开发过程中储层物性变化规律研究_马喜斌

开发过程中储层物性变化规律研究Ξ马喜斌,毛永强,周嵩楷,刘斌善(中原油田分公司,河南濮阳　457001) 摘　要:经过多年的注水开发,濮53块储层发生了重大变化。

填隙物在注水开发过程中被水冲刷后发生溶蚀、运移,改变了层内部的孔喉网络特征,使其更加复杂化。

储层物性的变化体现在孔隙度和渗透率的两极分化严重,好的更好,差的更差。

同时长期注入水改造使储层润湿性明显地转化为水湿。

关键词:填隙物;储层物性;润湿性;高含水期 濮城油田南区濮53块沙二上2+3油气藏是一个典型的多层厚油藏。

对自上世纪80年代投入开发以来不同时期岩心的各种分析化验结果的研究表明储层宏观和微观特征均发生了明显的变化。

对这一变化前人已从储层密度[1]、微观孔隙结构特征[2]、宏观储层物性[3]、电性特征等[4]。

地质家和油藏工程师也采用了不同的新技术新方法[5],探讨这些变化的成因,并对这一变化进行描述和分析,结合油田开发实践,充分应用这种变化,减少其对油藏开发的影响。

1　填隙物变化原始状态的高岭石一般居于粒间孔隙中,多为完整的蠕虫状晶体。

在初—中含水阶段,由于开发动力地质作用未达到,致使其晶体分解的程度低,故一般保存了完整的六面体蠕虫状结晶集合体。

而当注水开发时间增长,达到高—特高含水阶段后,由于注入水外动力的浸泡、冲刷驱动作用等因素的影响,高岭石结晶格架开始解体,表现在六边形晶片边缘被磨蚀,棱角破坏,片状集合体分解成零散片状,其破坏程度视其外动力条件的大小及所居的位置而定。

在注入水主流线上的位置破坏程度较强,居于不连通孔隙中的则晶形完整保存较好。

伊利石一般呈鳞片状沾附于石英、长石、岩屑等矿物颗粒的表面,长石风化作用形成的伊利石多沾于长石表面。

蒙脱石较少,一般呈朵状居于孔壁周围。

而绿泥石呈鳞片状,零乱分布。

除粘土矿物外,储层中的碳酸盐类物质及其它一些细小的地层微粒也发生了相应的变化。

如方解石被溶解后呈无晶形状零乱堆积在孔隙内。

这此微粒大都居于孔喉中,在流场中储层被注入也明显见到了干扰信号。

因此,通过干扰试井,可以确定T401、T K404、T K408、T K412及S48井为同一缝洞单元。

4　流动单元平面划分标准由于本区缝洞型碳酸盐岩的储集性能主要受控于次一级岩溶地貌及断裂、裂缝发育程度。

因此,在充分研究岩溶储集体发育规律的基础上,综合利用各类动静态资料研究成果,研究和确定了划分不同类型流动单元的依据及标准。

采取局部就近原则,从构造图上相邻的井出发,进行邻井对比分析和缝洞流动单元的平面划分。

5　结论(1)通过对塔河油田开发实践,提出了缝洞型碳酸盐岩油藏流动单元的概念,是具有独立压力系统或相对一致的压力变化规律以及相似的流体性质,在生产中可以作为一个相对独立的流体运动单元和油气开采基本单位。

(2)与碎屑岩相比,碳酸盐岩油藏由于成岩和溶蚀作用对储集空间的影响,研究难度大,使得静态资料研究受到很大局限。

因此利用生产动态方法进行流动单元的划分。

(3)通过对塔河油田实例研究,提出了不同方法的流动单元划分结果。

得出同一流动单元渗流特征、岩溶构造位置及产量相似,原油密度异常区均为定容型缝洞体。

[参考文献][1]　谭承军1塔河碳酸盐岩溶缝洞型油藏流动单元研究意义1中国西部油气地质,2005,1(1). [2]　杨宇,康毅力,张凤东,康志宏1塔河油田缝洞型油藏流动单元的定义和划分1大庆石油地质与开发,2007,26(2).[3]　张林艳1塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油(气)水分布关系1中外能源,2006,11.[4]　刘吉余1流动单元研究进展地球科学进展,2000,15(3).[5]　阎长辉,羊裔常1动态流动单元研究1成都理工学院学报,1999,26(3).[6]　赵永胜1储层流体流动单元的矿场试验1石油学报,1999,20(6).492内蒙古石油化工 2008年第10期　Ξ收稿日期:2007-04-11水驱动冲刷后部分可在压力小的部位聚集,另一些随着油水迁移而采出。

2　孔喉网络变化在未注水的新濮36井孔隙最大宽度50～70Λm,最大孔隙直径100Λm,多为不规则、串珠状。

孔隙均质系数较高,大都在0.5以上,分选系数较小,说明孔喉分选较好较均匀、较均质的特点。

中含水的濮检1井(中高含水)最大孔隙直径增大,达165Λm。

有较多的游离孔。

储层的均质系数较之未注水时期有所下降,孔喉半径平均值也有下降趋势。

特高含水期(新濮3—38游离孔增多,形态复杂。

较高渗透性、孔喉半径相对较大的流动单元,随着注水时期的增长,含水量的增大,储层岩石骨架颗粒游离,空孔隙增多。

而对较致密储层其孔喉易被游离的零散颗粒堵塞,渗透率略有下降。

3　孔隙度、渗透率变化通过对未、中高和高含水期孔隙度的分析,发现从开发初期到中高含水期,孔隙度整体上呈下降趋势,孔隙度总体由较大的孔隙度区间向较小的孔隙度方向漂移,即孔隙度较大的区间的相对比例有所下降,较小孔隙度区间的相对样品数有所增加,特别是小于20%和小于15%的孔隙度总量有较大幅度的增加,而且其相应区间的平均值均有不同程度的下降,说明处于该区间的储层的孔隙度有所下降,而大于25%的孔隙度总量明显下降,说明孔隙度总体上变小了。

但同时也可看出,尽管大于25%的孔隙度总数下降了,但其均值反而增大了,说明大于该孔隙度的储层,在开发过程中随地层微粒的带出,其孔隙度反倒增大了(表1)。

从中含水期到特高含水期,样品的分布区间表明储层的孔隙度整体上向大的方向漂移,尤其是朝向20%～25%的区间漂移。

从其不同区间的孔隙度平均值分析,中等孔隙度的储层孔隙度略有增大,而其它区间的几乎没有变化。

对应于研究的各孔隙度区间内的渗透率变化研究表明(表2),孔隙度小于25%的样品,在开发的整个过程中,其渗透率都是降低的,而且孔隙度越小,其渗透率下降的越大。

而对于孔隙度大于25%的样品,开发初期到中含水期,其渗透率明显下降,而到了高含水期,其渗透率又有较大的提高。

表1不同开发阶段的孔隙度变化指标不同区间的比例不同区间的平均值开发阶段不含水中含水特高含水不含水中含水特高含水区间时间井号1980xp361991p j12001xp3-381980xp361991p j12001xp3-38≤15指3.615.313.211.7≤20标13.926.617.518.117.517.5≤25值47.940.260.022.822.422.7>2534.617.920.026.927.427.3 注:xp3-38井由于小于是的样品点太少,不具代表性而未加入。

表2　不同开发阶段对应于孔隙度的渗透率变化指标不同区间的比例不同区间的平均值开发阶段不含水中含水特高含水不含水中含水特高含水区间时间井号1980xp361991p j12001xp3-381980xp361991p j12001xp3-38≤15指3.615.38.71.8≤20标13.926.617.516.412.57.7≤25值47.940.260.066.753.927.4>2534.617.920.0261.4170.2208.4 注:xp3-38井由于小于是的样品点太少,不具代表性而未加入由于本区的监测资料只有高和特高含水期的资料,而且大多是对应于化学封堵后的结果检查,因而元法直接证实在开发过程中的物性变化。

但从其封堵后的效果变化中,可得到一些定性的结论。

在封堵后,一般地物性好的高渗层其吸水能力立时下降,注水井的注入压力可有较大的提高,使得物性较差的层也开始吸水,吸水相对较为均匀,然而封堵一段时间后,注水井的压力下降,监测表明物性好的层位其吸水量又有较大幅度的提高,说明在注水过程中,物性好的层的物性又有恢复,而物性差的层则相对地变差或没有明显的变化,这至少说明物性好的层在开发中其物性是变好的。

而且在多次的封堵实践中发现随封堵的多次进行,水井的压力下降的速度加快,从初期的压力可维持半年左右到后期的一个月甚至更短,说明好层在开发的后期孔喉较大,更难于封堵,从侧面说明其物性是逐步变好的。

4　润湿性变化从油藏未注水开发阶段到开发20余年达到特高含水阶段,在这长达20余年的过程中,储层岩石润湿性发生了变化。

在未注水时期储层润湿性以亲油和偏亲油为主,注水10年后储层达到高含水期。

据1991年钻的濮检1井资料,油水对岩石的亲和性略有变化,偏亲水及亲水略多于偏亲油及亲油样品,也即是随着注水开发,储层润湿性向着亲水方向转化。

当注水开发到特高含水期,从所钻的新濮3—38井资料分析,不论哪一层的流动单元的储层润湿性均表现为亲水性。

[参考文献][1]　云美厚,管志宁等.油藏注水开发对储层岩石速度和密度的影响[J].石油地球物理勘探,2002,37(3):280～286.[2]　徐守余,李红南.储集层孔喉网络场演化规律和剩余油分布[J].石油学报,2003,24(4):48～53.[3]　周丽清,沈平平,穆龙新等.注水开发过程中变差函数的变化及孔隙度变化规律[J].石油学报,2001,22(4):78～81.[4]　吴欣松,苏小军,吴宗来.注水开发过程中储层参数变化规律的测井地质评价[J].测井技术,2002,26(4):311～314.[5]　胡书勇,张烈辉,刘成林等.研究注水开发油藏储层动态变化特征的新方法[J].西南石油学院学报,2004,26(4):14～17.592　2008年第10期 马喜斌等　开发过程中储层物性变化规律研究。