羊三木油田高含水期储层结构变化规律研究

赵珺（中国石油大港油田公司第六采油厂，天津 300280）

在油田注水开发过程中，岩石的矿物学特征、孔隙结构特征、流体特征都是影响和决定储层结构变化的内在因素。由于注入水对储层孔隙结构、物性、表面润湿性、储层非均质性的影响，使得高含水期储层结构与注水前发生了极大的变化。

羊三木油田羊三断块共有取心井9 口，取心层位为馆Ⅱ油组。丰富的取心资料和室内化验资料为研究注水开发过程中储层结构变化规律奠定了基础。本文立足于不同开阶段的取心井资料，结合不同开发阶段开发井的测井资料和生产动态资料，开展细致的储层结构动态变化研究。

1 孔隙类型的变化

利用开发后期取芯井羊新11-33 井、羊检1 井与开发初期取芯井羊10-13井进行铸体薄片图像分析，三口井孔隙类型主要为粒间孔、粒内溶孔以及部分颗粒铸模孔和少量的颗粒孔隙。开发初期取芯井和开发后期检查井对应层段岩芯相比，水淹后岩芯溶蚀孔隙增大增多，出现特大孔隙和裂缝性孔隙，局部发现基质内孔。

1.1 出现了特大型孔隙

注水前，特大孔占孔隙的比例为零，注水后上升到11%左右。其主要原因是由于注入水的长期冲刷，冲走部分粘土矿物，使孔隙喉道变得畅通。

图1 水淹前后粒度中值与最大孔喉半径关系

图2水淹前后粒度中值与喉道中值半径关系

图3 水洗前后Rmax与渗透率关系

图4水洗前后Rave与渗透率关系

1.2 溶蚀孔增多

溶蚀孔增多主要是注入水溶解颗粒和胶结物使储层溶蚀，粒间孔增多，孔喉直径增大，从而使微观孔隙结构非均质性增强。

1.3 出现了裂缝性孔隙

裂缝性孔隙由注水前的0%增加到注水后1—3%，裂缝的出现与高压注水有关，由于注水强度大，注水压力大大超出岩石的破裂压力，就会形成裂缝。

2 储层胶结类型及含量的变化

根据对羊三木油田不同开发阶段的3口取芯井的岩芯薄片观察，统计分析胶结物类型，发现储层胶结类型有明显变化。

2.1 储层胶结物含量

羊三木油田馆陶组，以辫状河沉积为主，发育细砂岩、中砂岩、厚层粗砂岩和砂砾岩组合，泥质胶结。经过多年注水开发，馆Ⅱ油组储层胶结物含量由注水前的19.22%下降到水淹后的

7.96%。

2.2 储层胶结类型变化

储层胶结类型由孔隙式、接触—孔隙式为主变为孔隙—接触式和接触式胶结，注水前孔隙式胶结占54.66%，接触—孔隙式胶结占8.26%，合计为62.92%，水淹后分别为17.28%和5.98%，合计为23.26%；而孔隙—接触式和接触式胶结的比例由注水前的26.42%上升到水淹后的69.82%。

造成储层胶结类型及含量的变化的主要原因是原始孔隙度较大，泥质胶结疏松，在注入水长期冲刷下，泥质胶结物被冲散带走，导致胶结物含量减少，孔隙度和渗透率明显增大。

3 孔喉特征的变化

压汞测试是研究储层孔隙结构的一种重要手段，测试得到的毛管压力曲线表征了储层的孔喉大小和分布，由毛管压力曲线和孔喉特征参数可表征储层孔隙结构。因此注水前后孔隙结构变化研究也可根据注水开发前后从毛管压力曲线所获得的孔喉特征参数的变化进行研究。

3.1 孔隙结构参数与粒度中值的关系

从图1、2可以看出，羊三木油田三断块水淹前后，储层孔喉半径具有增大的特征，这与本区的储层物性好有关。就相同粒度中值样品分析发现，水淹前后储层孔隙喉道明显变大，喉道中值半径增加2-4µm，同时最大孔喉半径随粒度中值增大，其变化趋势具有逐渐增大的趋势。

3.2 孔隙喉道与渗透率的关系

分析从孔隙喉道大小与渗透率的关系图（图3、4）可以看出，对于平均喉道半径相同的样品，其对应的渗透率值明显上升。说明水淹后储层的微观非均质性比水淹前变弱，水淹后储层孔隙大小差异在变小。

4 结语

（1）早期取芯井和水淹后检查井对应层段岩芯相比，水淹层岩芯溶蚀孔增加，并且出现了特大孔隙和裂缝性孔隙。特大孔占比注水后增加到0-11%，裂缝性孔隙注水后增加到1—3%；

（2）水淹后储层的粒度中值变大，粒度分选性变好，磨圆度增高，矿物颗粒表面变得光滑；储层胶结物含量由注水前的19.22%下降到水淹后的7.96%；

（3）水淹后岩孔隙度和渗透率增大，对于同一个粒度中值而言，渗透率增大2—4 倍，孔隙度增大1—5%，储层孔隙喉道明显增大，平均喉道中值半径增加2-4µm。