贾艺博，董 伟，刘 杰，王晓兵

（成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

疏松砂岩注水开发储层物性变化特征—以孤岛油田为例

贾艺博，董 伟，刘 杰，王晓兵

（成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

油田开发过程中，由于长期的注水开发，储层骨架颗粒、胶结物和油藏流体与注入水的作用，以及油层温度和压力的变化，油藏储层孔隙结构发生了较大变化，使注水后的储层与注水开发前在物性、孔隙结构、润湿性、非均质性等方面有较大差异。孤岛油田砂岩储层以高孔、高渗、疏松胶结为主要特征，通过对孤岛油田中一区11J11井区的低含水期、中高含水期和特高含水期的物性研究发现：（1）注水开发使储层物性不断得到改善，且越到后期改善效果越明显；（2）开发初期相互之间有关系的储集层属性，特高含水期的关系更加明显；开发初期相互之间没有关系的储集层属性，特高含水期也表现出了一定的关系；（3）由低含水期到特高含水期河道微相的渗透率增长速度快，河漫砂、边滩与天然堤微相的渗透率增长速度慢，注水开发使储层差异性更大，规律性增强。

疏松砂岩；注水开发；孔隙度；渗透率；沉积相

疏松砂岩油藏孔隙度一般为20%～40%，渗透率一般有几百到几千毫达西，甚至可以达到10 D；疏松砂岩油藏储层各项属性表明其易于被改造，改造后的储层胶结物减少使出砂的可能性增加，高渗、特高渗带的形成使注入水利用率低，从而影响采收率及开发效益的提高[2]。本文通过对孤岛油田中一区11J11井区研究认为注水开发使疏松砂岩储层沉积微相间非均质性更加明显，表现出显著的相控特征。

1 区块特征

孤岛油田是以新近系馆陶组疏松砂岩为储层的稠油油藏[3]，油藏埋深浅。

1.1 岩石学特征

砂岩以细砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩及泥岩等为主，粒度中值一般为0.07 mm～0.25 mm，分选中等-差。碎屑成分（见表1），岩性主要为岩屑长石砂岩，杂基以黏土杂基为主，胶结物为少量的碳酸盐胶结。高孔、高渗、疏松胶结是其主要特征[4]。

表1 孤岛油田新近系馆陶组砂岩成分统计表（据蔡忠，2000）

1.2 沉积特征

孤岛油田馆陶组上段为河流相沉积，在研究区内，曲流河沉积主要发育于Ng3-Ng4砂层组，辫状河沉积主要发育于Ng5-Ng6砂层组。在物性特征上，馆陶组孔隙度大，渗透率高，压实较弱，胶结物含量低，以接触式、孔隙-接触式胶结为主，储油物性较好[4]。但不同沉积微相间物性特征存在差异。

1.3 开发特征

本次研究以孤岛中一区11J11井区为例。该井区钻井共约246口，为了本次研究需要，抽稀为87口井。其中，低含水期钻井40口，中高含水期钻井29口，特高含水期钻井18口。目前，孤岛油田的综合含水率已经高达96%，且油井平均含砂量较大[5]。

2 注水开发对疏松砂岩储层物性变化的影响

为了明确注水开发对疏松砂岩储层物性变化的影响，分别对各层位孔、渗等物性进行统计分析。由低含水期到特高含水期，孔隙度平均增大了0.67%，渗透率平均增大了9.75倍。但不同沉积微相孔隙度和渗透率增长特征不同，其中，河道微相增长速度最快。

2.1 注水开发对储层性质的影响

2.1.1 物性 为明确注水开发后物性的变化特征，对比统计了Ng3和Ng4砂层组同井位开发初期和特高含水期的孔隙度、渗透率、粒度中值和泥质含量（见表2）。数据表明，孔隙度、渗透率和粒度中值显著提高，而泥质含量大幅度降低。这是因为油层在注水开发后，储层岩石受注入水的长期冲刷，岩石中的胶结物及较小碎屑颗粒被冲散、冲走，使储层的孔隙度增大、渗透率提高[1]。可见，长期的注水开发有利于储层物性的改善。

为了验证以上结论，在B108井取心4块进行室内水驱实验（见图1）。经计算，在驱替72 h以后，同一个样本的孔隙度增加了0.1%至0.44%，渗透率增加了1.43倍至2.01倍；而继续驱替到144 h以后，同一个样本的孔隙度又增加了0.14%至0.16%，渗透率又增加了1.37倍至4.92倍。孔隙度共计增加了0.25%至0.6%，平均增加0.44%，渗透率共计增加了1.96倍至9.77倍，平均增加6.63倍。由此证明，长期注水使储层的岩石物理性质得到很大改善。同时还可以看出，孔隙度是减速递增的，而渗透率是加速递增的。并且这种孔隙度、渗透率的增加是与其原始的物性好坏和分散性泥质有一定关系的，原始物性好，则水驱效果好，孔隙度、渗透率增加大而快，原始物性相对较差，则水驱效果差，孔隙度、渗透率增加小而慢。但也有例外，如样本3，渗透率并未出现加速递增，在驱替前渗透率比样本2大，但水驱144 h后，其渗透率反而比样本2小，这与其泥质颗粒在孔隙中的分布位置有关。

2.1.2 非均质性 通过对研究区各开发阶段渗透率的变异系数和级差系数的计算可知（见表3），随着注水开发的进行，变异系数与级差系数随着含水的升高而逐渐增大，表明了储层的非均质性随着注水开发的进行而越来越强[6]。注水开发会将孔隙中的泥质冲出，冲洗出来的泥质会将较小的喉道阻塞，而使渗透率愈来愈低；喉道较大的部位由于水流的持续冲刷而将颗粒表面的黏土以及油膜剥离了，使渗透率变得更高。因此出现了渗透率最值随着注水的进行而两级分化的现象（见表3）。

另外，以低含水期渗透率大小排序，对Ng3-Ng4河道微相低含水期到中高含水期与特高含水期渗透率的增长倍数统计对比（见图2）。数据同样表明，在长时间的注水开发过程中，本身渗透率大的增长倍数更高。

表2 含水率88%以上时，孤岛中一区储集层参数变化数据

图1 岩心水驱实验结果

表3 研究区各开发阶段渗透率变异系数与级差系数表

2.2 特高含水期各储层参数之间的关系

利用单井单层统计的数据，对储层的单层平均砂岩厚度、平均孔隙度、平均渗透率和平均含水饱和度之间的关系进行了全面的研究（见图3），可以看出，在特高含水期，孔渗仍具有较好的相关关系（见图3a），由于孔渗成半对数关系，所以孔隙度的增大必将对应渗透率的加速增大；受注水影响，特高含水期油层含水饱和度全面上升，孔饱关系外凸（见图3b），已不再成双对数关系，而有反向的趋势，原因是特高孔油层渗透率级差大，受层内严重的不均匀吸水影响，单层平均含水饱和度上升不多，而低孔层原本含水饱和度较高，因而上升也不多，中高孔油层渗透率级差相对较小，层内吸水相对较均匀，单层平均含水饱和度上升大，所以孔饱关系外凸；由于中一区11J11井区厚油层一般孔渗较高，受注水影响孔渗增大，使孔渗与砂层厚度关系较为密切，孔隙度与砂层厚度成半对数关系（见图3c），渗透率与砂层厚度成双对数关系（见图3d）；同样，厚油层在特高含水期含水饱和度普遍上升，使含水饱和度与砂层厚度的关系也较为密切，成半对数关系（见图3e），但受水驱程度不均匀的影响，部分出现异常；值得注意的是，含水饱和度与渗透率原本无明显的关系，受注水的影响，出现较为明显的半对数关系（见图3f），但并不是渗透率越大，单层平均含水饱和度就大，由于渗透率较大的厚油层下粗上细（河道钻遇率69.5%），注入水“下锲”，上部吸水较少，含水饱和度上升较少，使单层平均含水饱和度偏小，而渗透率较小的薄油层，则是因为渗透率级差较小，吸水较为均匀，含水饱和度普遍上升，单层平均含水饱和度大，造成含水饱和度随渗透率增大而降低的现象。由此可见，开发初期相互之间有关系的属性，特高含水期的关系更加明显；开发初期相互之间没有关系的属性，特高含水期也表现出了一定的关系。在注入水的长期冲刷下，疏松岩石孔隙中的部分泥质颗粒和胶结不好的粉细砂粒被水带走，致使孔隙度减速递增；同样，大喉道中的部分泥质颗粒被水带走，喉道加宽，渗流更加畅通，致使渗透率加速递增；由于孤岛油田馆陶组上段为正韵律砂岩，下粗上细，主力厚油层内下部物性比上部好，在不均匀的注水冲洗下，使本就严重的纵向非均质性进一步加剧，进而使层内矛盾和平面矛盾更加严重。特高含水期孔隙度和渗透率虽然已发生了很大变化，但在注入水的疏导作用下，泥质等不规律性因素得到了减弱，孔、渗、饱和砂岩厚度等储层参数之间的关系更加明显，必使其更加依赖于沉积相的沉积特征。

图2 Ng3-Ng4河道低含水期渗透率与不同时期倍数关系

图3 特高含水期储层参数之间的关系

3 储层物性改变与沉积相的关系

河流演变和水动力条件变化，决定了不同的沉积环境和沉积微相，成岩后体现不同的储层特征。即同一砂层不同沉积微相的砂岩厚度、砂体平面分布形态、孔隙度、渗透率和非均质性变化大小与方向等各不相同。而在注水开发过程中，注入水易受沉积微相控制，导致储层物性发生差异性改变。

3.1 注水开发对各沉积微相渗透率的影响

对比低含水期与特高含水期开发当期井的平均渗透率值发现，注水开发使各沉积微相渗透率普遍增高（见图4）。油田开发过程中，由于长期的注水开发，储层骨架颗粒、胶结物和油藏流体与注入水的作用，以及油层温度和压力的变化等，油藏储层孔隙结构发生了较大变化，使注水后的储层与注水开发前在物性、孔隙结构、润湿性和非均质性等方面有较大差异。

图4 低含水期与特高含水期各沉积微相渗透率平均值

3.2 注水开发前后储层物性相控特征

3.2.1 注水开发前后各沉积微相渗透率变化特征 为了确定各个沉积微相的渗透率变化特征，分别统计了Ng3-Ng4砂层组和Ng5-Ng6砂层组不同时期的渗透率增高倍数（见表4和表5）。由数据可以看出，河道微相渗透率增长最快。这是因为各沉积微相的沉积环境由河流的演变和水动力条件的变化所决定的，所以向河道方向连通性好，而河道存在大量的砾石，在沉积中多形成大孔隙，大孔隙多被泥质等易被冲散的物质充填，所以在注水过程中，河道微相的孔隙度明显增大，渗透率成倍提高。同样，由数据可以看出，本身物性差的微相渗透率增长速度低，如河漫砂、边滩和天然堤（Ng5-Ng6砂层组天然堤与决口扇不具有统计意义）。原因在于这些微相依附于河道，且存在势差等，导致侧向水洗效果差，增长速度低。

表4 Ng3-Ng4沉积微相与渗透率变化平均倍数

表5 Ng5-Ng6沉积微相与渗透率变化平均倍数

表6 研究区特高含水期与低含水期比值大于9统计表

由此可见，注水开发使储层沉积微相之间差异性更大，规律性增强。

为了进一步确定渗透率增大方向偏向于河道，对沉积相图与渗透率增长倍数等值线进行叠合，以Ng33沉积相与倍数等值线叠合图为例。可以看出，河道微相高倍数成片状分布，且在河道边界高倍数向河道内递减慢，向河道外递减快。沿河道方向的高倍数分布特征说明，注入水更易沿河道突进且渗透率增大方向偏向于河道。

3.2.2 注水后的相控特征 详细统计的各层渗透率增长的高倍数（本文既定大于9倍）井是否位于河道微相的结果（见表6）。数据表明，多数高倍数井位于河道微相。由此可以看出，河道沉积微相渗透率增长倍数高，微相内非均质性较其他微相更弱。同理，其他微相渗透率增长倍数高低各不相同，各微相间非均质性产生差异变化，使得沉积相控制特征更加明显。因此，在开发后期，进行相控建模可以获得更好的效果。但是，早期井的测井资料及解释数据（如渗透率和孔隙度等）在开发后期应用时，要进行校正；具体应根据实验室实验数据确定校正函数。本文利用实验室水驱实验得到校正函数，测井所用为特高含水测井解释。

4 结论

（1）注水开发使储层物性不断得到改善，渗透率两极分化加大，即高渗透率部位渗透率更高，低渗透率部位渗透率更低。

（2）开发初期相互之间有关系的属性，特高含水期的关系更加明显；开发初期相互之间没有关系的属性，特高含水期也表现出了一定的关系。注水开发后，泥质等不规律性因素得到了减弱，孔、渗、饱和砂岩厚度等储层参数之间的关系更加明显。

（3）由低含水期到特高含水期河道微相的渗透率增长速度快，河漫砂、边滩与天然堤微相的渗透率增长速度慢；注水开发使储层沉积相之间差异性更大，规律性增强。

［1］王传禹，杨普华，马永海，等.大庆油田注水开发过程中油层岩石的润湿性和孔隙结构的变化［J］.石油勘探与开发，1981，（1）：54-67.

［2］胡书勇.疏松砂岩油藏大孔道形成及其调堵的随机模拟［D］.成都：西南石油大学，2006.

［3］代黎明，郭建华，刘辰生，等.孤岛油田西区北馆陶组上段3-6 砂层组沉积微相分析［J］.河南石油，2006，20（1）：14-16.

［4］蔡忠.孤岛、孤东油田馆上段微相特征与剩余油分布［J］.石油与天然气地质，2000，21（3）：256-258.

［5］李冬梅，张函，陈桂香.孤岛油田出砂造成抽油泵失效分析及治理措施［J］.中国化工贸易，2013，5（A02）：184.

［6］晏宁平，张宗林，何亚宁，等.靖边气田马五1+2气藏储层非均质性评价［J］.天然气工业，2007，（5）：102-103+157.

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The characteristics of reservoir physical properties change in loose sandstone with water injection development

JIA Yibo，DONG Wei，LIU Jie，WANG Xiaobing
（College of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China）

In the process of oilfield development,the pore structure of reservoir has got lots of changes with a long period of water injection development.There are many differences for physical properties,pore structure,wettability and heterogeneity of reservoir after the water injection development,on account of the effect on skeleton particles,cement and fluid of reservoir by injected water and the change of temperature and pressure of reservoir.Sandstone reservoir is characterized by high porosity,high permeability and loose cementation in Gudao oilfield.The study,which for physical properties of low water cut period,middle-high water cut period and high water cut period in 11J11 wellblock,middle area one,Gudao oilfield,found that,（1）For the water injection development,porosity and permeability of reservoir have a distinct improvement and the effect is more obvious when come to the late waterinjection development.（2）The link between each other of reservoir properties in early water injection development gets more obvious in ultra-high water cut period,and no relationship between each other of reservoir properties in early water injection development,it shows a certain relationship in ultra-high water cut period.（3）The permeability of channel microfaceies grow fast,while the permeability of river flood sand beach,marginal bank and the nature levee microfacies grow slow,from low water cut period to ultra-high water cut period.Water injection development makes the heterogeneity of reservoir gets more serious and the regularity enhances.

loose sandstone；water injection development；porosity；permeability；sedimentary face

TE122.23

A

1673-5285（2017）08-0098-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.023

2017－06-29

贾艺博，男（1989-），河南洛阳人，成都理工大学能源学院硕士研究生，主要从事油气田开发地质、油气藏描述及建模技术方面的研究工作，邮箱：kissjiayibo@163.com。