低滲透油藏注水開(kāi)發(fā)儲(chǔ)層動(dòng)態(tài)特征變化

曹寶格， 韓永林， 余永進(jìn)， 肖 玲

(1.西安石油大學(xué)陜西省油氣田特種增產(chǎn)技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，石油工程學(xué)院，西安 710065；2.長(zhǎng)慶油田分公司采油二廠，慶城 745106； 3.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安710065)

馬嶺油田南二區(qū)延9油藏屬于低滲透油藏，儲(chǔ)層滲透率平均為32.3 mD。1971年11月嶺8井獲得工業(yè)油流后，1979年投入初步開(kāi)發(fā)，開(kāi)發(fā)井網(wǎng)為400 m井距的反九點(diǎn)井網(wǎng)。油田開(kāi)發(fā)至今經(jīng)歷了減產(chǎn)期(1980年1月—1981年12月)、高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期(1982年1月—1997年12月)和遞減期(1998年12月至今)3個(gè)階段。截至2013年底，油井總數(shù)41口，開(kāi)井24口，水井總數(shù)20口，開(kāi)井12口，日產(chǎn)液421 t，日產(chǎn)油51 t，平均單井日產(chǎn)油2.1 t，綜合含水87.8%，日注水量475 m3，累計(jì)產(chǎn)油287.1×104t，累計(jì)注采比為0.72，采出程度為34.62%，采油速度為0.22%。隨著注水開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，層間矛盾突出，含水快速上升，水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果變差，導(dǎo)致采油速度降低，剩余地質(zhì)儲(chǔ)量大。大量研究表明，長(zhǎng)期的注水開(kāi)發(fā)會(huì)使孔隙結(jié)構(gòu)和物性發(fā)生變化[1-13]，這種變化直接影響剩余油的分布和油田的開(kāi)發(fā)效果[14-16]。南二區(qū)延9油藏2口檢查井結(jié)果證實(shí)，注水后儲(chǔ)層物性發(fā)生了變化，因此，需要系統(tǒng)研究這種變化的機(jī)理以及對(duì)注水開(kāi)發(fā)的影響。

1 原始條件下儲(chǔ)層巖石礦物組成

根據(jù)薄片鑒定資料，延9油層組砂巖碎屑成份平均占全巖含量90.1%。其中，石英含量40.0%～63.5%，長(zhǎng)石含量7.0%～17.2%，巖屑含量為13.7%～30%，平均為20.17%，云母含量0%～0.4%。巖屑主要是變質(zhì)巖屑，含少量的巖漿巖屑和沉積巖屑。儲(chǔ)層中膠結(jié)物有方解石、鐵方解石、白云石、鐵白云石、重晶石、菱鐵礦、硅質(zhì)、長(zhǎng)石質(zhì)、黃鐵礦及鐵質(zhì)，其中水云母含量最高，硅質(zhì)含量次之，依次是高嶺石和鐵白云石(表1)。

根據(jù)X衍射實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果，延9儲(chǔ)層碎屑顆粒黏土礦物主要有伊利石、綠泥石、高嶺石和伊蒙混層。其中伊利石、高嶺石含量居多，伊蒙混層及綠泥石含量相對(duì)較少(表2)。

2 儲(chǔ)層物性參數(shù)的變化規(guī)律

2.1 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)用水為南二區(qū)延9油藏模擬地層水和模擬注入水(表3)；實(shí)驗(yàn)用油為模擬油：由30～49井原油+變壓器油+煤油配制而成，47 ℃黏度為3.4 mPa·s；實(shí)驗(yàn)溫度為47 ℃；實(shí)驗(yàn)巖心為南二區(qū)延9油藏天然巖心，巖心井洗油、烘干后備用；實(shí)驗(yàn)圍壓比巖心兩端壓差大2～2.5 MPa，流量為0.25 mL/min。

2.2 水驅(qū)后儲(chǔ)層參數(shù)物性的變化

選取不同滲透率的油層天然巖心洗油烘干后氣測(cè)滲透率和孔隙度，然后飽和度地層水，油驅(qū)水建立束縛水飽和度，再水驅(qū)油至殘余油，水驅(qū)結(jié)束后洗油、烘干、重測(cè)滲透率和孔隙度。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表4所示。當(dāng)水驅(qū)至含水率為87%時(shí)，巖心的孔隙

表1 延9油層組儲(chǔ)層砂巖膠結(jié)物統(tǒng)計(jì)

表2 注水前延9儲(chǔ)層X(jué)衍射測(cè)定結(jié)果

表3 延9油藏注入水和模擬地層水組成Table 3 Reservoir water injection and simulated formation water composition in Yan 9 reservoir

表4 取心井水驅(qū)前后儲(chǔ)層物性參數(shù)變化

注：PV為孔隙體積。

度和滲透率均增大，水驅(qū)程度越大，水洗程度越高，孔隙度和滲透率增加幅度越大，且滲透率的增大幅度遠(yuǎn)大于孔隙度的增大幅度。在南二區(qū)延9油藏注入條件(單井日注28 m3/d)下，水驅(qū)后儲(chǔ)層孔隙度和滲透率的增加主要與黏土礦物含量的降低、水驅(qū)程度和儲(chǔ)層滲透率有關(guān)。因此，在實(shí)際注水開(kāi)發(fā)中，注入倍數(shù)越大、儲(chǔ)層巖石的滲透率越高，水洗后儲(chǔ)層內(nèi)黏土礦物的含量越低，孔隙度和滲透率的增加越明顯，更容易形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，導(dǎo)致儲(chǔ)層非均質(zhì)性增強(qiáng)，注水效果越來(lái)越差，要想改善水驅(qū)效果，必須采用阻斷優(yōu)勢(shì)滲流通道、改變水驅(qū)流動(dòng)方向的方法進(jìn)一步提高注入水波及系數(shù)，提高采收率。

3 儲(chǔ)層微觀孔隙特征變化規(guī)律

3.1 黏土礦物變化特征

水驅(qū)實(shí)驗(yàn)前從巖心端面截取5 mm長(zhǎng)的巖心，測(cè)黏土礦物含量。水驅(qū)油后的巖心經(jīng)洗油、烘干，測(cè)量黏土礦物的含量，其含量采用X射線衍射分析方法測(cè)定。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果(表5)看出，水驅(qū)后儲(chǔ)層巖石黏土礦物總量減少，其含量從3.75%降至2.85%，且水驅(qū)后高嶺石含量增加，而伊利石和伊蒙混層含量明顯降低，綠泥石的含量變化不大；儲(chǔ)層巖石的滲透率越高，水洗后黏土礦物的含量降低幅度越大，進(jìn)一步說(shuō)明儲(chǔ)層物性越好，注入水與儲(chǔ)層之間的相互作用越強(qiáng)，水驅(qū)后儲(chǔ)層物性的增加幅度越大。

注水開(kāi)發(fā)中，黏土礦物含量的降低主要與伊利石和伊蒙混層含量的降低有關(guān)。儲(chǔ)層原始條件下伊利石呈絲片狀、畫(huà)卷狀充填孔隙或絲縷狀垂直碎屑顆粒表面生長(zhǎng)、搭橋狀充填于顆粒之間(圖1)，在注入水作用下這種形狀的伊利石容易破碎，并隨流體運(yùn)移，造成其含量顯著下降。伊蒙混層中，蒙脫石對(duì)水有極強(qiáng)的敏感性，尤其是鈉蒙脫石，遇水后體積可膨脹至原體積的600%～1 000%，水化膨脹后的蒙脫石在流體的沖刷作用下，容易隨著流體遷移，導(dǎo)致其含量下降。高嶺石遇水不易水化膨脹，但其對(duì)巖石顆粒的附著力很差，在流體剪切力的作用下，高嶺石礦物極易從巖石顆粒上脫落和破碎，并隨流體在孔隙中流動(dòng)，但在南二區(qū)實(shí)際注入速度下，注入水對(duì)高嶺石礦物的剪切力作用力較弱，沒(méi)有引起大量高嶺石礦物從巖石顆粒上脫落。上述3種作用的綜合結(jié)果導(dǎo)致水驅(qū)后伊利石和綠泥石的相對(duì)含量明顯降低，而高嶺石的相對(duì)含量大幅度增加。同時(shí)，儲(chǔ)層內(nèi)水敏性強(qiáng)的黏土礦物吸水膨脹，原有的礦物結(jié)構(gòu)被破壞，注入水將結(jié)構(gòu)破壞后的黏土礦物沖散、沖走，從油井采出，使儲(chǔ)層中黏土礦物含量降低。

表5 水驅(qū)前后黏土礦物成分對(duì)比

圖1 延9油層組主要黏土礦物類型Fig.1 The main clay mineral types of Yan 9 reservoir

3.2 孔喉特征變化

采用平行巖心分別在水洗前后進(jìn)行恒速壓汞實(shí)驗(yàn)，以研究水驅(qū)前后喉道半徑的變化。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果(表6)看出，水驅(qū)后儲(chǔ)層巖心的有效孔隙半徑和有效吼道半徑均增大，但有效孔喉比卻降低，說(shuō)明在南二區(qū)實(shí)際注水條件下，吼道半徑的增加明顯大于孔隙半徑的增加，注入水與黏土礦物的作用主要集中在孔隙的吼道部分，導(dǎo)致水驅(qū)后孔隙度的變化幅度較小，而滲透率增加幅度較大。

4 滲流特征變化規(guī)律

4.1 水驅(qū)前后相滲特征變化

根據(jù)水洗前后儲(chǔ)層巖心相滲曲線的測(cè)定結(jié)果(圖2)。注入水洗后，油相和水相相對(duì)滲透率均增大；水驅(qū)前后束縛水飽和度基本無(wú)變化，殘余油飽和度均降低，兩相區(qū)范圍變寬，由24.3%～35%變?yōu)?6.9%～37.5%；等滲點(diǎn)飽和度增大，由51.6%～58.8%變?yōu)?3%～59.1%；殘余油狀態(tài)下水相相對(duì)滲透率由0.058 3～0.11變?yōu)?.116 6～0.135 9；驅(qū)油效率由水驅(qū)前的42.41%～47.17%變?yōu)?6.86%～57.77%。

4.2 儲(chǔ)層潤(rùn)濕性變化

儲(chǔ)層巖石的原始潤(rùn)濕性為弱親油-親油。水驅(qū)后，儲(chǔ)層巖心的潤(rùn)濕性(表7)變?yōu)槿跤H水-親水。相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果也可以看出，注入水沖刷后，等滲點(diǎn)的含水飽和度均增大，分別從注水前的51.6%、58.8%和58.5%增大至53.0%、59.1%和59.0%，說(shuō)明水驅(qū)后儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性向親水方向發(fā)展。

4.3 產(chǎn)出水水質(zhì)的變化

注水初期，注入水主要沿儲(chǔ)層大孔隙驅(qū)油，溶解儲(chǔ)層中的鹽類，并同高礦化度地層水發(fā)生離子交換，注入水被鹽化，在水驅(qū)前緣及附近地層內(nèi)，混合地層水礦化度常常接近原始地層水礦化度，隨著注水量的增大，注入水在油層中的長(zhǎng)期沖洗使油層內(nèi)的原生水淡化，礦化度變小。所以在注水過(guò)程中，隨著油層注入水的增加，油井從不含水、低含水到高含水，產(chǎn)出水的礦化度逐漸變低。如采取分層注入工藝或調(diào)剖等措施使原來(lái)不動(dòng)用或動(dòng)用差的油層動(dòng)用起來(lái)，采出水的礦化度又可能升高。由采出水礦化度的變化可判斷有無(wú)新的油層參加生產(chǎn)。

表6 水驅(qū)前后恒速壓汞結(jié)果對(duì)比

表7 水驅(qū)后儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表8 水驅(qū)過(guò)程中不同含水率時(shí)巖心出口端離子組成

南二區(qū)延9油藏儲(chǔ)層巖石的表面物理性質(zhì)和孔隙結(jié)構(gòu)是影響儲(chǔ)層滲流特征的主要因素。在注入水的沖刷下，注入水主要沿著物性好的孔道驅(qū)油，儲(chǔ)層中的黏土礦物易發(fā)生水化、膨脹、分散和運(yùn)移，經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)，油藏儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生了較大變化，注入水對(duì)儲(chǔ)層孔隙、骨架顆粒、膠結(jié)物和油藏流體的作用，以及油層溫度和壓力的變化，使得孔喉半徑增大，滲透率增大，減小了水驅(qū)油的流動(dòng)阻力，同時(shí)在注入水的長(zhǎng)期沖刷下，巖石顆粒表面的油膜脫落，長(zhǎng)石、石英等表面呈現(xiàn)出(或恢復(fù))本來(lái)具有的親水性，這種潤(rùn)濕性的轉(zhuǎn)變對(duì)提高水驅(qū)油效率有利。以上作用使水洗后油相和水相流動(dòng)能力增強(qiáng)，流動(dòng)阻力減小，兩相區(qū)范圍變寬，可動(dòng)流體飽和度范圍變大，水驅(qū)油效率提高。

5 結(jié)論

(1)馬嶺油田南二區(qū)延9油藏經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)，注入水與儲(chǔ)集層之間的相互作用使儲(chǔ)集層中的黏土礦物發(fā)生水化、膨脹分散和運(yùn)移，使黏土礦物含量降低，孔喉半徑增大，儲(chǔ)集層孔隙度和滲透率增大；水驅(qū)程度越大，孔隙度和滲透率增加幅度越大，且滲透率的增大幅度遠(yuǎn)大于孔隙度的增大幅度。

(2)在注入水長(zhǎng)期沖刷下，注入水的水洗、溶解等各種物理化學(xué)作用使儲(chǔ)集層巖石孔道內(nèi)壁變的比較光滑和巖石顆粒表面的油膜脫落，使巖石的潤(rùn)濕性由親油性變化為親水性。

(3)注入水的長(zhǎng)期沖刷作用使油相和水相流動(dòng)能力增強(qiáng)，流動(dòng)阻力減小，兩相區(qū)范圍變寬，可動(dòng)流體飽和度范圍變大，水驅(qū)油效率提高，有利于油田的開(kāi)發(fā)。

(4)由于儲(chǔ)集層的非均質(zhì)性，實(shí)際水驅(qū)油過(guò)程中，注入水與儲(chǔ)集層之間的相互作用使儲(chǔ)集層物性的變化幅度更大，一旦形成優(yōu)勢(shì)滲流通道將不利于采油，從而使剩余油主要集中在優(yōu)勢(shì)通道之外的較低滲透率油層中。為了提高水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量，提高低滲層的注水波及系數(shù)，建議在精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，采用調(diào)剖、聚合物驅(qū)或2+3調(diào)驅(qū)等技術(shù)，盡早阻斷優(yōu)勢(shì)滲流通道，改變注入水的流動(dòng)方向，進(jìn)一步提高原油采收率。