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中渗油藏高渗条带特征及治理对策

发表时间：2021/6/10 来源：《中国科技信息》2021年7月作者：张国凯

[导读] 中高渗油藏在注水开发中,由于重力分异,非均质性严重等因素,不可避免的出现高渗条带,制约了油藏的注水开发效果。从高含水油藏注水开发特点来看，由于高渗条带的普遍发育，有藏面临着水驱波及体积减小，注水利用率低，吨油耗水率高等问题，严重影响了油藏的开发水平。

河南濮阳中原油田分公司濮东采油厂张国凯 457001

摘要:中高渗油藏在注水开发中,由于重力分异,非均质性严重等因素,不可避免的出现高渗条带,制约了油藏的注水开发效果。从高含水油藏注水开发特点来看，由于高渗条带的普遍发育，有藏面临着水驱波及体积减小，注水利用率低，吨油耗水率高等问题，严重影响了油藏的开发水平。文章主要综合岩石学，储层沉积学，油藏工程等多学科，充分利用动静态资料综合分析高渗条带的特征，提出治理思路，从经济效益角度优选出高效措施，倡导节能理念，达到效益开发的目的。
关键词：高含水油藏   高渗条带治理思路
        1、高渗条带形成微观机理
        1.1孔隙结构变化
        通过对研究区内取芯井H12-20井（水洗前）和胡检1井（水洗后）分析，水洗后储层砂岩退出汞效率降低（从水洗前的25%降至水洗后的21%），最小可流动孔喉直径增大（从水洗前的0.03μm增至水洗后的0.42μm，对应的汞饱和度平均值由71.2%增至76.1%），说明注水后岩石中流体流动的主孔喉向大孔喉方向移动，而且流动主孔喉控制的孔隙体积略有增加，其结果必然导致岩石渗透率的进一步提高，进而发育高渗条带。并且从孔径及吼道分布图来看（图2），储层经过水洗后，各种孔径级别的大孔隙在储集空间总面积中的比例增加，一部分大孔径的储集空间已逐渐取代了小孔径的储集空间储层砂岩的喉道直径平均中值由注水开发前1.3μm增加到了注水开发后2.8μm，导致流动主孔喉偏向较大的孔喉。孔径及喉道直径的变化促使储层大孔隙的发育，也进一步导致高渗条带的形成。

        1.2 高渗条带形成沉积相分析
        （1）水下分流河道微相
        该微相是主要沉积微相类型，是水上分支河道在水下的延伸部分，垂向上具有下粗上细的特点，底部常有冲刷面，多为块状含砾砂岩和砾质砂岩。向上变为平行层理、交错层理或波状层理砂岩、反映牵引流、重力流共同存在的环境。自然电位曲线为中高幅箱形或钟形，分别代表加积和侧积的沉积。微电极幅度差大、渗透性好，粒度概率曲线上呈现上拱两段式、三段式，并含有较高的过渡带。分流河道砂岩粒度粗，物性好，但由于分选差，河道的物性在纵向上表现出一定的规律性。在河道底部由于沉积物粒度跨度大，从泥～粗砾不等，因而物性较差，含油级别也较低；河道中上部一般为细～粗砂岩沉积，物性好，含油级别高，注入水易沿此部位运动，形成强水淹层，也是高渗条带容易形成的位置。
        （2）河口坝微相
        以细砂岩、粉砂岩为主。块状、平行、波状层理是该微相主要沉积构造类型，在边缘部位发育有递变层理和滑动变形构造，由向上变粗的层序组成，分选相对比分支河道好，粒度概率曲线以两段式、三段式为主，粒度偏细。自然电位曲线多呈漏斗形。岩心观察，河口坝微相注入水主要沿其顶部物性较高的部位运动，因此中上部的含油级别普遍低于河口坝底部砂岩。
        （3）远砂坝微相
        该微相以灰色、灰绿色粉细砂岩、粉砂岩和泥岩为主，波状、斜波状层理发育。与河口坝微相的区别是由于空间位置的差别以及水力学特征的不同所造成的。河口坝受水道水流的影响更大，而远砂受湖浪的改造作用比河口坝前缘砂强，在沉积层序上表现出复合韵律的特征。自然电位曲线为中低幅指形，物性比河口坝差，但少数砂体由于波浪的反复冲洗，分选也较好，也会出现物性好的现象。
        （4）水下分流河道间
        岩性主要为泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩。沉积物颜色以浅灰色、灰色、灰绿色为主，发育水平层理、波状层理、变形构造、透镜状层理、爬升层理等沉积构造。
        （5）前扇三角洲
        位于前缘的前方，以深灰色、灰黑色泥岩为主，夹少量砂质、粉砂质条带，自然电位曲线平直。
        岩心观察的结果表明，水下分流河道水动力强，沉积物粒度粗，物性条件较好，河口坝尽管粒度较细，但分选好也有良好的物性条件，是储层高渗条带容易产生的微相类型，注水量较大的远砂微相也偶有高渗条带形成，但是较少，河道间和前三角洲微相未发现明显的高渗条带。
        1.3高渗条带形成物性特征
        储层水洗后物性明显变好，孔隙度和渗透率都有明显增大(图3)，孔隙度、渗透率均有显著增大。水洗前储层孔隙度分布范围8 ～27%，平均20%，水洗后分布范围12～28 %，平均21.7%，孔隙度的增大不是特别明显；而水洗前储层渗透率分布范围主要是几个到几百个毫达西，水洗后渗透率可以达到数量级的增长，一般为几百个毫达西，高者可达数千个毫达西。
        储层的孔渗特性是高渗条带形成的关键因素，本次研究通过对储层水洗前后岩心的储层孔渗特性进行了对比分析，水洗后储层的孔渗特性显著变好，渗透率极差也增大，高渗条带多分布于孔隙度大于20%的储层中；渗透率的分布范围较广，但在100×10-3 u以下的分布数量非常有限；因此将储层形成高渗条带的物性下限确定为孔隙度20%，渗透率100×10-3 um2。吸水砂层厚度和相应的吸水井段厚度表明大孔道主要分布于厚度大于3m的砂层中，其中吸水厚度一般超过2m。
        说明要形成大孔道砂层必须达到一定厚度，研究认为可以将砂层厚度大于3m当作形成大孔道的必要条件。而远砂坝和前缘席状砂的单层砂岩厚度很少超过2m，所以高渗条带不发育，同时说明选取的厚度标准与沉积微相研究的结论也是一致的。
        1.4高渗条带对剩余油的控制作用
        剩余油纵向上分布特征：本次研究选择了渗透率30md、100md、300md的岩心，分别做了单管-三管岩心驱替实验，得到了不同渗透率岩心常规注水过程中采出程度随注水量的变化情况，可以看出单管驱替模型下，在注入水体积相同的情况下，高渗透岩心的采出程度较大，采油速度较快，并且最终采收率较高。而在三管驱替模型中，由于层间渗透率的差异，中、低渗透层岩心采收率大幅度下降，并且层间渗透率差别越大，其下降幅度越明显。实际生产中，高渗层多发育在高渗透性储层中，当高渗条带形成后，储层非均质性加剧，常规注水过程中，剩余油主要分布于低渗层中。并且从生产实际中的剩余油饱和度监测资料也可以发现，纵向上剩余油主要分布在渗透率差异大的厚油层内部、夹层控制的剩余油以及弱水驱的薄差层。横向上来看，当注采井间发育高渗条带时，注入水沿着高渗条带突进，呈现管状流，水驱波及范围减小，剩余油有利富集区主要集中在高渗条带的侧翼以及水驱波及不到的构造高部位。
        2、高渗条带治理对策
        通过多学科协作，高渗条带形成机理以及动静态特征比较明确，以及对剩余油的控制作用，在此基础上，根据高渗条带发育程度将其划分为三类，并分类提出治理对策。根据实际情况，主要细分为三类：高渗条带不发育区、损坏区、高渗条带发育区。对于发育区主要以优化水驱方向为主，调整注水结构，控制主力水驱方向；损坏区以恢复井网为主，借助大修、换井底等措施治理；不发育区以加强水驱作用为主，通过转注、侧钻等方式新建水驱方向，有效提高高渗条带不发育区储量动用程度。
        3、结束语
        长期的注水开发对油藏储层及剩余油分布有着至关重要的影响，通过从微观，沉积相，孔隙度，渗透率及剩余油的影响分析，明确高渗条带的分布及剩余油的分布规律，从而提出相应的治理措施，为高含水油藏下步开发提供了可靠依据，做法可推广至同类中渗高含水油藏。