双河油田V上层系聚驱前后储层物性变化规律

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摘      要： 针对V上层系注聚前、后储层物性变化规律不明，不利于后续水驱提高采收率措施优选等问题，从储层岩石组分入手，对比分析了注聚前、后以及后续水驱等开发阶段的储层岩屑和黏土矿物成分含量、物性及储层物性变化，总结V上层系储层岩石特征及储层物性随开发阶段的变化规律。结果表明：聚驱前到后续水驱，水下分流河道及河口坝微相中绿泥石和伊蒙混层黏土矿物含量分别减少5%、9%，前缘席状砂微相绿泥石和伊蒙混层黏土矿物含量分别增加3%、3%;孔隙度减小0.95%、渗透率减小487.2×10-3μm2。

关  键  詞：注聚后;孔隙度;渗透率;沉积微相

中图分类号：TE1       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）09-2064-04

Abstract： The unknown change rule of physical properties of sandstone reservoirs after polymer injection is not conducive to optimal selection of subsequent water flooding measures for enhancing oil recovery. In this paper， mineral composition of cuttings and clay， reservoir physical properties of the V upper layer system before and after polymer flooding and during subsequent water flooding were contrastively analyzed. The change rules of reservoir characteristics and reservoir physical properties of the V upper layer system were discussed. The results showed that the contents of chlorite and illite-mongolian mixed layer clay minerals in subaqueous distributary channel and estuary bar microfacies decreased by 5% and 9% respectively， and the contents of chlorite and illite-mongolian mixed layer clay minerals in front sheet sand microfacies increased by 3% and 3%， porosity decreased by 0.95% and permeability decreased by 487.2 ×10-3μm2， from pre-polymer flooding to post-polymer flooding.

Key words： Post polymer flooding stage; Porosity; Permeability; Sedimentary microfacies

双河油田V上层系属构造岩性油藏，储层砂体为扇三角洲前缘沉积，含油区内以水下分流河道和前缘席状砂沉积为主、层间差异不大;但层内渗透率级差大于6.0，变异系数均大于0.5，层内非均质较严重。

40年来，该层系经历了开发初期（基础井网开发、细分层系综合调整）、注聚前、注聚后以及后续水驱等开发阶段，累计注水倍数达40 PV，含水率已超95%、最终采收率已达64.01%;而且层系储层物性已发生明显改变，现阶段注水低效、无效循环情况严重。为进一步提高该层系聚驱后，继续水驱提高采收率效果，有必要研究了解聚驱前后、后续水驱开发阶段物性变化规律[1]，为高耗水层带治理提供技术方案。

据此，论文首先分析研究了V上层系储层矿物构成特征[2]，进而利用对比研究了不同开发阶段储层角度分析储集层物性的变化特征。因研究区沉积微相是目的层物性主控因素，所以本文从沉积微相的角度探讨储层物性结构的变化，在沉积学原理的基础条件上，根据储层颗粒组分特征、填隙物分布特征以及岩心的孔隙度、渗透率数据的变化，综合分析研究不同阶段、不同沉积微相下储层物性变化的特点，寻找储层物性的变化规律。

1  储层岩石特征

1.1  岩屑特征

V上层系岩屑主要成分为石英、长石及岩屑和少量的云母、重矿物。研究区目的层石英含量主要为18%～74%，平均值56.6%;长石含量主要为 5%～37% ，平均值16.8%;岩屑含量主要为5%～75%，平均值26.6%（根据双7-16井136块薄片资料统计）;岩屑以火山岩岩屑较多，占碎屑总量的31%～60%，变质岩岩屑较少，沉积岩岩屑相对较少。

从颗粒组成来看，V上层系砂岩的主要成分为长石岩屑质石英砂岩，有少量岩屑质长石砂岩、岩屑砂岩及长石质石英砂岩。V上层系砂岩的成分成熟度、结构成熟度均为中等程度[2]。石英颗粒为刚性，抗压性较强，不易受压变形，因此受到石英含量的影响，含量越高，对储层孔隙的压实作用影响效果越小，在一定程度上起到保护原生孔隙的作用（图1）。

1.2  黏土矿物特征

南阳油田V上层系黏土矿物主要以绿泥石、伊蒙混层、高岭石和伊利石组成。对比各个开发阶段以及不同沉积微相上的黏土矿物含量，可以看出绿泥石占黏土矿物含量最多，伊利石和高岭石含量相对较少。从表1中可以分析出以下结论：

（1）开发初期至聚驱前阶段，绿泥石在水下分流河道的黏土矿物含量分别降低4%、5%、4%，在河口坝的黏土矿物含量分别降低5%、3%、3%;而在前缘席状砂沉积微相下开发初期到后续水驱的绿泥石含量分别增加2%、2%、1%。

（2）开发初期至聚驱前，伊蒙混层在水下分流河道的相对含量减少在水下分流河道的黏土矿物含量分别降低3%、2%、3%，在河口坝的黏土矿物含量分别降低1%、1%、2%;而在前缘席状砂沉积微相下开发初期到后续水驱的绿泥石含量分别增加1%、1%、2%。总体上伊蒙混层变化幅度不大。

（3）在开发初期阶段黏土矿物绝对含量较高，伴随长期注聚及水驱过程的发生，由于聚合物及水的流动带动黏土矿物的移动，故黏土矿物绝对含量随开发阶段的变化而降低（图2）。

V上层系中黏土矿物以绿泥石为主38.525%，其次是伊蒙混层25.79%，然后依次为伊利石11.60%和高岭石24.11%（图3）。其中，V上层系中以绿泥石构成为主，随着底层深度的增加，绿泥石含量增加。通过分析储层39块X衍射的样品，绿泥石相对含量可以达到75%。根据储层样品的扫面电镜实验分析，V上层系的喉道和孔隙结构被叶片状和针状的绿泥石所填充[3]（图4）。部分附着在岩石颗粒表面，若早期绿泥石充填粒间孔喉，在孔隙中可形成衬里，可减缓压实作用的进行[4]，在注水过程中，片状绿泥石易移动，可阻塞部分喉道。

从不同阶段黏土矿物成分变化中可以看出，双河油田V上层系中，各储集层均以绿泥石含量最多，伊/蒙混层次之。随着开发的深入，储层中水下分流河道、河口坝由于湖浪的簸选造成地层中黏土矿物被冲刷、运移，使得储层中水下分流河道、河口坝的黏土含量逐渐减少;而前缘席状砂的黏土含量略有增加是因为，席状砂处孔隙度及渗透率小于水下分流河道和河口坝的孔隙度及渗透率（表2），后续水驱过程中高岭石和伊利石遇水膨化，在迁移过程中堵塞孔隙度和渗透率较小的吼道、造成堆积[5]。

综上所述，从聚驱前到后续水驱阶段，平均孔隙度总体趋势呈上升状，渗透率在开发初期到聚驱前平均渗透率逐渐增加，聚驱前期到聚驱后阶渗透率逐渐降低，聚驱后到后续水驱阶段渗透率增加。

2  储层物性特征

2.1  不同时期储层物性变化特征

对不同阶段储层物性统计表可知，聚驱前至聚合物驱后阶段，孔隙度值继续增大2.2%，表明孔隙填隙物部分被带走;后续水驱阶段进一步将孔隙中填隙物带出，使孔隙度进一步升高0.5%。聚驱前至聚合物驱后阶段，由于聚合物堵塞部分大孔道，改变流体的渗流状态，造成渗透率值减少48.43×10-3μm2;后续水驱阶段渗流作用进一步加强，部分被阻塞的大孔道再次恢复，使渗透率值增加           101.42×10-3μm2。

2.2  不同沉积微相下储层物性变化特征

根据不同沉积微相孔渗变化情况可知：在三类储集层中，水下分流河道物性最好、孔隙度与渗透率最高，而前缘席状砂孔隙度和渗透率最低、储层物性最差，根据表3可知：水下分流河道与河口坝储集层属于中孔-中吼孔隙类型，而前缘席状砂属于中孔-较细喉孔隙类型。由于各处基层随开发阶段的不同，微观孔渗情况发生了不同的的变化，具体变化规律如下：

（1）注聚后比注聚前水下分流河道、河口坝和前缘席状砂的渗透率分别下降了209.91×10-3、70.78×10-3、52.72×10-3μm2，后续水驱比注聚后各渗透率增加181.38×10-3、86.9×10-3、118.86×10-3μm2。总体上，从开发初期到聚驱前渗透率变大、聚驱前到聚驱后渗透率变小、随着长期后续水驱渗透率又逐步变大。

（2）聚驱前比聚驱后水下分流河道的孔隙度增加0.61%，河口坝、前缘席状砂的孔隙度下降0.58%、0.14%;聚驱后比后续水驱水下分流河道、河口坝、前缘席状砂的孔隙度分别增加1.12%、0.74%、0.87%。从数据中可以看出注聚前到注聚后孔隙度总体呈下降趋势、注聚后到后续水驱孔隙度增加。

（3）根据注聚前、后和后续水驱渗透率和孔隙度数据对比可以看出：因不同沉积微相的储层物性差异造成水下分流河道的渗透率及孔隙度变化幅度最大，而前缘席状砂的变化幅度较小。由于水驱和注聚改造力度大，储集层吼道发生两极性变化，即大孔道更大，小孔道更小;则水下分流河道和河口坝储层物性好，渗透率明显增大，物性变好;席状砂物性较差，渗透率整体呈下降趋势，经过长期注水注聚，物性变差[6]。

3  沉积微相对储层物性的影响

不同沉积微相的沉积物在储层发育过程会呈现出不同的物质影响。因此，不同的沉积环境将对应不同的沉积特征。在沉积相半生于盆地，研究沉积相可明晰表征地层和岩石在时间空间上的特点，根据分析沉积盆地性质、构造背景。所以，分析沉积环境能够有效研究沉积储层各方面的基础特征以及储层发育规律和空间分布特征。

综上所述，分析沉积微相是开展层序地层学相关理论、盆地演化史、油气资源勘探开发的重点。

V上层系储层主要发育水下分流河道、河口坝及前缘席状砂，由于这三种沉积微相的砂岩结构构造不同，故V上层系储层物性变化不同。

由于储层结构变化、水流冲刷强弱程度不同以及沉积物来源差异等条件的影响，使得V上层系岩屑的分选特征、空间分布结构存在差异。因此，不同的沉积微相是V上层系渗透率平面非均质性变化的主要影响因素。

受沉积微相影响，主流河道多分布为水下分流河道，其砂体粒度较粗，孔隙度和渗透率较高，油层较厚;分流河道的沉积微相以河口坝和前缘席状砂为主，砂体粒度较细，储层物性较差。漫長的搬运距离有利于储层物性发育。成岩相与沉积相的关系尤为密切，在储层物性较差的前缘席状砂沉积区域，伊/蒙混层、绿泥石物量较高（表1），主要为碳酸盐-绿泥石胶结相。而在河口坝沉积区主砂带较侧翼及间湾泥岩处沉积砂地比较高、砂体分选好，储层物性相对较高[7，8]。

4  結论及建议

（1）在南阳油田V上层系中，砂岩的成分成熟度中等，岩屑成分主要为长石岩屑质石英砂岩，有少量岩屑质长石砂岩、岩屑砂岩及长石质石英砂岩。填隙物以绿泥石为主，储层中水下分流河道、河口坝的填隙物含量逐渐减少，前缘席状砂的填隙物含量逐渐增加。

（2）聚驱前到后续水驱阶段，水下分流河道储层物性变化幅度最大而前缘席状砂的变化幅度最小。因聚合物对储层起堵塞作用，造成聚驱前到聚驱后储层孔隙度和渗透率变小;随着长期后续水驱的发生，流水运移黏土矿物使得储层孔隙度、渗透率变大。

（3）在微观上，不同种类黏土矿物的含量于储集层中的差异变化是造成储层孔隙度和渗透率变化的重要原因。在油田未来的勘探开发过程中，应当针对储层沉积微相的不同细化开发方案及生产计划，从而达到高效提高原油采收率的目的。

参考文献：

[1]文鑫， 戴宗， 王华，等. 海相砂岩油藏长期水驱后储层物性变化规律[J]. 特种油气藏， 2017， 24（1）：157-161.

[2]雷志诚. 白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组储层特征研究[D]. 武汉：长江大学，2013.

[3]白金莉， 李文厚， 姜瑀东，等. 鄂尔多斯盆地旬邑地区长6_1储层物性影响因素[J]. 地质科技情报， 2017（2）：198-205.

[4]孙雨， 于海涛， 马世忠，等. 致密砂岩储层物性特征及其控制因素——以松辽盆地大安地区白垩系泉头组四段为例[J]. 中国矿业大学学报， 2017， 46（4）：809-819.

[5]刘丰， 吴奎， 万琳，等. 辽中凹陷X油田东三段储层物性特征及控制因素[J]. 东北石油大学学报， 2016， 40（6）：9-17.

[6]吴浩， 张春林， 纪友亮，等.致密砂岩孔喉大小表征及对储层物性的控制—以鄂尔多斯盆地陇东地区延长组为例[J]. 石油学报， 2017， 38（8）：876-887.

[7]Li Zhao. Formation damage during alkaline-surfactant-polymer flooding in the Sanan-5 block of the Daqing Oilfield， China[J].Journal of Natural Gas Science and Engineering， 2016，35： 826-835.