海上S油田注水开发后期储层物性变化规律及应用

海上S油田注水开发后期储层物性变化规律及应用
胡治华;马奎前;刘宗宾;黄凯;张俊
【摘要】注水开发是提高油田开发效果的主要措施,长期注水对储层物性有较大影响.采用室内实验,测井参数解释及油藏数值模拟方法对渤海S油田的孔隙度、渗透率以及原油的黏度3种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律.研究认为:经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出两种相反的变化趋势:高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多;低渗透储层孔隙度、渗透率减小.储层这两种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出.油田原油性质表现出黏度增加,胶质和沥青质含量上升等变差的趋势.通过采取分层酸化、分层调剖以及优化注水的措施,油田取得了较好的增油效果.
【期刊名称】《科学技术与工程》
【年(卷),期】2014(014)015
【总页数】5页(P164-168)
【关键词】S油田;注水开发;储层物性;变化规律;应用
【作者】胡治华;马奎前;刘宗宾;黄凯;张俊
【作者单位】中国海油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中国海油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中国海油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中国海油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中国海油(中国)有限公司天津分公司,天津300452
【正文语种】中文
【中图分类】TE331.3
注水开发是提高油田开发效果的主要措施，长期注水对储层各种物性有较大影响，尤其对高孔高渗油藏，储层物性在注水前后的变化是普遍存在的问题。

文献调研表明:长期注水开发后，我国大多数油田的储层物性和微观孔隙结构都产生了明显变化。

通过国内外研究现状调研可知，在对储层长期注水冲刷后物性参数变化规律的研究中，绝大多数研究工作集中在对几个重要参数的变化规律或变化特点的研究上，储层参数的变化对生产动态的影响研究不多［1—6］。

现在在S油田储层基本特
征分析的基础上，结合储层注水开发前后的大量岩心、测井等数据，总结了储层物性的变化规律，并研究了油田注水开发特征与储层物性变化间的关系，对准确分析油田剩余潜力分布规律、选择改善油田开发效果的合适增产措施等提供了可靠的科学依据。

1 油田概况
海上S油田位于辽东湾辽西低凸起中段，构造形态为北东走向的断裂背斜，西侧
以辽西1号断层为界与辽西凹陷相邻，东侧以斜坡形式逐渐向辽中凹陷过渡。

该
油田目的层为东营组下段，埋深(1 175 ～1 605 m)，为湖相三角洲沉积［7，8］。

经油田物性资料统计，储层孔隙度分布在(17.9%～41.5%)，平均为34.3%;渗透率分布在(1.7～18)×106 mD之间，平均为2 218.7 mD。

储层具有高孔、中高渗的储集物性特征。

油田经过多年的注水开发，目前综合含水达70%以上，进入了中-高含水阶段。

随着注水开发程度的不断深入，油田储层特征及开发动态表现出以下两个突出特
点:①储层非均质性更为严重，且储层非均质性及储层流体性质导致的储层层间矛
盾日益突出，表现为注水井吸水剖面差异明显加大，严重影响了注入水波及效率和油藏开发效果;②在储层物性、储层整非均质及油水物性差异共同作用下，导致油田储层的渗流特征变化明显，集中体现在采出程度与产水率动态关系变差，油田进一步开采难度加大，常规“稳油控水”措施效果变差或受阻。

所以对油田储层物性的变化规律的研究势在必行。

2 油田物性参数在注水前后的变化规律研究
2.1 油田储层物性参数变化规律研究方法
在油田开发后期，高含水期油田取心资料和矿场测井动态资料均表明，由于注入水的长期冲刷，储层的宏观、微观结果、非均质性、流体组成及流体分布较开发初期均发生明显变化，尤其是影响渗流的主要物性参数发生了较大的变化，这些参数对剩余油的分布产生了巨大影响［9，10］。

在油田取心井较少的情况下，主要采用室内实验、测井参数解释及油藏数值模拟方法对物性参数进行分析。

2.1.1 室内实验
室内实验主要有2种，一种是岩心驱替实验，另一种是微观驱替实验。

通过对现场取心或人造岩心进行注水驱替实验，来获取注水冲刷前后储层动态参数的变化，从而定性地解释储层参数的动态变化规律。

为了描述储层非均质性及不同沉积微相下储层参数的动态变化规律需对短岩心按照渗透率加权平均的方法进行拼接形成长岩心进行冲刷驱替。

微观驱替实验是根据铸体薄片资料通过人工填砂或真实岩心经抽提、烘干、切片、磨制等工序之后制成符合规格的孔隙结构模型，然后经刻蚀玻璃、光刻仿真等手段来研究水驱油的动态过程。

2.1.2 测井参数解释
长期开发过程中，随着开发程度逐渐加深，储集体的电阻率、介电性质、阳离子交换量、自然电位、人工极化电位、声学性质等物理性质也会逐渐发生变化，测井响应随之产生相应的变化，而且地层性质、注入水的含盐量与注入量不同，测井响应
的变化特征和规律也不一样。

通过不同开发时期测井资料获得各测井曲线的演化规律来解释的各井层物性参数(孔隙度、渗透率、饱和度以及泥质含量等)的变化特征，从而建立各参数的变化规律。

2.1.3 油藏数值模拟技术
油藏数值模拟技术是目前定量描述剩余油分布并可视化的一项成熟技术。

对于长期注水冲刷开发的油田来说，储层参数随开发程度的加深发生动态变化，但常规数值模拟方法无法考虑储层参数的变化规律，造成其结果的准确性较差。

针对这种情况，国内外主要有两种做法:一是立足于现有数值模拟软件采用分段处理，二是通过引
入储层参数与含水率、注入孔隙体积倍数、微观渗流机理、注水强度等的变化规律，编制相应的数值模拟求解程序。

2.2 注水开发储层参数变化规律
现在研究主要从孔隙度、渗透率及原油黏度3个方面来认识储层参数的变化规律。

2.2.1 孔隙度的变化规律研究
随着注入水对储层的长期冲刷，岩石骨架场、孔隙半径、黏土矿物等都会发生变化，储层的孔隙结构发生了变化，孔隙度也会变化。

认清孔隙度的变化，有助于更好地认识油藏［11］。

根据油田B19取芯井物性数据(表1)分析后发现，注水后，孔隙度普遍增大，特别是高渗孔隙度都加大了，而中低渗有部分增大。

由于注入水的长期冲刷，储层岩石孔道间的微粒被冲刷带走，使孔道增大，尤其是大孔道在开发过程中变得越来越大，而低渗储层特别是泥质含量较高的低渗储层，由于水敏性而使得小孔道反而可能被堵塞。

这样使得储层岩石中大孔隙的体积百分数越来越大，而小孔隙的体积百分数越来越小。

表1 S油田B19井注水前后孔隙度对比表Table 1 Comparsion between before and after water injection of B19 porosity in S oil field孔隙度/%34.3 35.3 8－
029C 6 063.5 33.5 34.8 12－008C 5 039.9 33.2 34.6 5－046B 2 588.3 中渗33.9 33.7 11－011C 2 238.1 34.2 33.0 17－016B 2 132.5 34.2 36.6 4－051B 460.8 低渗 33.4 34.2 12－046C 391.7 29.9 32.0注水前注水后8－009C 5 824.0 高渗样品号渗透率/mD 16－005B 379.0 34.1 33.8
根据孔隙半径对数正态分布的方法，在求得油田不同含水阶段的孔隙结构分形维数和孔隙结构参数后，得到了不同含水阶段的孔隙半径分布。

高渗样品不同含水阶段孔隙半径分布曲线(图1)，这里选取的是不含水时，中含水期(含水40%和60%)和高含水期(含水80%)4个阶段孔隙半径的分布。

图1 中高渗样品不同含水阶段的孔隙半径分布图Fig.1 The distribution of mid-high permeability samples pore radius at different water cut stages
从图中可以看出，随着含水率的不断上升，储层岩石的孔隙半径分布发生了变化，总的趋势是向孔隙增大的方向转变。

随着含水率的增大，曲线逐渐向右移动，并且曲线所覆盖的范围由原来的窄而尖变得越宽越平。

曲线的最大峰值逐渐减小，并且对应最大峰值的孔隙半径逐渐增大。

说明储层岩石经过长期水驱后孔隙半径增大，大孔隙的数量越来越多。

大量实验数据表明，在长期注水冲刷过程中孔隙度的变化范围很小，一般只有2%左右。

孔隙度的变化直接影响渗透率变化。

2.2.2 渗透率的变化规律
长期水驱后储层的孔隙结构发生了变化，必然引起渗透率也随着变化，渗透率的变化直接影响采油速度，对生产有着至关重要的影响。

根据油田室内岩心长期注水冲刷实验结果表明(表2)，单纯从渗透率有增减的岩心
的数量或从渗透率区间分析，在较高倍数孔隙体积冲刷下，大部分岩心渗透率增大，以中、高渗岩心居多，低渗岩心降低。

表2 油田不同地层渗透率变化倍数统计表Table 2 The statistical table of permeability variation for different stratas in S oil field含水饱和度/%渗透率
变化倍数高渗中高渗低渗0.24 1.000 1.000 1.000 0.26 1.050 1.000 1.000 0.29 1.180 1.000 1.000 0.315 1.250 1.036 0.918 0.358 1.410 1.160 0.874 0.376
1.460 1.250 0.845 0.41 1.500 1.265 0.834
经分析(表3)，S油田在注水开发过程中，原油性质都表现出变差的趋势，即原油
密度和黏度增加，胶质和沥青质含量上升。

其中原油黏度、含蜡量和胶质沥青质含量基本都增大10%以上。

原油密度变化幅度相对较小，变化率在3%左右。

在注
水开发过程中，原油性质参数的变化呈现出一定的阶段性。

在油井含水20%以前，原油黏度变化幅度较大;含水在20%到80%之间，变化幅度比较小;在高含水期原
油黏度上升较快。

水驱油田开发过程中，由于长期水洗和水中氧对原油氧化等复杂作用导致油层原油的黏度随着含水上升不断升高，原油的流动性变差。

一方面是由于注入水的温度一般比地层水温度低，当注入水在井底附近形成的低温区会导致原油黏度上升;另一
方面是由于注水时，受水冲刷和水洗的影响，把原油中黏度降低、密度较小、易于流动的轻质组分带走，残留下重质组分，导致原油黏度在开发过程中增加。

根据不同开发阶段或水淹前后取芯井岩心统计资料的渗透率研究结果表明:同一层
内同相带，高渗透储层渗透率增加，低渗透储层渗透率减小;粗岩渗透率增加，细
岩渗透率降低。

弱胶结强溶解中、高孔高渗成岩储集相的渗透率升高幅度最大，其次为中胶结中溶解中孔中渗和强胶结弱溶解低孔低渗成岩储集相，而杂基冲填低孔低渗成岩储集相的渗透率一般降低。

2.2.3 地层原油性质变化的规律
在注水开发过程中，由于注入水与地层原油长期接触，引起储层原油物理化学性质发生变化是许多油田所共有的。

由于注入水中携带着溶解氧，微量金属元素和各种细菌进入地层，使地层水淹区原油烃类发生氧化还原反应和生物化学过程，从而导致原油物理化学性质的变化。

表3 油田注水前后原油性质参数的变化表Table 3 The changes of the crude oil property parameters before and after water injection/%20℃原油密度/(g·cm －3)性质参数开发阶段平均值变化率0.986 60℃原油黏度/(mPa·s)注水前 0.958 +2.92注水后注水前 42.56 +64.97注水后1.78胶质、沥青含量/% 注水前 43.0 +11.63注水后70.21含蜡量/% 注水前 1.51 +17.88注水后48.0
3 生产动态资料对油田物性变化规律的验证
由于吸水剖面能够很好地反应各小层的物性变化情况，是对储层的均质性最直接的体现，所以选择了吸水剖面资料对上述油田物性变化规律进行验证。

表4 A10井吸水剖面测试成果对比表Table 4 The contrast table of water absorption profile test results for A10小层号有效厚度/m渗透率/mD 2001-5-29(中海)2002-9-6(中海)2008-11-21(中海)吸水量/(m3·d－1)相对吸水量/%吸水量/(m3·d－1)相对吸水量/%吸水量/(m3·d－1)相对吸水量/%1.6 4 146.5 0.0 0.0 8.9 1.5 0.0 0.0 2 4.8 6 249 0.0 0.0 14.5 2.4 66.4 4.7 3 7.9 4 096.1 222.6 56.9 366.5 61.1 380.3 26.7 4.1 3.7 1 035.4 115.7 29.6 1.7 0.3 78.2 5.5 4.2 12.2 3 172.3 0.0 0.0 116.9 19.5 201.4 14.1 5 10.6 3 955.6 44.4 11.4 70.9 11.8 685.5 48.1 6 8.4 2 620.5 7.5 1.9 13.7 2.3 0.0 0.0 7 11.2 4 909.3 0.9 0.2 6.6 1.1 0.0 0.0 8 7.5 3 368.3 0.0 0.0 0.6 0.1 12.9 0.9合计 69.1 2 118.9 391.1 100.0 600.3 100.0 1 424.7 100.0 1
从油田A10不同阶段的吸水剖面(表4)可以看出:从 2001年的 391 m3/d增加到2008年的1 424.7 m3/d，一直在增加，说明该井储层的物性在变好，孔渗在增加;但各小层吸水剖面差异明显，3小层吸水量从2001年的222.6 m3/d增加到2008年的380.3 m3/d，增加了1.5倍左右，而5小层就从2001年的11.4
m3/d增加到2008年的685 m3/d，增加了60多倍，储层非均质性更为严重，且储层非均质性及储层流体性质导致的储层层间矛盾日益突出，说明上述油田物性
变化规律有较高的准确性。

4 物性变化规律在油田后期挖潜中应用
针对油田注水后储层物性变好，储层非均质性较强的现状，油田采取了2种增产
措施。

4.1 分层酸化，分层调剖
为了控制注入水突进速度，减小层间矛盾，提高注入水水驱效率，增大储量的动用程度，对注入水突进明显的井组进行了分层酸化、分层调剖措施。

4.2 优化注水措施
针对油层目前纵向非均质性严重，层间及层内水驱状况不均，导致油田含水上升速度加快，产量递减加大。

对油田部分井组采取优化注水措施。

通过在油田储层物性变化规律基础上的挖潜，油田的产量、采油速度大幅上升，显示了较好的开发效果。

自2010年11月陆续开始实施增产措施，截至目前已实施46井次，该油田的日产油量从调整前的3 948 m3/d增加到6 501 m3/d，累产
油增加了15×104 m3，取得了较好的增产效果。

5 结论
(1)经过长期水驱后，油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加，但表现出两种相反的变化趋势:①高渗透粗岩储层渗透率增加，大孔隙的数量逐渐
增多;② 低渗透细岩储层孔隙度、渗透率越少。

储层这两种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重，储层层间矛盾日益突出。

(2)在注水开发过程中，油田原油性质表现出原油密度和黏度增加，胶质和沥青质
含量上升等变差的趋势。

(3)在油田储层物性注水前后变化规律的基础上，对油田实施了46井次的分层酸化、分层调剖和优化注水措施，取得了较好的增油效果。

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