锦16区块储层及优势通道特征分析*

2014-05-05 07:10刘红岐李宝莹王万福代春明

西南石油大学学报(自然科学版) 2014年6期

刘红岐，李宝莹，王万福，代春明，唐丹

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川成都 610500 2.中国石油辽河油田分公司锦州采油厂，辽宁锦州 121209 3.中国石油安全环保技术研究院，北京海淀 102200 4.中国石油吉林油田分公司扶余采油厂，吉林扶余 138000

锦16区块储层及优势通道特征分析*

刘红岐1，李宝莹2，王万福3，代春明4，唐丹3

锦16区块是一个典型的高孔隙度、高渗透率的双高开发油田，在注水开发过程中，注入水沿强水洗大孔道无效窜流，剩余油和水淹层分布零散，挖掘剩余油难度较大。结合JX2井岩芯分析、镜下薄片等资料分析了本区块储层物性、储集空间特征和优势通道的形成原因。分析认为，由于地层压实程度低、胶结物含量低、以泥质胶结为主，岩石胶结作用差，这是锦16区块形成优势渗流通道的主要原因，而高孔高渗储层在后期注水开发的影响，孔隙空间受到注水冲刷和后期物理化学的改造作用，使得大孔道的渗流优势更加明显，进一步加剧了优势通道的形成。

锦16区块；大孔道；优势通道；注水开发；高孔高渗

刘红岐，李宝莹，王万福，等．锦16区块储层及优势通道特征分析[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2014，36（6）：60–68．

LiuHongqi,LiBaoying,WangWanfu,etal．CharacteristicsAnalysisoftheReservoirandPredominate Channel in BlockJin-16[J]．Journalof Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（6）：60–68．

引言

锦16区块位于辽河盆地西部凹陷的西斜坡，开发目的层为沙河街组兴隆台油层，为一层状砂岩边底水油藏。1993年，锦16区块兴隆台油层整体探明原油地质储量3 796×104t，含油面积5.5 km2，有效厚度39.9 m。1992年开始，区块进入递减期，通过加密调整、完善井网等综合调整以及东部扩边增储等措施，有效地控制了产量递减和含水上升速度。2000年以来，由于剩余油分布日益零散，油水井况严重恶化，水驱油效果越来越差。目前己进入双高递减低速开发阶段，全区综合含水已达84.4%。2007年化学驱试验井在非化学驱目的层取得较好的挖潜效果，揭示了该区块仍具备一定的水驱潜力。但由于优势通道在平面、纵向、层间、层内分布规律极其复杂，优势通道的存在使其他增产措施实现起来比较困难。高渗条带和大孔道会导致聚合物溶液窜流，不但造成化学剂浪费，而且难以形成高质量的段塞，致使周围的生产井不见效或见效差，严重影响了化学驱效果。

孙致学、孙明、冉建斌、李波等对优势通道的研究认为[1-4]：优势渗流通道主要分为两种类型：一类是由于沉积环境、成岩作用的影响，储层胶结作用较弱，储层本身固有的优势渗流通道；另一类是开发过程中形成，且两类优势渗流通道通常是相关的。影响优势通道形成的主要因素包括：储集层骨架结构，孔喉网络，非均质性，成岩压实作用，退胶结作用等。优势渗流通道演化规律表明：（1）平均含油饱和度逐渐下降，呈指数式递减规律，其平均含油饱和度远比整个地层平均含油饱和度低，逐渐接近于残余油饱和度；（2）注入体积倍数与地层总注入体积倍数比呈逐渐增加趋势，之后逐渐又变平缓；（3）水无效循环程度呈逐渐增加趋势。在长期注水开发过程中，正韵律厚油层底部渗透率逐渐扩大。到一定阶段，优势渗流通道局部渗透率增加明显、水驱效率较高，呈现出大孔道特征。

王利美，曾流芳等研究了示踪剂监测测井[5-7]、脉冲中子氧活化测井等测井新技术用于大孔道识别的方法，以取芯井的岩芯分析数据和观察井的动态测井资料为依据，利用神经网络等技术建立高含水期水淹层解释模型，并识别优势通道。

房士然，王祥，赵艳等则采用井间示踪剂监测技术[8-10]、井口压降曲线监测技术、生产动态判别技术、灰色理论、单因素预测模型、多因素预测模型等方法进行优势通道的预测，通过精细数值模拟方法研究优势渗流通道形成时机，研究渗透率级差、纵横向渗透率比值、地下油水黏度比和注采强度等因素对优势渗流通道形成与演变的影响[11-14]。

1 储层特征分析

在长期注水开发的砂岩油藏中，储层骨架结构不断发生改变，岩石颗粒接触关系发生变化，胶结物发生运移。镜下岩芯薄片鉴定表明：在初、中含水阶段，注入水对储层冲刷作用有限，骨架颗粒接触关系变化不大。但到了高含水阶段，粒间原有的点线接触关系以及骨架颗粒支撑方式均发生明显改变，原始孔隙及颗粒接触处的胶结物被水冲走或被搬运至其他部位。储层连通孔隙增多，部分颗粒处于流体包围状态或游离状态，连通孔隙细小部位有地层微粒及杂基充填。

注入水长期冲刷作用不但使得岩石骨架遭到破坏，也引起了储层孔喉结构变化，使孔喉半径变大，形成大孔道。简而言之，高含水阶段孔喉半径增大的主要原因有两个方面，即：

（1）孔喉中一些胶结物被水冲刷，在油采出时，胶结物同时被采出；

（2）由于受到水冲刷，骨架颗粒从原来颗粒支撑较脆弱部分点线接触处被冲开，其喉道增大，连通性变好。

1.1 JX2井岩石学特征与电镜分析

锦16块试验区储层砂体是由多个扇三角洲前缘河口砂坝沉积体叠加而成，储层砂体发育程度高，砂体厚度大，分布范围广，为油气富聚创造了良好的空间。作为本区主力层段的II号层砂体，主要为一套中—细碎屑的扇三角洲前缘砂体沉积，陆源碎屑物质占碎屑总量的99.85%。碎屑物成分以石英、长石为主，岩屑次之。石英含量一般为15.0%～45.0%，平均33.1%。长石含量一般为17.0%～44.0%，平均33.2%。岩屑以变质岩屑为主，岩屑含量平均33.7%。

储层岩石成分成熟度低。储层岩性主要为杂乱的硬砂岩、长石砂岩、含砾砂岩和粉砂岩。石英含量占40%～75%，一般为55%，长石含量10%～30%，一般为15%；岩块含量占10%～40%，部分高达50%～80%。其成份也很杂，除少量喷发岩和变质岩外，主要为泥质岩块，含量可占总含量的20%～30%，表明成份熟度很低，反映了近距离多物源的沉积环境，这也是一般小型断陷盆地两侧的沉积特点。

岩屑以变质岩屑为主，岩屑含量平均33.7%（表1，图1）。岩石类型以复杂砂岩和岩屑质长石砂岩为主，长石质岩屑砂岩次之。成分成熟指数为0.75，岩石的结构成熟度低，粒度中值在0.01～2.6 mm，多为细砂岩、不等粒砂岩和粉砂岩，部份为中、粗砂岩和砂砾岩；碎屑颗粒磨圆度以次棱—次圆为主，颗粒分选差，分选系数一般1.5～2.51，最高可达5.14。胶结物以泥质为主，其次为灰质、白云质。

表1 JX2井储层岩石学主要特征参数表Tab.1 Characteristics of the rock parameters of Well JX2

图1 JX2井岩石成分分布图Fig.1 Distribution of rock constituent in JX2

储层的结构成熟度较低，碎屑颗粒磨圆程度为次尖—次圆状，风化程度为中—浅。颗粒之间点、点—线接触关系为主，线—点、线接触关系次之，碎屑颗粒胶结类型以孔隙式、接触式为主。碎屑颗粒分选中—好，胶结物含量较低，以泥质胶结物成分为主，含量一般3.0%～14.0%，平均为7.4%；其次为方解石，平均含量为1.0%。胶结类型以孔隙式胶结为主，其次为少量的孔隙—接触式或接触式胶结类型。表明搬运距离短，岩性分异很不充分。反映出近源、快速堆积的沉积特点。成岩作用弱：镜煤反射率（RO）小于0.5%，I/S中S层的百分含量大于50%；成岩矿物组合主要为铁白云石、铁方解石、石英次生加大级别以I级为主，长石、碳酸盐溶蚀作用较为发育；自生高岭石和自生伊利石粘土矿物含量高，伊/蒙混层相对含量21.7%；颗粒接触关系主要为点—线状接触，孔隙类型以原生孔隙为主、少量次生粒间孔隙。

JX2井岩芯的扫描电镜照片和铸体薄片鉴定结果显示，储层的骨架颗粒以石英、长石和岩屑为主，其平均含量分别为30.78%、24.74%和44.52%。长石包括碱性长石和斜长石，以碱性长石为主，平均含量分别为84.4%和21.44%。岩屑类型有沉积岩、酸性喷出岩、中性喷出岩、变质岩等，以酸性喷出岩和沉积岩为主，其平均含量分别是19.0%和23.3%。区内主要储集岩为不等粒长石岩屑砂岩、中砂质细粒长石岩屑砂岩、细粒长石岩屑砂岩、细砂质中粒长石岩屑砂岩4种。总体看来成分成熟度较低，胶结物成分主要为泥质，粘土矿物以高岭石为主，伊利石次之，有少量蒙脱石和绿泥石[15-16]。如图2所示，JX2井岩石成分以石英为主，所占比例为37%，其次是碱性长石和酸性喷出岩，分别占20%和22%；粒间孔隙受水冲刷和溶蚀有明显加大迹象，说明孔隙空间受到了注水冲刷和后期物理化学的改造作用，这是形成优势通道的原因之一。

图2 JX2井岩芯扫描电镜照片Fig.2 Core SEM photo of Well JX2

1.2 压汞曲线特征分析

孔隙结构是指岩石中孔隙和喉道的几何形状、大小及其相互连通和配置关系。喉道与孔隙的不同配置关系，可以使储层呈现不同的性质。若喉道较粗、孔隙直径较大，则储层表现为高孔、高渗；若喉道较细、孔隙粗大，则表现为中孔低渗，要想达到提高原油采收率的目的，必须对岩石的孔隙结构作详细的研究。

（1）排驱压力：4块岩芯中物性最好的1#样品，进汞80%时，排驱压力仅为0.008 MPa，4#样品物性略差，进汞50%时，排驱压力为0.400 MPa，进汞80%时，排驱压力约为9.800 MPa。而4块岩芯最大排驱压力仅为0.020 MPa。从这些样品的排驱压力来看，该区域排驱压力很小，这正反映了本区岩芯孔隙度大，物性好，毛管束缚力小的特点。结合的孔隙结构参数评价参考表（表2），岩芯储集性能好，为优质储层。

（2）最大连通孔喉半径：是水银进入孔隙网络时最先突入的喉道大小。JX2井岩芯样品测试结果表明，1#样品的最大连通孔喉半径约224.24 μm，较差的4#样品，其最大连通孔喉半径约为17.96 μm，平均为121.1 μm。这比一般砂岩储层岩性的最大连通孔喉半径大几个数量级。这些数据再一次说明了本区岩芯孔喉大，连通性好。结合表3，判断为优质储层。

表2 孔隙结构参数评价参考表Tab.2 Evaluation parameters for pore structure

（3）中值压力：指饱和度中值毛细管压力，即非润湿相在50%时对应的注入曲线的毛细管压力，它反映了当孔隙中同时存在油、水两相时油的产能大小。中值压力越大，则表明岩石越致密，产油能力下降，中值压力越小，则表明岩石对石油的渗滤能力越好，具有高的产油能力。JX2井4块岩芯中，最大中值压力仅为0.500 MPa，最小则为0.030 MPa，中值压力很小，说明物性好，产油能力强。

（4）中值喉道半径：岩样在压汞实验中，水银饱和度为50%时所对应的孔喉半径值，它是孔喉大小、分布趋势的度量。JX2井岩芯样品测试结果表明，最大中值喉道半径为28.47 μm，最小为1.47 μm，＞15 μm的占到43.2%，平均中值喉道半径为14.97 μm。

JX2井毛管压力曲线（图3）表明：压汞曲线中间的平缓段为主要进汞段，低平段越长，岩样喉道的分布越集中，分选越好；该段位置越靠下，喉道半径越大；陡翘段反映岩样微毛细管孔隙的多少。按形态还可将曲线分为平台类和斜坡类。曲线1和2属斜坡类，该类曲线反映储层物性差，没有明显低平段，孔喉分选性差，储层总体性质较差。曲线3和4属平台类，该类曲线反映储层物性较好，其形态从高而陡逐渐过渡到低而平，曲线低平段所占比重越大，该样品物性越好，反之，物性越差。对JX2井样品22和样品105的压汞曲线研究可知：两条压汞曲线为低平台曲线，但延伸不远，平缓段位置较靠下，说明孔喉分布较为集中，平台低说明岩样以粗喉孔型为主。

图3 JX2压汞法毛管压力曲线图Fig.3 Capillary mercury pressure curves of Well JX2

（5）最大进汞饱和度：最大汞饱和度是指最高压力下的进汞饱和度，此值愈高，反映储集性能愈好。它相当于实际岩样中的最大含油饱和度。岩芯测试表明，JX2井岩芯最大进汞饱和度为98.53%，最小为85.12%，平均为91.82%。

（6）退汞效率：退汞效率是指压汞仪的额定压力降到最小时，岩样中退出的水银体积与在压力降落前注入水银总体积的百分比。退汞效率也就是该岩样中非润湿相的毛管效应采收率。一般情况下，连通性好、孔喉比小，退汞效率相对较高。JX2井岩芯测试结果表明，最大退汞效率为31.11%，这个值是一般岩芯退汞效率的2倍左右，这说明本区储层孔喉比小，连通性好。

（7）孔喉歪度：是孔喉大小不对称的测度，一般−2～2。好的储集岩歪度多为正值（在0.25～1），而差的储集岩的歪度则为负值。X2岩芯测试了孔喉歪度参数50个，计算结果显示，最大歪度为1.49，最小1.1，平均1.29。从数据中可以判断，本区储层均为大孔隙的优质储层。

（8）分选系数：它是描述以均值为中心的散布程度的，即孔隙大小的分选程度。对孔隙系统来讲，分选系数越小，说明孔隙大小越集中于平均值，孔隙结构越均匀，分选越好。锦16区块岩芯的最大分选系数为18.05，最小为0.27，平均分选系数2.64。根据表3可以判断为中等储层。

JX2井4块岩芯所测试的排驱压力、孔喉半径、压力中值等8个参数的分布范围和平均值见表2，说明，本区之所以能够形成大孔道和优势通道，这是由岩芯或储层本身孔隙大、分选性好、连通性好所决定的。良好的物性条件为形成锦16区块的优势通道奠定了物质基础。

1.3 孔隙结构特征分析

JX2井铸体薄片显示（图4），该井岩石磨圆度差，孔隙连通性较好，岩石比较疏松。图4a显示的是高岭石黏土及残余粒间孔，大小212 μm左右，孔隙发育，高岭石粘土溶蚀现象，粒间高岭石粘土，高岭石黏土及残余粒间孔，大小109 μm左右；图4b显示的是碳酸盐微晶及晶间孔，粒间高岭石黏土，溶蚀现象及高岭石、碳酸盐。高岭石、碳酸盐微晶及残余粒间孔，大小170 μm左右，这都为锦16区块形成大孔道提供了条件。

表3 JX2井储层孔喉特征参数统计表Tab.3 Characteristic parameters of pore-throat of Well JX2

图4 JX2井铸体薄片Fig.4 Casting slice of Well JX2

图5显示了JX2井各类矿物成分所占比例，其中石英占37%，碱性长石占23%，说明岩石成熟度低。图6～图8是JX2井岩芯的孔径、粒径、孔隙度频率分布直方图。如图6所示，JX2井孔径分布区间主要集中在100～300 μm，所占比例为64%，300～500 μm大小的孔径范围所占比例接近20%，属于中～大孔径，这也是本区块形成优势通道的主要原因之一。

图5 JX2井岩石矿物成分分布图Fig.5 Rock mineral composition distribution

图6 JX2井孔径直方图Fig.6 Histogram of pore throat radius

图7 JX2井岩芯粒度直方图Fig.7 Histogram of grain size

图8 JX2井岩芯孔隙度直方图Fig.8 Histogram of core porosity

图7表明，岩石粒度大小分布区间为0～6 mm，主要集中在0～3 mm，所占比例较大，超过80%。

研究区JX2取芯层段的岩芯资料统计分析发现，研究区孔隙度普遍较高，岩芯孔隙度一般在25%～35%，占整个样品数90%以上。其中孔隙度最小值13.6%，最大值37%，平均值30.74%。

图9表明，研究区JX2井岩芯分析水平渗透率分布范围较宽，最大值为22 310 mD，最小值为10.7 mD，平均值为3 979 mD。JX2井岩芯分析垂直渗透率分布范围也较宽，最大值为25 163 mD，最小值为2.95 mD，平均值为5 040 mD。从渗透率来看，储层的渗透能力相当强，符合优势通道的特征。

图9 JX2井渗透率分布图Fig.9 Distribution of permeability

2 优势渗流通道成因与特征分析

2.1 优势渗流通道成因

优势渗流通道是指储层中渗透率相对较高、流体优先渗流的部分。优势渗流通道分两种类型，一类受沉积环境、成岩作用影响，储层胶结作用较弱，储层本身固有的优势渗流通道；另一类是在开发过程中形成，且两类优势渗流通道通常是相关的。

在长期注水开发过程中，一方面，注入水的浸泡、冲刷作用使储集层微观属性发生物理、化学变化，致使储集层参数发生改变；另一方面，受储集层非均质性、油水黏度比、注采强度等参数影响产生的渗流差异，导致流体趋向于某局部区域流动，最终在局部产生优势渗流，从而形成优势渗流通道。

2.2 优势渗流通道储层特征分析

优势渗流通道形成后，注水井注入动态和采油井生产动态均会发生明显变化，主要表现：（1）注水井井底流压低，视吸水指数高；（2）部分油井含水上升快，采出程度相对较低，剩余油富集；（3）注入水单层突进严重，正韵律油藏注入水沿底部突进严重；（4）地层存水率低（水无效循环严重）；（5）注水井井口压降快，压力指数值低；（6）注聚合物驱井区聚窜严重；（7）水淹非均质严重，形成明显底部水淹型。据历年新钻井或侧钻井水淹情况统计（图10），强水淹层和中强水淹比例逐年上升，中水淹层比例已达93.1%，强水淹层达79.41%。

图10 不同时期水淹程度统计分布Fig.10 Distribution of flooded zone in different year

分析锦16断块兴隆台油层开发多年来各含水阶段的含水和采出状况可以看出（表4），其含水上升率均在理论值附近，表明锦16断块的含水上升率总体上基本合理。

3 结论

（1）区内储层岩石类型以复杂砂岩和岩屑长石砂岩为主，矿物成分的成熟度低，反映了该区块陆源碎屑物质搬运距离较近。储层的结构成熟度较低，碎屑颗粒磨圆程度为次尖—次圆状，风化程度为中—浅，胶结物含量低，以泥质胶结为主。因此，岩石成熟度低、岩性疏松、磨圆程度差、胶结程度差，这是优势通道形成的主要原因。

（2）孔隙受水冲刷和溶蚀有明显加大迹象，说明本区块孔隙空间容易受到注水冲刷和后期物理化学的改造，这也是形成优势通道的原因之一。

（3）储层孔隙度和渗透率都很高，孔隙度平均为30.7%，渗透率平均高于5 000 mD，属于高孔高渗储层。

表4 锦16断块油层含水阶段含水率评价表Tab.4 Water content of hydrocarbon reservoir of Block Jin-16

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编辑：杜增利

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

Characteristics Analysis of the Reservoir and Predominate Channel in Block Jin-16

Liu Hongqi1,Li Baoying2,Wang Wanfu3,Dai Chunming4,Tang Dan3
1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China 2.Jinzhou Production Plant，Liaohe Oilfield Branch Company，CNPC，Jinzhou，Liaoning 121209，China 3.Oil Security Environmental Protection Technology Research Institute，CNPC，Haidian，Beijing 102200，China 4.Fuyu Production Plant，Jilin Oilfield Branch Company，CNPC，Fuyu，Jilin 138000，China

Block Jin-16 is an oilfield typical of high-porosity and high-permeability.In the process of water-flooding development，the injected water circulates along large pore channels，and the residual oil and water flooded zone scatter over the rocks，which increased the difficulty to extract remaining oil.This paper mainly discusses the lithology characteristics，reservoir space properties and the reasons for the formation of the advantaged channels based on the core data，casting lamella and other information.It illustrates that the reservoir has low compaction，low cement content，rich argillaceous cementation and poor rock cementation，which result in the formation of preferential channels in Block Jin-16.Another important aspect is that the high initial porosity and permeability are enlarged by injected water during the later stage of production.The influence of the pore space by water flushing and late physical and chemical reformation makes large channel seepage more obvious，and further exacerbates the formation of advantage channel.

Block Jin-16；large pore；preferential channel；exploitation with injected water；high porosity and high permeability

http：//www.cnki.net/kcms/doi/10.11885/j.issn.1674-5086.2012.04.10.01.html