果表明，巖石潤濕性對儲層物性的變化影響程度不大。

表3 真武油田取心井儲層物性數(shù)據(jù)統(tǒng)計

圖1 水沖刷實驗滲透率變化圖版

圖2 研究區(qū)黏土礦物掃描電鏡照片

表4 真武油田鑄體薄片孔隙結構參數(shù)統(tǒng)計

5 結論

（1）通過對高含水油藏新老取心井物性對比分析，未得到前人通過統(tǒng)計方法研究認為的中高滲儲層注水后滲透率明顯增加的規(guī)律，實驗結果顯示，不同層段出現(xiàn)不同的變化特征。

（2）物性水沖刷實驗分析得到，滲透率較大的的樣品隨著注水倍數(shù)的增加，滲透率逐漸增大；滲透率較小的樣品隨著注入倍數(shù)的增加，滲透率逐漸減小，并且不同注入速度會影響物性的最后變化程度。

（3）黏土礦物含量、孔喉特征和巖石潤濕性三者對高含水油藏儲層物性變化有影響，其中黏土礦物含量對物性變化影響最大，孔喉特征和巖石潤濕性影響較小。

表5 真武油田儲層潤濕性數(shù)據(jù)統(tǒng)計