曹　雷，孙　卫，盛　军，沈孝秀，霍　磊

(1.西北大学大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069；2.西北大学地质学系)

三塘湖盆地牛圈湖区块微观孔隙结构对注水开发的影响

曹雷1，2，孙卫1，2，盛军1，2，沈孝秀1，2，霍磊1，2

(1.西北大学大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069；2.西北大学地质学系)

摘要：通过分析铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、可视化岩心水驱油等实验资料，结合生产动态资料，研究了储层岩石学特征差异、成岩作用差异、孔隙类型差异及其连通程度、孔喉配置关系、孔喉比、微裂缝等储层微观因素对三塘湖盆地牛圈湖区块注水开发效果的影响。结果表明，研究区三个区块孔隙类型单一，均以大孔隙为主，而喉道类型差异大，喉道差异是导致区块之间注水效果差异大的主要原因。

关键词：三塘湖盆地；牛圈湖区块；西山窑组；微观孔隙结构；注水开发

1区域概况

牛圈湖油田位于新疆三塘湖盆地马朗凹陷，其构造特征整体为近东西向展布的宽缓背斜，南北两侧受背冲逆断裂夹持，为典型的扇三角洲前缘沉积。西山窑组储层西二段为牛圈湖油田侏罗系主力储层，地层厚度平均为21.8 m，根据钻井揭示及综合研究结果，其油气主要来源于下部芦草沟组。牛圈湖区块位于马朗生烃凹陷的中北部，断裂系统和各层组间的不整合面为下部烃源岩生产的油气提供了有利通道。依据地层沉积特征，将西二段储层进一步划分为X21、X22、X23、X24四个小层，其中X22、X23为主力层系，该储层具有典型的“低孔、低渗、低饱和度”特征，属于典型的“三低油藏”。根据物性、油水系统等差异，把牛圈湖油田分为北区、南区和东区三个区块，三个区各自存在一个构造高点，以南区相对最高。并且南区物性相对最好，平均孔隙度为15.08%，平均渗透率为8.734×10-3μm2；东区次之，平均孔隙度为13.09%，平均渗透率为5.698×10-3μm2；北区物性最差，平均孔隙度为11.56%，平均渗透率仅为0.808×10-3μm2。

2油田开发现状

三塘湖盆地侏罗系油藏蕴涵巨大的油气资源量，牛圈湖区块2007年投入开发，截至2011年11月，已完钻各类井多达279口，其中油井总数为174口，注水井总数105口，油井开井生产162口，水井开井数为88口；日产液385.6 m3/d，日产油171.0 t/d，日注水1 447 m3/d，累计产油量27.18×104t，累计注水量343.46×104m3，采油速度0.32%，采出程度1.4%。但是，随着开发进程的不断加快，油藏生产状况发生了变化，主要表现为注水压力高、无水稳产期短、含水率上升快，油井过早见水、注采关系不平衡，储层微观非均质程度严重等突出问题，这些问题在不同程度上影响着牛圈湖油田的注水开发效果。因此，深入研究储层的微观孔隙结构特征，对于从根本上解决上述注水开发中遇到的问题有着重要意义。

3注水开发效果影响因素分析

通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、可视化岩心水驱油等实验技术，从造成储层的低孔低渗透的主要原因以及影响储层物性的主要因素入手，剖析研究区储层的微观孔隙结构及其最终对注水生产开发的影响。

3.1岩石学特征差异

三塘湖盆地牛圈湖区块侏罗系西山窑组储层为扇三角洲前缘沉积，物源多，搬运距离短，沉积水动力条件差异大，火山喷所发带来的凝灰质分布不均匀，使得储层岩石学特征差异明显；储层主要可溶性矿物长石、岩屑和凝灰质含量的差异，以及后期溶蚀作用差异，最终导致了储层物性的差异，从而在一定程度上影响注水开发。从表1中可以看出，三个区岩石学特征参数主要的差异体现在凝灰质含量以及高岭石相对含量上。砂岩中凝灰质组分的构造和含量对孔隙类型构成及孔渗性能有着直接的影响[1]。黏土矿物高岭石在注水开发过程中容易被注入水冲散，从而导致喉道堵塞，导致注入水波及范围减小，影响注水开发效果。

表1　储层岩石学特征参数对比表

3.2成岩作用差异

碎屑岩的一系列成岩变化，对碎屑岩型储集岩的孔隙形成、保存和破坏起着极为重要的作用，对储层物性有着决定性作用[2]。采用Bread方法对三个区块原始孔隙度恢复计算，对各类成岩作用的孔隙演化进行分析[3-4]，结果表明三个区块在原始孔隙度方面差距不大，造成物性最终差异的主要原因体现在差异压实以及溶蚀强度的大小，压实作用是造成储层物性变差的首要因素，而溶蚀作用是改善储层物性的首要因素，这两种成岩作用的差异，导致了三个区块孔隙类型、孔隙结构上的差异，而这些最终又影响到了各区的注水开发效果(表2)。

3.3孔隙类型差异及其连通程度

通过对研究区三个不同区块铸体薄片和扫面电镜照片分析可以看出，牛圈湖区块砂岩储层孔隙类型主要以残余粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔为主，晶间孔次之，微裂缝偶见(表3)。北区遭受压实作用最为强烈而其刚性颗粒石英含量又相对最低，决定了北区优势孔隙类型比例低，储层物性相对最差。不同孔隙类型及其连通情况对储层的渗流能力影响很大，会造成注水开发效果的明显差异(表4)。在同样的注水压力条件下，残余粒间孔、溶孔发育且连通状况好的储层，由于其孔隙半径、喉道半径大，连通性好，日吸水量及吸收强度大，注水开发效果明显；长石、岩屑溶蚀孔发育且其连通性好，将很大程度改善储层物性，提高储层的渗流能力，各项注水开发指标将得到明显改善；凝灰质溶孔及高岭石晶间孔孔道狭小，孔道常常只有一端开启，导致连通性很差，削弱了储层的渗流能力，注水开发过程中注入水很难波及和通过这类孔隙。

表2　研究区西山窑组孔隙演化数据

表3　西山窑组储层孔隙类型数据

表4　孔隙类型及连通情况对注水开发效果的影响

3.4孔喉配置关系及孔喉比对注水开发的影响

根据李道品对于低渗透油藏孔隙级别的划分标准[5](表5)，通过恒速压汞实验，得到各区块储层孔喉配置关系(表6)。可以看出，造成储层孔喉配置关系差异的主要是喉道，孔喉比反映了储层孔隙与喉道的非均质程度，孔喉比越大，孔喉非均质性越强，储层的渗流能力越差，储层流体难以被注入水有效驱替，注水开发效果差。由表7可以看出，北区的孔喉半径比数值最大，其微观孔隙结构非均质程度最强。北区的孔喉配置关系具有储层微观非均质程度强、油水两相渗流干扰严重等特点。在注水开发过程中，微细喉道毛管阻力大，注入水难以通过微细喉道进入大孔隙进行有效驱替，造成大孔隙中的油难以被驱替出来，导致产液产油量低、含水率高、采油速度慢、采出程度低。而毛管阻力大又造成了注水压力高，增加注水成本。

表5　孔喉级别划分标准

表6　研究区孔喉配置关系

表7　研究区储层恒速压汞实验孔喉比特征参数

截至到2011年11月，北区平均单井日产油量为0.7 t，平均含水率高达79.2%，采油速度为0.21%，采出程度1.41%；南区和东区孔喉配置关系基本接近，孔喉非均质程度较弱，其注水开发效果皆要好于北区，注水开发见效快，含水率低，稳产时间长。南区平均单井日产油量为2.8t，平均含水率为32.2%，采油速度为0.62%，采出程度2.09%；东区平均单井日产油量2.5 t，平均含水率为21.1%，采油速度1.01%，采出程度为2.09%。

3.5微裂缝对注水开发的影响

微裂缝的存在对低渗储层具有双面影响：一方面，微裂缝的存在增加了低渗储层的微观非均质程度；另一方面，微裂缝使孔隙的连通性变好，又增加了低渗储层的渗流通道，改善了孔隙的渗流能力[6-10]。在注水开发过程中，对于低渗透油藏，微裂缝可以弥补渗透率的天然不足，提高储层的吸水能力。但是对于孔喉非均质程度高的储层，微裂缝一旦形成渗流优势通道，注入水便会绕过大面积的基质孔隙，使得注入水波及面积大大减少，驱替效果差，驱油效率低。

储层中微裂缝除了部分正常开启状态的裂缝，还有一部分现今地层压力条件下未开启的隐性微裂缝，在注水开发过程中，注入压力的升高，或者是开发前期的超压注水都会打破压力平衡关系，造成此类裂缝的重新开启。这类裂缝一旦开启形成裂缝网络，就会使得注入水推进具有极强的方向性，且推进速度极快，使得油藏表现出裂缝性油藏的特征。图1为研究区北区p6-22井对应注采关系图，由于注水井p6-21、p6-23、p8-21超压注水，使地层沿p6-22方向产生高压注水缝，p6-22井2008年8月已暴性水淹，含水率达94%，地层压力15.5 MPa，目前该井已关井。

图1　北区p6-22井对应注采关系

微裂缝在油藏注水开发中具有双重作用，一方面可以提高油水渗流能力，使注水井达到配注，油井获得效益开发；另一方面容易形成水窜，使采油井过早见水或水淹。油层经过压裂改造、注水开发特别是超压注水后，地层中裂缝广布。当注水井注入水水驱半径与采油井裂缝半长之和等于或大于井距时，或者当注水井超压注水产生的裂缝与采油井压裂缝接通时，油井便开始见水甚至出现暴性水淹现象。

4结论

(1)岩石学特征的差异对注水开发的影响主要体现在刚性矿物、易溶性矿物以及黏土矿物的相对含量，刚性矿物含量高使得储层在后期沉积压实作用中可以保留更多的原始粒间孔，易溶蚀矿物含量高使得储层在后期成岩作用中产生更多的次生溶孔，从而使得储层的物性得以改善。黏土矿物诸如高岭石，其充填孔隙后，虽然高岭石晶间孔在一定程度上可以视为储集空间和渗流通道，但它的存在增加了储层的孔喉非均质程度，进而影响水驱效率。

(2)成岩作用的差异造成储层的后期改造程度不同，进而造成到储层孔隙类型的不同，使得储层在注水开发过程中表现出不同的水驱特征。

(3)微观孔隙类型差异及连通程度决定了储层中多相流体的分布及其在储层中的渗流规律。研究区三个主要孔隙类型较为单一，级别均以大孔隙为主，喉道则类型多样，级别差异大。喉道的差异是导致区块之间渗流特征差异的主要原因。孔喉的配置关系以及孔喉比一定程度上反映了储层的孔喉非均质程度。微观孔隙的非均质程度造成了注水开发过程中水线推进不均匀、推进速度差异大、驱替效率低、注水开发效果差等生产矛盾。

(4)微裂缝是改善储层渗流能力的重要因素，但是微裂缝的存在对于低渗透油藏的注水开发却是喜忧参半，微裂缝分布的差异性以及隐性微裂缝的存在会给注水开发带来诸多难题，合理利用微裂缝对于低渗透油藏的注水开发意义重大。

参考文献

[1]王宏语,樊太亮,肖莹莹，等.凝灰质成分对砂岩储集性能的影响[J].石油学报，2010,31(3)：432-439.

[2]窦伟坦,田景春,徐小荣，等陇东地区延长组长6-长8油层组成岩相研究[J].成都理工大学学报(自然科学版),2005,32(2)：129-132.

[3]李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京：石油工业出版社，1997：120-135.

[4]Beard D C, Weyl P K. Influence of texture on porosity and permeability of unconsolidated sand[J].AAPG Bulletin,1973,57(2):349-369.

[5]卢连战,史正涛.沉积物粒度参数内涵及计算方法的解析[J].环境科学与管理,2010,35(6):54-60.

[6]董凤娟,孙卫,陈文武,等.低渗透砂岩储层微观孔隙结构对注水开发的影响[J].西北大学学报(自然科学版)，2010,40(6)：1041-1045.

[7]孙卫,何娟.姬源延安组储层水驱油效率及影响因素[J].石油与天然气地质, 1999, 20(1): 26-29.

[8]高辉,宋广寿,高静乐,等.西峰油田微观孔隙结构对注水开发效果的影响[J].西北大学学报(自然科学版)，2008, 38(1): 121-125.

[9]应凤祥,杨式升,张敏,等.激光扫描共聚焦显微镜研究储层孔隙结构[J].沉积学报，2002， 20(1): 75-79.

[10]周灿灿,刘堂晏,马在田,等.应用球管模型评价岩石孔隙结构[J].石油学报， 2006， 27(1): 92-96.

[11]曲志浩,孙卫.风化店火山岩油藏微观孔隙模型自吸水驱油研究[J].石油学报, 1992, 13(3): 52-611.

编辑：李金华

文章编号：1673-8217(2016)01-0106-04

收稿日期：2015-09-14

作者简介：曹雷，1991年生，2013年毕业于西安石油大学地球科学与工程学院资源勘查工程专业，现为西北大学地质学系在读硕士，主要研究方向为低渗特低渗透储层评价。

基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2011ZX05044)。

中图分类号：TE331

文献标识码：A