三塘湖盆地牛圈湖區(qū)塊微觀孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)注水開發(fā)的影響

曹　雷，孫　衛(wèi)，盛　軍，沈孝秀，霍　磊

(1.西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710069；2.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系)

三塘湖盆地牛圈湖區(qū)塊微觀孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)注水開發(fā)的影響

曹雷1，2，孫衛(wèi)1，2，盛軍1，2，沈孝秀1，2，霍磊1，2

(1.西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710069；2.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系)

摘要：通過分析鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞、恒速壓汞、可視化巖心水驅(qū)油等實(shí)驗(yàn)資料，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，研究了儲(chǔ)層巖石學(xué)特征差異、成巖作用差異、孔隙類型差異及其連通程度、孔喉配置關(guān)系、孔喉比、微裂縫等儲(chǔ)層微觀因素對(duì)三塘湖盆地牛圈湖區(qū)塊注水開發(fā)效果的影響。結(jié)果表明，研究區(qū)三個(gè)區(qū)塊孔隙類型單一，均以大孔隙為主，而喉道類型差異大，喉道差異是導(dǎo)致區(qū)塊之間注水效果差異大的主要原因。

關(guān)鍵詞：三塘湖盆地；牛圈湖區(qū)塊；西山窯組；微觀孔隙結(jié)構(gòu)；注水開發(fā)

1區(qū)域概況

牛圈湖油田位于新疆三塘湖盆地馬朗凹陷，其構(gòu)造特征整體為近東西向展布的寬緩背斜，南北兩側(cè)受背沖逆斷裂夾持，為典型的扇三角洲前緣沉積。西山窯組儲(chǔ)層西二段為牛圈湖油田侏羅系主力儲(chǔ)層，地層厚度平均為21.8 m，根據(jù)鉆井揭示及綜合研究結(jié)果，其油氣主要來源于下部蘆草溝組。牛圈湖區(qū)塊位于馬朗生烴凹陷的中北部，斷裂系統(tǒng)和各層組間的不整合面為下部烴源巖生產(chǎn)的油氣提供了有利通道。依據(jù)地層沉積特征，將西二段儲(chǔ)層進(jìn)一步劃分為X21、X22、X23、X24四個(gè)小層，其中X22、X23為主力層系，該儲(chǔ)層具有典型的“低孔、低滲、低飽和度”特征，屬于典型的“三低油藏”。根據(jù)物性、油水系統(tǒng)等差異，把牛圈湖油田分為北區(qū)、南區(qū)和東區(qū)三個(gè)區(qū)塊，三個(gè)區(qū)各自存在一個(gè)構(gòu)造高點(diǎn)，以南區(qū)相對(duì)最高。并且南區(qū)物性相對(duì)最好，平均孔隙度為15.08%，平均滲透率為8.734×10-3μm2；東區(qū)次之，平均孔隙度為13.09%，平均滲透率為5.698×10-3μm2；北區(qū)物性最差，平均孔隙度為11.56%，平均滲透率僅為0.808×10-3μm2。

2油田開發(fā)現(xiàn)狀

三塘湖盆地侏羅系油藏蘊(yùn)涵巨大的油氣資源量，牛圈湖區(qū)塊2007年投入開發(fā)，截至2011年11月，已完鉆各類井多達(dá)279口，其中油井總數(shù)為174口，注水井總數(shù)105口，油井開井生產(chǎn)162口，水井開井?dāng)?shù)為88口；日產(chǎn)液385.6 m3/d，日產(chǎn)油171.0 t/d，日注水1 447 m3/d，累計(jì)產(chǎn)油量27.18×104t，累計(jì)注水量343.46×104m3，采油速度0.32%，采出程度1.4%。但是，隨著開發(fā)進(jìn)程的不斷加快，油藏生產(chǎn)狀況發(fā)生了變化，主要表現(xiàn)為注水壓力高、無水穩(wěn)產(chǎn)期短、含水率上升快，油井過早見水、注采關(guān)系不平衡，儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)程度嚴(yán)重等突出問題，這些問題在不同程度上影響著牛圈湖油田的注水開發(fā)效果。因此，深入研究?jī)?chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征，對(duì)于從根本上解決上述注水開發(fā)中遇到的問題有著重要意義。

3注水開發(fā)效果影響因素分析

通過鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞、恒速壓汞、可視化巖心水驅(qū)油等實(shí)驗(yàn)技術(shù)，從造成儲(chǔ)層的低孔低滲透的主要原因以及影響儲(chǔ)層物性的主要因素入手，剖析研究區(qū)儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)及其最終對(duì)注水生產(chǎn)開發(fā)的影響。

3.1巖石學(xué)特征差異

三塘湖盆地牛圈湖區(qū)塊侏羅系西山窯組儲(chǔ)層為扇三角洲前緣沉積，物源多，搬運(yùn)距離短，沉積水動(dòng)力條件差異大，火山噴所發(fā)帶來的凝灰質(zhì)分布不均勻，使得儲(chǔ)層巖石學(xué)特征差異明顯；儲(chǔ)層主要可溶性礦物長(zhǎng)石、巖屑和凝灰質(zhì)含量的差異，以及后期溶蝕作用差異，最終導(dǎo)致了儲(chǔ)層物性的差異，從而在一定程度上影響注水開發(fā)。從表1中可以看出，三個(gè)區(qū)巖石學(xué)特征參數(shù)主要的差異體現(xiàn)在凝灰質(zhì)含量以及高嶺石相對(duì)含量上。砂巖中凝灰質(zhì)組分的構(gòu)造和含量對(duì)孔隙類型構(gòu)成及孔滲性能有著直接的影響[1]。黏土礦物高嶺石在注水開發(fā)過程中容易被注入水沖散，從而導(dǎo)致喉道堵塞，導(dǎo)致注入水波及范圍減小，影響注水開發(fā)效果。

表1　儲(chǔ)層巖石學(xué)特征參數(shù)對(duì)比表

3.2成巖作用差異

碎屑巖的一系列成巖變化，對(duì)碎屑巖型儲(chǔ)集巖的孔隙形成、保存和破壞起著極為重要的作用，對(duì)儲(chǔ)層物性有著決定性作用[2]。采用Bread方法對(duì)三個(gè)區(qū)塊原始孔隙度恢復(fù)計(jì)算，對(duì)各類成巖作用的孔隙演化進(jìn)行分析[3-4]，結(jié)果表明三個(gè)區(qū)塊在原始孔隙度方面差距不大，造成物性最終差異的主要原因體現(xiàn)在差異壓實(shí)以及溶蝕強(qiáng)度的大小，壓實(shí)作用是造成儲(chǔ)層物性變差的首要因素，而溶蝕作用是改善儲(chǔ)層物性的首要因素，這兩種成巖作用的差異，導(dǎo)致了三個(gè)區(qū)塊孔隙類型、孔隙結(jié)構(gòu)上的差異，而這些最終又影響到了各區(qū)的注水開發(fā)效果(表2)。

3.3孔隙類型差異及其連通程度

通過對(duì)研究區(qū)三個(gè)不同區(qū)塊鑄體薄片和掃面電鏡照片分析可以看出，牛圈湖區(qū)塊砂巖儲(chǔ)層孔隙類型主要以殘余粒間孔、長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔為主，晶間孔次之，微裂縫偶見(表3)。北區(qū)遭受壓實(shí)作用最為強(qiáng)烈而其剛性顆粒石英含量又相對(duì)最低，決定了北區(qū)優(yōu)勢(shì)孔隙類型比例低，儲(chǔ)層物性相對(duì)最差。不同孔隙類型及其連通情況對(duì)儲(chǔ)層的滲流能力影響很大，會(huì)造成注水開發(fā)效果的明顯差異(表4)。在同樣的注水壓力條件下，殘余粒間孔、溶孔發(fā)育且連通狀況好的儲(chǔ)層，由于其孔隙半徑、喉道半徑大，連通性好，日吸水量及吸收強(qiáng)度大，注水開發(fā)效果明顯；長(zhǎng)石、巖屑溶蝕孔發(fā)育且其連通性好，將很大程度改善儲(chǔ)層物性，提高儲(chǔ)層的滲流能力，各項(xiàng)注水開發(fā)指標(biāo)將得到明顯改善；凝灰質(zhì)溶孔及高嶺石晶間孔孔道狹小，孔道常常只有一端開啟，導(dǎo)致連通性很差，削弱了儲(chǔ)層的滲流能力，注水開發(fā)過程中注入水很難波及和通過這類孔隙。

表2　研究區(qū)西山窯組孔隙演化數(shù)據(jù)

表3　西山窯組儲(chǔ)層孔隙類型數(shù)據(jù)

表4　孔隙類型及連通情況對(duì)注水開發(fā)效果的影響

3.4孔喉配置關(guān)系及孔喉比對(duì)注水開發(fā)的影響

根據(jù)李道品對(duì)于低滲透油藏孔隙級(jí)別的劃分標(biāo)準(zhǔn)[5](表5)，通過恒速壓汞實(shí)驗(yàn)，得到各區(qū)塊儲(chǔ)層孔喉配置關(guān)系(表6)?？梢钥闯?，造成儲(chǔ)層孔喉配置關(guān)系差異的主要是喉道，孔喉比反映了儲(chǔ)層孔隙與喉道的非均質(zhì)程度，孔喉比越大，孔喉非均質(zhì)性越強(qiáng)，儲(chǔ)層的滲流能力越差，儲(chǔ)層流體難以被注入水有效驅(qū)替，注水開發(fā)效果差。由表7可以看出，北區(qū)的孔喉半徑比數(shù)值最大，其微觀孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)程度最強(qiáng)。北區(qū)的孔喉配置關(guān)系具有儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)程度強(qiáng)、油水兩相滲流干擾嚴(yán)重等特點(diǎn)。在注水開發(fā)過程中，微細(xì)喉道毛管阻力大，注入水難以通過微細(xì)喉道進(jìn)入大孔隙進(jìn)行有效驅(qū)替，造成大孔隙中的油難以被驅(qū)替出來，導(dǎo)致產(chǎn)液產(chǎn)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壓力高，增加注水成本。

表5　孔喉級(jí)別劃分標(biāo)準(zhǔn)

表6　研究區(qū)孔喉配置關(guān)系

表7　研究區(qū)儲(chǔ)層恒速壓汞實(shí)驗(yàn)孔喉比特征參數(shù)

截至到2011年11月，北區(qū)平均單井日產(chǎn)油量為0.7 t，平均含水率高達(dá)79.2%，采油速度為0.21%，采出程度1.41%；南區(qū)和東區(qū)孔喉配置關(guān)系基本接近，孔喉非均質(zhì)程度較弱，其注水開發(fā)效果皆要好于北區(qū)，注水開發(fā)見效快，含水率低，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)。南區(qū)平均單井日產(chǎn)油量為2.8t，平均含水率為32.2%，采油速度為0.62%，采出程度2.09%；東區(qū)平均單井日產(chǎn)油量2.5 t，平均含水率為21.1%，采油速度1.01%，采出程度為2.09%。

3.5微裂縫對(duì)注水開發(fā)的影響

微裂縫的存在對(duì)低滲儲(chǔ)層具有雙面影響：一方面，微裂縫的存在增加了低滲儲(chǔ)層的微觀非均質(zhì)程度；另一方面，微裂縫使孔隙的連通性變好，又增加了低滲儲(chǔ)層的滲流通道，改善了孔隙的滲流能力[6-10]。在注水開發(fā)過程中，對(duì)于低滲透油藏，微裂縫可以彌補(bǔ)滲透率的天然不足，提高儲(chǔ)層的吸水能力。但是對(duì)于孔喉非均質(zhì)程度高的儲(chǔ)層，微裂縫一旦形成滲流優(yōu)勢(shì)通道，注入水便會(huì)繞過大面積的基質(zhì)孔隙，使得注入水波及面積大大減少，驅(qū)替效果差，驅(qū)油效率低。

儲(chǔ)層中微裂縫除了部分正常開啟狀態(tài)的裂縫，還有一部分現(xiàn)今地層壓力條件下未開啟的隱性微裂縫，在注水開發(fā)過程中，注入壓力的升高，或者是開發(fā)前期的超壓注水都會(huì)打破壓力平衡關(guān)系，造成此類裂縫的重新開啟。這類裂縫一旦開啟形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，就會(huì)使得注入水推進(jìn)具有極強(qiáng)的方向性，且推進(jìn)速度極快，使得油藏表現(xiàn)出裂縫性油藏的特征。圖1為研究區(qū)北區(qū)p6-22井對(duì)應(yīng)注采關(guān)系圖，由于注水井p6-21、p6-23、p8-21超壓注水，使地層沿p6-22方向產(chǎn)生高壓注水縫，p6-22井2008年8月已暴性水淹，含水率達(dá)94%，地層壓力15.5 MPa，目前該井已關(guān)井。

圖1　北區(qū)p6-22井對(duì)應(yīng)注采關(guān)系

微裂縫在油藏注水開發(fā)中具有雙重作用，一方面可以提高油水滲流能力，使注水井達(dá)到配注，油井獲得效益開發(fā)；另一方面容易形成水竄，使采油井過早見水或水淹。油層經(jīng)過壓裂改造、注水開發(fā)特別是超壓注水后，地層中裂縫廣布。當(dāng)注水井注入水水驅(qū)半徑與采油井裂縫半長(zhǎng)之和等于或大于井距時(shí)，或者當(dāng)注水井超壓注水產(chǎn)生的裂縫與采油井壓裂縫接通時(shí)，油井便開始見水甚至出現(xiàn)暴性水淹現(xiàn)象。

4結(jié)論

(1)巖石學(xué)特征的差異對(duì)注水開發(fā)的影響主要體現(xiàn)在剛性礦物、易溶性礦物以及黏土礦物的相對(duì)含量，剛性礦物含量高使得儲(chǔ)層在后期沉積壓實(shí)作用中可以保留更多的原始粒間孔，易溶蝕礦物含量高使得儲(chǔ)層在后期成巖作用中產(chǎn)生更多的次生溶孔，從而使得儲(chǔ)層的物性得以改善。黏土礦物諸如高嶺石，其充填孔隙后，雖然高嶺石晶間孔在一定程度上可以視為儲(chǔ)集空間和滲流通道，但它的存在增加了儲(chǔ)層的孔喉非均質(zhì)程度，進(jìn)而影響水驅(qū)效率。

(2)成巖作用的差異造成儲(chǔ)層的后期改造程度不同，進(jìn)而造成到儲(chǔ)層孔隙類型的不同，使得儲(chǔ)層在注水開發(fā)過程中表現(xiàn)出不同的水驅(qū)特征。

(3)微觀孔隙類型差異及連通程度決定了儲(chǔ)層中多相流體的分布及其在儲(chǔ)層中的滲流規(guī)律。研究區(qū)三個(gè)主要孔隙類型較為單一，級(jí)別均以大孔隙為主，喉道則類型多樣，級(jí)別差異大。喉道的差異是導(dǎo)致區(qū)塊之間滲流特征差異的主要原因。孔喉的配置關(guān)系以及孔喉比一定程度上反映了儲(chǔ)層的孔喉非均質(zhì)程度。微觀孔隙的非均質(zhì)程度造成了注水開發(fā)過程中水線推進(jìn)不均勻、推進(jìn)速度差異大、驅(qū)替效率低、注水開發(fā)效果差等生產(chǎn)矛盾。

(4)微裂縫是改善儲(chǔ)層滲流能力的重要因素，但是微裂縫的存在對(duì)于低滲透油藏的注水開發(fā)卻是喜憂參半，微裂縫分布的差異性以及隱性微裂縫的存在會(huì)給注水開發(fā)帶來諸多難題，合理利用微裂縫對(duì)于低滲透油藏的注水開發(fā)意義重大。

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編輯：李金華

文章編號(hào)：1673-8217(2016)01-0106-04

收稿日期：2015-09-14

作者簡(jiǎn)介：曹雷，1991年生，2013年畢業(yè)于西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)為西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系在讀碩士，主要研究方向?yàn)榈蜐B特低滲透儲(chǔ)層評(píng)價(jià)。

基金項(xiàng)目：國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(2011ZX05044)。

中圖分類號(hào)：TE331

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A