油田注水前后储层特征变化规律研究——以冀东高尚堡油田沙三段2+3亚段为例

1661 概况大港油田构造复杂，储层类型较多，其中中高渗油藏均以注水开发为主，投产至今已有50多年的开发历史，已经全面进入高采出程度高含水开发阶段。

目前主要面临综合含水高、剩余油分布零散等问题，随着开发的进行，油藏的多项重要指标发生变化，提高开发效果存在较大技术难度。

近年来，开展了注水开发后期中高渗油藏储层特征分析，为同类油藏下步精细注水开发和提高水驱采收率提供了可借鉴的经验。

2 中高渗油藏呈现相渗偏移的特征油藏储层经过长时间注水后，注入水渗流流经的孔隙和喉道骨架表面的油膜被水膜所取代，加之注入水对造岩矿物表面油中极性分子的作用，储层润湿性发生变化，亲水性增强，在相渗曲线中表现为相渗曲线右移，油相渗透率增加，渗流能力增加。

港119井1965年钻井取芯，西17-2-2井于1980年在附近区域同一开发层位取芯，相渗曲线向右偏移的特征十分明显（见图1）。

图1 港119井和西17-2-2井相渗曲线港东油田港205井、东检4井和东检5井分别于1968年、1982年和2005年钻井取芯，岩芯试验分析强水湿岩芯所占分析岩芯百分数分别是0、28%和45%。

3 中储层微观构造发生变化中高渗储层注水后，储层微观结构发生变化。

G78-26井岩芯驱替试验表明：注水驱替使附着在石英、长石以及岩屑表面的黏土颗粒和黏土膜脱落，物性好的细砂岩表面更加干净（见图2），流动阻力降低。

图2 G78-26井岩芯驱替后铸体薄片中黏土颗粒脱落情况（左图：驱替前铸体薄片，右图：驱替后铸体薄片）港西油田西39-9井和同一位置更新井西新39-8井电测解释资料对比表明：长期注水驱替后，储层孔喉中值半径增大1.5倍。

孔隙度平均上升1%~4%，渗透率上升2～3倍。

综合作用下，总体表现为形成优势渗流通道，降低水驱波及程度。

平面上，主渗流条带水驱越来越强，极端情况下形成大孔道。

港东油田示踪剂推进速度最大达到27 m/d。

纵向上，层间矛盾越来越突出。

王21井根据连续吸水剖面资料计算：在总井注入孔隙体积倍数为2.27时，14个注入层各层的注入倍数差异较大，少数强吸水层的注入倍数已达到5.78，而多数层的注入倍数在1.08~2.51之间，吸水厚度百分比也由初期的76%下降到44%，强吸水层要用较多注入倍数来小幅提高采出程度，弱吸水层的潜力得不到发挥。

大庆油田注水开发后异常地层压力分布规律研究王建东, 翟湘筠，孙淑兰（中国地质大学 能源系）摘要：油田注水开发后地层压力的分布变化规律，对钻井作业和油田开发具有十分重要的理论意义和现实意义。

本文对大庆油田注水开发后的异常地层压力成因和分布特征进行了研究，指出层内、平面和层间三大矛盾是异常地层压力形成的主要原因，在纵向上高压层、欠压层和正常压力层相间存在构成典型的多压力层系剖面，在平面上形成异常欠压区和异常高压区，根据异常地层压力的成因和分布特征，可以划分出10种类型的异常高压区。

关 键 词：注水开发；地层压力；异常压力；非均质性1 前 言大庆油田是早期注水开发的大型陆相非均质、多油层砂岩油田[1]。

由于油层在纵向上和横向上均存在着严重的非均质性，从而在纵向上形成了正常压力层和异常压力层并存的情况；在平面上形成了正常压力区与异常压力区交错分布的复杂情况。

因此，在油田注水开发后的钻井作业中，研究油气层的压力特别是油气层的异常压力分布，以及预测和控制油气层压力的方法，不仅可以保证安全快速钻进，而且还是优选各种钻井参数、制定钻井施工方案的基础。

在油田开发过程中，准确的压力预测和油气层压力分布特征研究，不仅可以帮助认识和发现新的油气层，而且对了解地下油气层能量，控制油气层的压力变化，合理地利用油气层、最大限度提高采收率具有十分重要的意义。

2 油田注水开发后地层压力纵向变化规律油田在原始状态下，各油层具有统一的压力系统，油层压力随着深度增加而呈线性增加。

当油田注水开发以后，油层压力由静止状态变成了相对运动状态。

由于层间、平面和层内三大矛盾的存在及相互作用，地层压力在纵向上的分布特征发生了极大的变化，当油层或其局部形成长期注大于采的情况时，致使地层压力有很大的提高，从而形成高压层，甚至是异常高压层；而当油层或其局部形成长期采大于注的情况，地层压力会有很大程度的降低，从而形成欠压层，甚至是异常欠压层；而对于注采平衡或接近平衡的油层，地层压力变化不大，则为正常压力层。

冀东油田：注水技术攻关结硕果
佚名
【期刊名称】《石油知识》
【年(卷),期】2016(0)3
【摘要】冀东油田钻采工艺研究院按照＂应用一代、研发一代、储备一代＂的技术创新思路,强化自主创新能力建设,在注水技术攻关方面取得30多项研究成果,获国家发明专利2项、实用新型专利17项。

冀东油田断块复杂,主力油藏埋藏深,注水井的井斜角大、温度高、压力高、分注跨度大,传统注水工艺往往表现出一系列不适应＂病症＂。

【总页数】1页(P24-24)
【关键词】冀东油田;注水技术;国家发明专利;实用新型专利;钻采工艺;技术创新;能力建设;自主创新
【正文语种】中文
【中图分类】TE11
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5.冀东油田公司技术创新硕果累累 [J], 朱大军;张冬梅
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注水开发油田开发层系划分与组合的定量原则和方法李留仁1袁士义2胡永乐3（1 西安石油大学，陕西西安，710065；2 中国石油天然气集团公司科技管理部，北京，1000071；3中国石油勘探开发研究院，北京100083）摘要：注水开发油田多层合注合采时，由于储层的纵向非均质性，常表现出各层见水时间不一样，井底处各层的含水率不一样，各层的水淹程度不一样，驱替程度不一样，采出程度不一样，各层的吸水量不一样，各层的液产量不一样，油产量不一样，这些层间矛盾。

结果导致：高渗透层吸水量高、产液量高、水淹程度高、采出程度高，而低渗层吸水量少、产液量少、水淹程度低、采出程度低，注入水大部分沿高渗层采出，而低渗层不能出力或者说出力小，剩余油多。

常采用划分开发层系的方法，克服层间矛盾对开发效果的影响。

但在划分开发层系时，常遵循几个大的原则，而没有具体的划分方法。

本文认为层间矛盾的本质是各层水驱油推进速度不一样，减缓层间矛盾根本做法，是让各层水驱油均匀推进，都作贡献，采出程度同步。

但怎样克服层间矛盾？能否彻底克服层间矛盾？开发层系如何划分与组合才能较好的减缓层间矛盾？本文从两相渗流理论出发，用数值方法求解，给出了明确的答案，同时给出了容易操作的开发层系划分与组合的定量原则和方法，在商河油田得到了较好的应用。

关键词：注水开发，层间矛盾，开发层系Quantitative Rules and Ways for the Subdivision and Recombination of Layer Series in Water-displacement ReservoirsLi Liuren1 Yuan Shiyi2Hu Yongle3(1 Xian Petroleum University，Xian 710065，China；2 Department of Science and technologyManagement, CNPC, Beijing 100007,China；3 RIPED，CNPC，Beijing，100083)Abstract: While water-displacement in multi-layered reservoir, vertical heterogeneity always causes vertical interlayer inconsistency. The subdivision and recombination of layer series was always used to resolve this problem. But there are only several main rules to direct subdivision and recombination of layer series of development, no quantitative methods. It was think that the interlayer inconsistency is the differences between the water-displacing rate of each layer. On the theory of oil-water flooding, the quantitative ways for the subdivision and recombination of layer series was provided using numerical method. It was well applied in Shang-He oil field. Keywords: water-displacement ，interlayer inconsistency，layer series of development层状砂岩油藏的纵向非均质性造成的层间矛盾是影响采收率的重要因素，为了克服层间矛盾、提高采收率，常采用细分开发层系的方法对油藏进行多层系多套井网开发，细分开发层系时常遵循几大原则这样只是给出了一个语言描述的原则，没有量的概念，不好把握。

高尚堡油田沙三3亚段储层发育特征李业会;齐立新;夏秋君;杨竞旭;陈少勇;曹同锋【摘要】高尚堡油田沙三3储层主要为一套长石岩屑砂岩及岩屑长石砂岩，具有低成分成熟度和结构成熟度、近源快速堆积的特点。

该套储层先后经历了压实作用和压溶作用、胶结作用、溶蚀作用、自生矿物的充填作用、交代作用和破裂作用改造，其中早期绿泥石的环边胶结作用、有机酸热液的溶蚀作用及破裂作用对储层具有建设性，压实-压溶作用是导致储层物性快速变差的主要原因，碳酸盐的胶结交代、硅质胶结、黏土矿物胶结及自生矿物的充填作用对储层具有一定伤害性。

研究表明，高尚堡油田沙三3储层目前主要处于中成岩阶段，不同成因类型的孔隙为其主要的储集空间，储层孔、渗具有良好的相关性，主要发育孔隙型中低孔-低渗型储层，储层物性有随埋深加大而逐渐变差的趋势，埋深较浅的（水下）分流河道发育区是最有利的储集相带。

%The reservoirs in the lower unit of the third member of Eocene Shahejie Formation (Es33 ) in Gaoshangpu oil field mainly consist of feldspathic litharenites and lithic arkoses sandstones with the characteristics of low compositional maturity ,low textural maturity and rapidly proximal deposit .Important diagenetic processes that have affected the sandstones include mechanical and chemical compaction , cementation ,dissolution ,precipitation of authigenicminerals ,replacement ,and cataclasis .Generally ,early grain-coating chlorite and dissolution associated with organic acids and/or thermal fluids ,as well as cataclasis ,are constructive diagenesis for reservoir quality ,whereas compaction is the major factors that destroy the porosity rapidly .In addition ,carbonate cements and replacements ,quartz cementsand anthigenic clay minerals are the destructive diagenesis for the reservoir quality .This study indicated that the Es33 sandstones are present in the middle diagenetic stage .The space of the reservoirs is composed of the multiple-genetic pores (primary and secondary) that formed from different stages .The reservoir quality with middle-low porosity and low permeability are decrease with depths .A well correlation between porosity and permeability suggest that the sandstones are pore-type reservoirs .The shallow burial (underwater ) distributary channel sandbodies would be the most favorable targets for oil and gas exploration in the future .【期刊名称】《中国矿业》【年(卷),期】2014(000)009【总页数】6页(P83-88)【关键词】储层特征;成岩作用;溶蚀作用;沙三段;高尚堡油田【作者】李业会;齐立新;夏秋君;杨竞旭;陈少勇;曹同锋【作者单位】中国石油冀东油田分公司，河北唐山063004;中国石油冀东油田分公司，河北唐山063004;中国石油冀东油田分公司，河北唐山063004;中国石油冀东油田分公司，河北唐山063004;中国石油冀东油田分公司，河北唐山063004;中国石油冀东油田分公司，河北唐山063004【正文语种】中文【中图分类】P618.1高尚堡油田沙三3亚段(以下简称“”)油藏是渤海湾地区复杂断块-岩性油藏的典型代表，断层多、断块小、构造破碎，油水关系复杂，储层非均质性强；油藏埋深3350～3950m，断裂系统复杂加之扇三角洲沉积形成的频繁砂泥岩互层，有利储层分布规律认识不清，长期以来成为制约油田开发生产的瓶颈。

第42卷 第6期2023年 11月 地质科技通报B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i e n c e a n d T e c h n o l o g yV o l .42 N o .6N o v . 2023陈儒贤,侯加根.高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段中低渗透储层可动流体赋存特征及其影响因素[J ].地质科技通报,2023,42(6):174-186.C h e n R u x i a n ,H o u J i a g e n .O c c u r r e n c e c h a r a c t e r i s t i c s a n d i n f l u e n c i n g f a c t o r s o f m o v a b l e f l u i d i n t h e m e d i u m -a n d l o w -pe r m e a -b i l i t y r e s e r v o i r s of t h e E s 2+33s u b m e m b e r o f t h e G a o 3102f a u l t b l o c k i n t h e G a o s h a n g p u O i l f i e l d [J ].B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i -e n c e a n d T e c h n o l o g y,2023,42(6):174-186.高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段作者简介:陈儒贤(1997 ),男,助理工程师,主要从事油气田开发地质方面的研究工作㊂E -m a i l :1605283604@q q.c o m 通信作者:侯加根(1963 ),男,教授,主要从事油气田开发地质方面的研究工作㊂E -m a i l :j gh o u 63@h o t m a i l .c o m ©E d i t o r i a l O f f i c e o f B u l l e t i n o f G e o l o g i c a l S c i e n c e a n d T e c h n o l o g y .T h i s i s a n o pe n a c c e s s a r t i c l e u n d e r t h e C C B Y -N C -N D l i c e n s e .中低渗透储层可动流体赋存特征及其影响因素陈儒贤a ,b,侯加根a ,b(中国石油大学(北京)a .地球科学学院;b .油气资源与探测国家重点实验室,北京102249)摘 要:为了明确中低渗透储层可动流体赋存特征,以期更好地指导油田增储上产,以高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段中低渗透砂岩储层为研究对象,基于薄片资料㊁全岩衍射分析㊁高压压汞曲线㊁密闭取心核磁共振资料㊁扫描电镜以及油水相渗曲线,开展了不同孔隙结构储层可动流体的赋存特征及其影响因素研究㊂结果表明:①不同孔隙结构储层可动流体饱和度差异较大㊂Ⅰ类中孔中喉型储层核磁共振T 2谱呈左低右高双峰型,可动流体饱和度平均61.14%;Ⅱ类中小孔细喉型储层核磁共振T 2谱呈左高右高双峰型,可动流体饱和度平均45.24%;Ⅲ类细孔微喉型储层核磁共振T 2谱呈左高右低双峰型,可动流体饱和度平均30.45%;Ⅳ类微孔微喉型储层核磁共振T 2谱呈左高单峰型,可动流体饱和度平均13.86%;②储层宏观物性㊁微观孔隙结构㊁黏土矿物含量以及储层润湿性共同控制可动流体赋存特征㊂其中微观孔隙结构是可动流体赋存的关键因素,孔喉半径越大,储层渗流能力越好,黏土矿物含量越低,储层润湿性越弱,可动流体饱和度越高㊂该研究结果对高尚堡油田沙三2+3亚段储层高效注水开发提供合理科学依据㊂关键词:高尚堡油田;沙三2+3亚段;微观孔隙结构;可动流体2022-04-29收稿;2022-09-03修回;2022-09-08接受中图分类号:P 618.13 文章编号:2096-8523(2023)06-0174-13d o i :10.19509/j .c n k i .d z k q.t b 20220184 开放科学(资源服务)标识码(O S I D ):O c c u r r e n c e c h a r a c t e r i s t i c s a n d i n f l u e n c i n g fa c t o r s o f m o v ab l e f l u i d i n t h e m e d i u m -a n d l o w -p e r m e a b i l i t y r e s e r v o i r s o f t h e E s 2+33s u b m e m b e r o f t h e G a o 3102f a u l t b l o c k i n t h e G a o s h a n g pu O i l f i e l d C h e n R u x i a n a ,b ,H o u J i a ge n a ,b(a .C o l l e g e o f G e o s c i e n c e s ;b .S t a t e K e y L a b o r a t o r y o f P e t r o l e u m R e s o u r c e s a n d P r o s p e c t i n g,C h i n a U n i v e r s i t y o f P e t r o l e u m (B e i j i n g ),B e i j i n g 102249,C h i n a )A b s t r a c t :[O b je c t i v e ]I n o r d e r t o c l a r if y t h e o c c u r r e n c e c h a r a c t e r i s t i c s o f m o v a b l e f l u i d s i n m e d i u m -a n d l o w -p e r m e a b i l i t y re s e r v o i r s ,s o a s t o b e t t e r g u i d e t h e i n c r e a s e i n o i l r e s e r v e s a n d p r o d u c t i o n i n t h e o i lf i e l d .[M e t h o d s ]T h i s s t u d y f o c u s e s o n t h e m e d i u m -a n d l o w -p e r m e a b i l i t y s a n d s t o n e r e s e r v o i r s i n t h e E s 2+33s u b -m e m b e r o f t h e G a o 3102f a u l t b l o c k i n t h e G a o s h a n g pu O i l f i e l d .B a s e d o n t h i n s e c t i o n d a t a ,w h o l e -r o c k d i f -f r a c t i o n a n a l y s i s ,h i g h -p r e s s u r e m e r c u r y i n j e c t i o n c u r v e s ,c l o s e d c o r e n u c l e a r m a gn e t i c r e s o n a n c e d a t a ,第6期陈儒贤等:高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段中低渗透储层可动流体赋存特征及其影响因素s c a n n i n g e l e c t r o n m i c r o s c o p y,a n d o i l-w a t e r p h a s e p e r m e a b i l i t y c u r v e s,t h e o c c u r r e n c e c h a r a c t e r i s t i c s a n d i n f l u e n c i n g f a c t o r s o f m o v a b l e f l u i d s i n r e s e r v o i r s w i t h d i f f e r e n t p o r e s t r u c t u r e s w e r e c o n d u c t e d.[R e s u l t s] T h e r e s u l t s s h o w t h a t(1)t h e m o v a b l e f l u i d s a t u r a t i o n o f r e s e r v o i r s w i t h d i f f e r e n t p o r e s t r u c t u r e s v a r i e s g r e a t l y.T h e T2s p e c t r u m o f t h e n u c l e a r m a g n e t i c r e s o n a n c e o f t h e c l a s sⅠm e d i u m p o r o s i t y a n d m e d i u m t h r o a t r e s e r v o i r i s b i m o d a l w i t h l e f t l o w a n d r i g h t t h i g h,a n d t h e a v e r a g e s a t u r a t i o n o f m o v a b l e f l u i d i s 61.14%.T h e T2s p e c t r u m o f t h e n u c l e a r m a g n e t i c r e s o n a n c e o f t h e c l a s sⅡm e d i u m a n d s m a l l p o r e f i n e t h r o a t r e s e r v o i r s h o w s a d o u b l e p e a k t y p e w i t h l e f t h i g h a n d r i g h t h i g h,a n d t h e a v e r a g e o f m o v a b l e f l u i d s a t u r a t i o n i s45.24%.T h e T2s p e c t r u m o f t h e n u c l e a r m a g n e t i c r e s o n a n c e o f t h e c l a s sⅢf i n e p o r o u s m i c r o t h r o a t r e s e r v o i r s h o w s a d o u b l e p e a k t y p e o f l e f t h i g h a n d r i g h t l o w,a n d t h e a v e r a g e o f m o v a b l e f l u i d s a t u-r a t i o n i s30.45%.T h e T2s p e c t r u m o f t h e n u c l e a r m a g n e t i c r e s o n a n c e o f t h e c l a s sⅣm i c r o p o r o u s m i c r o t h r o a t r e s e r v o i r s h o w s a l e f t h i g h s i n g l e p e a k,a n d t h e a v e r a g e s a t u r a t i o n o f m o v a b l e f l u i d i s13.86%.(2) T h e m a c r o s c o p i c p h y s i c a l p r o p e r t i e s,m i c r o s c o p i c p o r e s t r u c t u r e,c l a y m i n e r a l c o n t e n t a n d r e s e r v o i r w e t t a-b i l i t y o f t h e r e s e r v o i r j o i n t l y c o n t r o l t h e o c c u r r e n c e c h a r a c t e r i s t i c s o f t h e m o v a b l e f l u i d.A m o n g t h e m,t h e m i c r o s c o p i c p o r e s t r u c t u r e i s a k e y f a c t o r i n t h e o c c u r r e n c e o f m o v a b l e f l u i d.T h e l a r g e r t h e p o r e t h r o a t r a-d i u s i s,t he b e t t e r t h e r e s e r v o i r s e e p a g e c a p a c i t y,t h e l o w e r t h e c l a y m i n e r a l c o n t e n t i s,t h e w e a k e r t h e r e s-e r v o i r w e t t a b i l i t y i s,a n d t h e h i g h e r t h e m o v a b l ef l u i d s a t u r a t i o n i s.[C o n c l u s i o n]T h e r e s u l t s o f t h i s r e-s e a r c h c a n p r o v i d e a r e a s o n a b l e s c i e n t i f i c b a s i s f o r h ig h-e f f i c i e n c y w a t e r i n j e c t i o n d e v e l o p m e n t o f th e E s2+33 r e s e r v oi r i n t h e G a o s h a n g p u O i l f i e l d.K e y w o r d s:G a o s h a n g p u O i l f i e l d;E s2+33s u b m e m b e r;m i c r o s c o p i c p o r e s t r u c t u r e;m o v a b l e f l u i dR e c e i v e d:2022-04-29;R e v i s e d:2022-09-03;A c c e p t e d:2022-09-08低孔低渗储层具有孔隙结构复杂以及储层非均质性强等特点[1-3],导致单井产能差异悬殊[4-5]㊂可动流体赋存特征是影响油田开发的重要因素之一,因此可根据可动流体赋存来指导油田高效开采,而储层微观孔喉大小㊁分布及连通性等微观孔隙结构参数制约着储层可动流体赋存特征[6-12]㊂目前揭示储层可动流体饱和度及流体渗流特征研究手段较为成熟[13-22],H o r k o w i t z等[15]基于核磁共振实验,认为溶液中加入顺磁离子浸泡岩样可消除水信号,得到油信号;G a o等[16]根据核磁共振T2谱的峰值形态以及分布特征,将特低渗储层T2谱分为5种类型;W a n g等[17]基于核磁共振结合X衍射等实验建立了具有不同流体流动性的不同岩相的通用孔隙网络模型;Z a n g等[18]利用核磁共振和分形理论对致密储层可动流体赋存与分形特征相互关系进行了定量评价;L i等[19]利用核磁共振技术对不同孔隙结构的可动流体进行了定量评价;李海波等[20]基于密闭取心核磁共振实验研究了储层润湿性对可动流体T2截止值的影响;郝国丽等[21]通过核磁共振实验改进阿尔齐公式求得可动流体饱和度;李冰等[22]利用油水相渗㊁水驱油等测试手段揭示了储层可动流体赋存及渗流特征是储层物性㊁孔喉结构以及黏土矿物等多因素作用的结果㊂高3102断块是高尚堡油田注水开发最具代表性多层复杂断块油藏之一,目前进入开发中后期高含水阶段,经历了30多年的开发,地质认识㊁井网完善程度都有一定的提高,但该区块水驱储量控制程度较低,合理注水开采提高油田采收率是目前急需解决的问题,另外关于研究区沙三2+3亚段不同孔隙结构储层流体赋存及渗流特征方面成果较少,针对上述问题及不足,笔者拟基于铸体薄片及扫描电镜对孔喉类型进行直观识别,结合高压压汞定量表征孔喉参数,划分孔隙结构类型,利用X-射线全岩衍射及阴极发光分析黏土矿物及其与孔隙结构的关系,应用密闭取心核磁共振求取可动流体饱和度,同时利用油水相渗实验研究储层润湿性,探讨不同孔隙结构储层特征对可动流体赋存的影响,以期为油田合理注水开采提供科学的地质基础㊂1研究区概况及实验基础数据1.1实验基础数据对高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段储层研究主要基于G J3102-8井分析化验实验数据㊂储层物性主要利用236个气测岩心孔渗样本来确定;基于75块铸体薄片及36块扫描电镜分析结果对储层孔喉类型及孔喉特征进行研究;根据56块阴极发光及80块X-射线全岩衍射分析结果对储层黏土矿物含量及其在孔喉中分布特征进行研究;应用37块高压压汞实验确定储层微观孔隙结构;根据37块密闭取心核磁共振实验用来确定可动流体饱和度;根据26块油水相渗实验研究储层渗流特征及润湿性571h t t p s ://d z k j q b .c u g.e d u .c n 地质科技通报2023年问题㊂1.2研究区概况高尚堡油田位于渤海湾盆地南堡凹陷陡坡带,构造面积为48k m 2,闭合度为850m [23],分为高深南区与高深北区㊂研究区高3102断块处于高深南区中部,被4个断层所夹,构造面积约1.5k m 2,地层整体为南东倾,向北西方向抬升的构造格局[24](图1)㊂a .渤海湾盆地构造格局;b .高尚堡深层E s 2+33亚段油藏构造图;c .高3102断块E s 2+33亚段Ⅲ油组顶面构造图;d .地层划分柱状图图1 高3102断块构造位置图及地层综合柱状图[25]F i g .1 S t r u c t u r a l l o c a t i o n m a p a n d c o m p r e h e n s i v e h i s t o g r a m o f t h eG a o 3102f a u l t b l o c k i n t h e s t u d y ar e a 研究区沙三2+3亚段沉积环境为一套粗碎屑扇三角洲前缘沉积,发育有河口坝砂体㊁水下分流河道砂体以及分流河道侧翼砂体[25-30]㊂目的层自下而上总体呈现一个由粗到细的正旋回沉积特征,其中,沙三2亚段含油层系厚度介于180~300m ,沙三3亚段厚度介于200~800m (图1-d)㊂前人将高尚堡油田沙三2+3亚段分为6个油组,其中0~Ⅰ油组岩性以泥岩为主,为本区区域性盖层,Ⅱ~Ⅲ油组为一套粗碎屑岩,为主要储集层,Ⅳ~Ⅴ油组由于埋藏较深,大部分钻井未钻穿[23]㊂高3102断块沙三2+3亚段储层岩石类型(图2-a )以岩屑长石砂岩为主(67.13%),长石岩屑砂岩次之(25.17%),少量长石砂岩(3.50%)和岩屑砂岩(4.20%)㊂总体成分成熟度较低,在碎屑成分中岩屑含量最高(图2-b ),介于20%~67%,平均38.79%,岩屑类型主要为酸性喷出岩岩屑;长石体积分数为23%~49%,平均36.69%;石英体积分数为12%~35%,平均24.52%㊂填隙物包括碎屑黏土矿物㊁细碎屑和泥微晶碳酸盐等㊂基于X -射线全岩衍射实验分析,胶结物类型主要为泥质胶结(6.9%)为主,泥晶方解石(5%)次之,含少量硅质胶结,见少量白云石类(1.8%)㊂总体储层结构成熟度较低,岩石粒度范围大,介于0.12~2mm 之间,包含多个级次砂岩甚至发育砂砾岩,储层砂岩结构以中-粗砂和中-细砂岩为主,分选差,磨圆度低;胶结类型主要为孔隙式胶结㊂2 储层物性特征及微观孔隙结构2.1储层物性特征基于236个岩心样本分析研究区沙三2+3亚段储层物性特征,储层孔隙度主要介于8%~20%671第6期 陈儒贤等:高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段中低渗透储层可动流体赋存特征及其影响因素图2 高3102断块沙三2+3亚段岩石学特征F i g .2 P e t r o l o g i c a l c h a r a c t e r i s t i c s o f t h e E s 2+33s u b m e m b e r i n t h e G a o 3102f a u l t b l o c k 之间,平均孔隙度为14.88%(图3-a)㊂渗透率主要介于0.1ˑ10-3~100ˑ10-3μm 2之间,平均51.21ˑ10-3μm 2(图3-b )㊂储层物性较差,孔隙度小于20%的样本占96.3%以上,渗透率小于50ˑ10-3μm 2的样本比例为78.5%以上,为中-低孔㊁中-低渗储层;储层孔渗相关系数一般(图3-c ),孔隙结构较为复杂㊂2.2储层微观孔隙结构特征2.2.1 孔隙类型根据镜下薄片观察统计,高3102断块沙三2+3亚段储层储集空间类型多样,以粒间孔为主,发育少量的组分内孔和铸模孔㊂其中粒间孔以粒间溶孔为主(图4-a ),约占50%;其次为残余粒间孔(图4-b ),约占15%;组分内孔以粒内溶孔为主(图4-c),图3 高3102断块沙三2+3亚段储层物性特征F i g .3 R e s e r v o i r p h y s i c a l p r o p e r t i e s o f t h e E s 2+33s u b m e m b e r i n t h e G a o 3102f a u l t b l o ck a .长石岩屑砂岩,发育粒间孔,粒间溶孔,G J 3102-8井,蓝色铸体薄片(单偏光),3499.04m ;b .长石岩屑砂岩,残余粒间孔为主,G J 3102-8井,蓝色铸体薄片(单偏光),3519.12m ;c .岩屑砂岩,发育粒内溶孔,G J 3102-8井,蓝色铸体薄片(单偏光),3490.76m ;d .长石砂岩,铸模孔,颗粒溶孔,G J 3102-8井,蓝色铸体薄片(单偏光),3513.96m ;e .绿泥石晶间微孔,G J 3102-8井,扫描电镜,3490.76m ;f .微裂缝,G J 3102-8井,铸体薄片(单偏),3429.46m图4高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段储层微观孔隙特征相片F i g .4 M i c r o s c o p i c p o r e c h a r a c t e r i s t i c p h o t o s o f t h e E s 2+33s u b m e m b e r i n t h e G a o 3102f a u l t b l o c k o f t h e G a o s h a n g p u O i l f i e l d 771h t t p s://d z k j q b.c u g.e d u.c n地质科技通报2023年约占14%;铸模孔以颗粒溶孔为主(图4-d),约占10%(图5-a)㊂粒间溶孔主要是高温孔隙流体渗滤及交替作用,对绿泥石等黏土胶结物㊁碳酸盐胶结物以及粒间杂基等溶蚀产生;粒内溶孔主要是孔隙热流体对石英㊁长石㊁岩屑等碎屑岩石颗粒溶蚀产生,当溶蚀作用强烈时,可完全蚀变长石㊁岩屑等不稳定颗粒,形成铸模孔㊂晶间微孔受沉积物或成岩矿物非完全充填粒间孔隙,在矿物晶体间存在大量细小孔隙(图4-e)㊂同时,也可以观察到微裂缝(图4-f),由压实作用或构造作用导致矿物颗粒破碎而产生㊂2.2.2喉道特征基于37块高压压汞数据分析,研究区储层最大喉道宽度介于19.81~118.96μm之间,其平均值为58.58μm;最小喉道宽度为1.64~7.17μm,平均值3.33μm;平均喉道宽度介于8.05~28.35μm 之间,平均值为19.07μm(图5-b)㊂根据产状特征将研究区喉道分为3种类型:宽喉道(图4-d),喉道宽度大于10μm;窄喉道(图4-a),喉道宽度介于4~10μm之间;极窄喉道(图4-c),喉道宽度小于4μm㊂研究区的喉道类型以窄喉道为主㊂2.2.3储层微观孔隙结构高3102断块沙三2+3亚段储层为一套近物源的陡岸粗碎屑沉积物,具有物性差㊁非均质性强以及孔隙结构复杂等特征[23-24,31]㊂本研究基于37个岩心样本的高压压汞曲线形态及孔喉特征参数并结合岩心物性分析将研究区沙三2+3亚段储层孔隙结构划分为4类(表1)㊂图5高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段储层空间类型特征F i g.5 R e s e r v o i r s p a c e t y p e c h a r a c t e r i s t i c s o f t h e E s2+33s u b m e m b e r i n t h eG a o3102f a u l t b l o c k o f t h e G a o s h a n g p u O i l f i e l d表1高3102断块沙三2+3亚段储层不同孔隙结构特征参数T a b l e1 C h a r a c t e r i s t i c p a r a m e t e r s t a b l e o f d i f f e r e n t p o r e s t r u c t u r e s i n t h e E s2+33s u b m e m b e r o f t h e G a o3102f a u l t b l o c k代表样品编号孔隙结构分类排驱压力/M P a平均孔喉半径/μm最大孔喉半径/μm均质系数分选系数退汞效率/%最大进汞饱和度/%孔隙度/%渗透率/10-3μm2G J-45Ⅰ类0.0108.44673.6400.1159.15551.5790.7918.30116.00 G J-38Ⅰ类0.0326.78065.2300.3205.32039.6280.0516.60101.60 G J-393Ⅱ类0.0496.64016.8400.4804.84935.1282.9113.9066.30 G J-409Ⅱ类0.0733.49010.0100.3703.25041.8774.2016.4035.70 G J-314Ⅲ类0.3011.5403.3890.2360.58831.5063.3413.687.59 G J-197Ⅲ类0.3080.5502.3900.2301.22033.5552.3314.602.86 G J-204Ⅳ类0.5500.2461.4420.1800.32180.2027.037.500.85 G J-206Ⅳ类2.0680.0690.3560.1870.06321.1020.267.202.06Ⅰ类中孔中喉型,排驱压力低,介于0.01~ 0.06M P a之间,毛管压力曲线偏向左下方,最大孔喉半径73.640μm,平均孔喉半径8.446μm,分选系数大于5.2,孔隙与喉道连通性好,最大进汞饱和度一般大于86%(图6-a)㊂此类孔隙结构储层孔隙度大于15%,渗透率大于100ˑ10-3μm2,主要分布于河口坝砂体中,水动力强,颗粒较粗㊂Ⅱ类中小孔细喉型,排驱压力略高于Ⅰ类,介于0.04~0.1M P a之间,最大孔喉半径16.840μm,平均孔喉半径6.640μm,分选系数介于2~5之间,最大进汞饱和度约80%,退汞效率介于30%~70%之间(图6-b)㊂此类孔隙结构储层物性较好,孔隙度介于10%~20%之间,渗透率介于10ˑ10-3~ 100ˑ10-3μm2之间,主要分布在水下分流河道砂体中㊂Ⅲ类细孔微喉型,排驱压力较高,介于0.05~ 0.5M P a之间,最大孔喉半径为3.389μm,平均孔喉半径1.540μm,最大进汞饱和度小于64%,退汞效率介于30%~50%之间(图6-c)㊂此类孔隙结构储层物性较差,孔隙度介于5%~15%之间,渗透率871第6期 陈儒贤等:高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段中低渗透储层可动流体赋存特征及其影响因素S m a x为最大压汞饱和度;P d 为排驱压力图6 高3102断块沙三2+3亚段不同孔隙结构高压压汞曲线和孔喉半径分布F i g .6 H i g h p r e s s u r e m e r c u r y i n j e c t i o n c u r v e s o f d i f f e r e n t p o r e s t r u c t u r e s i n t h e E s 2+33s u b m e m b e r o f t h e G a o 3102f a u l t b l o c k 介于0.1ˑ10-3~10ˑ10-3μm 2之间㊂Ⅳ类微孔微喉型,表现为排驱压力最高,一般大于0.5M P a,毛管压力曲线偏向右上方,最大孔喉半径1.442μm ,平均孔喉半径0.246μm ,分选系数0.321,孔喉连通性最差,最大进汞饱和度一般小于30%(图6-d )㊂此类孔隙结构储层物性最差,孔隙度一般小于8%,渗透率一般小于1ˑ10-3μm 2,主要分布在水下分流河道侧翼砂体中,水动力弱,以细粒沉积为主㊂3 储层可动流体赋存及渗流特征3.1实验原理及方法步骤3.1.1 实验原理核磁共振原理是基于岩石孔隙流体中的氢原子核与磁场的相互作用[17-18],氢原子核系的磁化强度从非平衡态到平衡态释放能量为弛豫过程,总弛豫为岩石单个孔隙的叠加[32],即Y (t )=ðiA i ˑe x p (-t /T 2i )(1)式中:Y 为总核磁信号强度(n /a );i 为第i 个孔隙;t为时间(s );A i 为T 2i 所对应的孔隙体积占总体积的百分比(%)㊂通过分析总核磁信号强度,拟合得到不同T 2弛豫时间的流体所占比例,即核磁共振T 2谱㊂实验分析中,T 2截止值是划分可动流体与束缚流体的界限,弛豫时间大于T 2截止值时,为可动流体㊂通过对离心前后的T 2谱分别做累计曲线,在离心后的累计曲线值最大处做平行线,其与离心前的累计曲线相交处所对应的T 2值即为T 2截止值,即可确定可动流体体积[33],如图7所示,图中I P B C 与I P A C 曲线分别为离心前后的核磁共振T 2谱,C P -B C 与C P A C 分别为离心前后的核磁共振T 2谱累计曲线㊂图7 核磁共振T 2截止值的确定F i g.7 D e t e r m i n a t i o n o f t h e c u t -o f f v a l u e o f NM R T 2可动流体饱和度为可动流体体积与岩样饱和流体体积的比值[32,34],即:971h t t p s ://d z k j q b .c u g.e d u .c n 地质科技通报2023年M F S =ʏT 2ma x T 2cY (T 2)d T 2ʏT 2m a x T 2m i n Y (T 2)d T 2(2)式中:M F S (m o v a b l e f l u i d s a t u r a t i o n)为可动流体饱和度(%);T 2m i n 为T 2最小值(m s );T 2m a x 为T 2最大值(m s );T 2c 为T 2截止值(m s );Y (T 2)为T 2谱表达式㊂3.1.2 方法步骤基于R e c C o r e -04型核磁共振岩样分析仪,对高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段储层37块样品进行密闭取心(湿样)核磁共振T 2谱测试,严格按照‘岩样核磁共振参数测定方法:Q /S Y L H Y J0004-2007“执行㊂首先对密闭取心的岩样在饱和地层水状态下进行第一次核磁共振测试,得到的为油和水的混合信号;然后将岩样浸泡在高浓度的M n C l 2溶液中,可有效消除水信号,约12h ,进行第二次核磁共振测试,得到的为油相信号;之后将样品在300p s i 下离心干样,再次进行核磁共振T 2谱测试㊂通过对比离心前后的T 2谱差异,从而分析不同孔隙结构储层可动流体赋存特征㊂基于U P UM P -100恒压恒速驱替装置,对研究区26块样品进行油水相渗实验,根据高3102断块沙三2+3亚段储层地层水及原油性质,配备模拟水以及模拟油,地层水为N a H C O 3型,原油黏度约为1.62m P a ㊃s ㊂实验步骤主要为:①首先将岩心抽真空,以2m L /m i n 的恒速注入水,饱和后计量水相渗透率;②以0.5m L /m i n 的恒速注入模拟油,待饱和油状态后,计量束缚水饱和度以及油相渗透率;③以0.5m L /m i n 的恒速注入模拟水驱替油,观察水驱油过程流体渗流特征及计量残余油饱和度㊂3.2可动流体赋存及渗流特征分析根据研究区沙三2+3亚段37块核磁共振T 2谱以及26块油水相渗曲线分析不同孔隙结构储层的可动流体赋存及渗流特征㊂Ⅰ类孔隙结构样品在T 2谱饱和流体状态下曲线呈左低右高双峰型特征(图8-a ),T 2弛豫时间主要分布在10~1000m s 之间㊂T 2截止值约10~16m s ,可动流体饱和度高,一般大于50%,平均61.14%,主要分布在大孔隙当中(表2)㊂经离心干样后T 2谱曲线左峰值相较于饱和状态微小下降,表2 高3102断块沙三2+3亚段储层核磁共振T 2谱及渗流参数T a b l e 2 NM R T 2s p e c t r u m a n d s e e p a g e p a r a m e t e r s o f t h e r e s e r v o i r i n t h e E s 2+33s u b m e m b e r o f t h e G a o 3102f a u l t b l o c k 代表样品编号样品深度/m岩性孔隙结构类型T 2谱类型可动流体饱和度/%T 2截止值/m sS w x /%K r w m /%W iG J -453431.24粗粒岩屑长石砂岩Ⅰ类左低右高双峰61.1412.3047.2055.320.31G J -383430.36巨-粗粒长石岩屑砂岩Ⅰ类左低右高双峰63.6611.2051.0042.029.50G J -3933511.48中粒岩屑长石砂岩Ⅱ类左高右高双峰45.246.5753.5020.287.60G J -4093513.78粗粒长石岩屑砂岩Ⅱ类左高右高双峰40.048.1051.7013.1116.92G J -3143499.04不等粒岩屑长石砂岩Ⅲ类左高右低双峰30.453.6650.5013.6119.93G J -1973483.12细粒岩屑长石砂岩Ⅲ类左高右低双峰22.113.2251.7010.0181.50G J -2043483.84巨粒长石岩屑砂岩Ⅳ类左高单峰型13.863.2065.305.0601.00G J -2063484.18含碳酸盐砂质砾岩Ⅳ类左高单峰型14.872.1364.656.1449.20 注:S w x 为油水相渗交点处含水饱和度;K r w n为最大含水饱和度下水相相对渗透率;W i为润湿指数图8 高3102断块沙三2+3亚段不同孔隙结构储层核磁共振T 2谱图F i g .8 NM R T 2s p e c t r a o f r e s e r v o i r s w i t h d i f f e r e n t p o r e s t r u c t u r e s i n t h e E s 2+33s u b m e m b e r o f t h e G a o 3102f a u l t b l o c k 081第6期 陈儒贤等:高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段中低渗透储层可动流体赋存特征及其影响因素右峰值相较于饱和状态下出现大幅度下降,说明大孔隙比例较高,但也有少部分残留在小孔隙内所束缚的流体在离心干样的过程中不能克服毛管力离开孔隙㊂此类储层渗流能力最强,等渗点处相对渗透率最大,平均27.1%,两相区范围最宽(图9)㊂Ⅱ类孔隙结构样品在T 2谱饱和流体状态下曲线呈左高右高双峰型特征(图8-b ),但右峰信号幅度值明显低于Ⅰ类,T 2弛豫时间主要分布在10~1000m s 之间㊂T 2截止值约6~10m s,可动流体饱和度略低于Ⅰ类,平均45.24%,大孔小孔均发育㊂此类储层渗流能力一般,等渗点处相对渗透率平均10%,两相区范围较宽(图9)㊂K r o .油相相对渗透率;K r w .水相相对渗透率图9 高3102断块沙三2+3亚段不同孔隙结构储层油水相对渗透率F i g .9 R e l a t i v e p e r m e a b i l i t y of o i l a n d w a t e r i n r e s e r -v o i r s w i t h d i f f e r e n t p o r e s t r u c t u r e s i n t h e E s2+33s u b m e m b e r o f t h e G a o 3102f a u l t b l o c kⅢ类孔隙结构样品在T 2谱饱和流体状态下曲线呈左高右低双峰型特征(图8-c),低T 2弛豫时间值的部分增加,主要分布在1~100m s ,T 2截止值约3~6m s,可动流体饱和度相对较小,平均22.11%,反映出大㊁中孔数量减少,小孔数量增多,储层连通性偏差㊂此类储层渗流能力较差,等渗点处相对渗透率平均6.8%,两相区范围较窄(图9)㊂Ⅳ类孔隙结构样品在T 2谱饱和流体状态下曲线呈左高单峰型特征(图8-d),低T 2值比例继续增加至最高,主要分布在1~20m s 之间,几乎无高T 2值部分㊂其T 2截止值一般小于4m s,可动流体饱和度最小,平均13.86%,反映出小孔隙已经占据主体㊂此类储层渗流能力最差,等渗点处相对渗透率平均4.6%,两相区范围最窄(图9)㊂4 储层可动流体赋存影响因素高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段储层宏观物性差,微观孔喉结构特征复杂,不同孔隙结构储层可动流体赋存特征存在较大差异㊂本研究主要从储层宏观物性㊁孔喉发育情况及连通性㊁黏土矿物特征及储层润湿性等方面探讨不同孔隙结构储层可动流体赋存特征影响因素㊂4.1储层宏观物性对可动流体赋存特征的影响研究区沙三2+3亚段储层37个岩心样品核磁共振测试孔隙度为4.57%~18.04%,平均15.11%;渗透率为0.07ˑ10-3~290.59ˑ10-3μm 2,平均61.73ˑ10-3μm 2㊂由图10所示,可动流体饱和度与储层孔隙度呈中等的相关性,与储层渗透率呈较好的相关性,结果表明可动流体赋存受控于储层宏观物性,但储层渗流能力对可动流体赋存起到主导作用㊂部分高孔隙度储层虽然具有较大的储集空间,但是由于压实作用以及胶结作用导致储层微观孔隙结构复杂以及黏土矿物的填充使得大孔隙之间的喉道堵塞,极大的降低储层渗流能力,从而使得大量流体被束缚在孔喉空间中,导致可动流体饱和度较低㊂如目的层G J -197号样品,其孔隙度为14.60%,可动流体饱和度仅22.11%,其喉道较小,多为片状或管束状,喉道宽度介于2.33~24.51μm 之间,孔喉半径比大,储层微观孔喉结构特征复杂,渗流能力低,其渗透率仅2.86ˑ10-3μm 2,从而使得可动流体饱和度较低㊂4.2储层微观孔喉结构对可动流体赋存特征的影响4.2.1 孔隙和喉道大小研究表明,研究区沙三2+3亚段可动流体饱和度与储层平均孔隙半径相关性一般(图11-a),可动流体饱和度与平均喉道半径具有中等偏好的相关性(图11-b )㊂不同孔隙结构样品的平均孔隙半径差异较大,对可动流体饱和度具有一定的影响,结合前述储层宏观物性对可动流体饱和度赋存的影响,说明影响可动流体赋存的主控因素不是孔隙大小,而是连通孔隙之间的喉道渗流能力㊂不同孔隙结构储层的平均孔喉半径存在较大的差异,如表1与表2所统计,Ⅰ类孔隙结构储层G J -45号样品平均孔喉半径8.446μm ,其可动流体饱和度高达61.14%;Ⅱ类孔隙结构储层G J -393号样品,其平均孔喉半径为6.64μm ,可动流体饱和度为45.24%,Ⅲ类孔隙结构储层G J -197号样品,平均孔喉半径为0.55μm ,可动流体饱和度为22.11%,Ⅳ类孔隙结构储层G J -204号样品平均孔喉0.246μm ,其可动流体饱和度仅13.86%,统计分析表明平均孔喉半径是影响可动流体赋存的重要因素,即平均孔喉半径越大,可动流体饱和度越高㊂4.2.2 均质程度前述可知,孔喉半径作为影响因素之一对可动181h t t p s ://d z k j q b .c u g.e d u .c n 地质科技通报2023年图10 高3102断块沙三2+3亚段可动流体饱和度与储层物性相关性分析F i g .10 R e l a t i o n s h i p b e t w e e n r e s e r v o i r p h y s i c a l p r o p e r t i e s a n d m o v a b l e f l u i d s a t u r a t i o n o f t h e E s 2+33s u b m e m -b e r i n t h e G a o 3102f a u l t b l o ck图11 高3102断块沙三2+3亚段孔可动流体饱和度与储层孔喉结构参数相关性分析F i g .11 R e l a t i o n s h i p b e t w e e n p o r e t h r o a t s t r u c t u r e p a r a m e t e r s a n d m o v a b l e f l u i d s a t u r a t i o n o f t h e E s 2+33s u b m e m b e r i n t h e G a o 3102f a u l t b l o c k流体赋存起到重要作用,进一步研究表明,孔喉的均质程度对可动流体饱和度也存在一定影响㊂孔喉均质系数是较常用微观非均质参数之一,主要用来表征相对较大喉道连通渗流能力强的大孔隙比例[35]㊂如表2㊁图11-c 所示,研究区沙三2+3亚段可动流体饱和度与储层孔喉均质系数存在中等的负相关性,即随着均质系数变小,储层非均质性弱,代表高渗孔喉比例大,可动流体饱和度高㊂4.3黏土矿物及储层润湿性对可动流体赋存特征影响4.3.1 黏土矿物黏土矿物会填充孔喉使得半径变小,加上亲水矿物的束缚导致可动流体孔隙度进一步减小[36]㊂基于80块样品X -衍射分析,研究区沙三2+3亚段储层黏土矿物质量分数介于1%~18%之间,平均4.24%㊂黏土矿物主要为绿泥石(相对质量分数为9%~71.7%,平均47.63%)㊁伊蒙混层(相对质量分数为7.5%~72.8%,平均26.25%),其次为高岭石(相对质量分数为9%~36.8%,平均19.93%)和伊利石(相对质量分数为2%~20.7%,平均6.2%),伊蒙混层比在46%~85%之间(表3)㊂储层中黏土矿物类型㊁成分以及在孔喉中赋存方式对可动流体赋存产生重要影响[37],如图12-a 所示,可动流体饱和度与黏土矿物成分存在中等负相关性,即随着黏土矿物质量分数增加,可动流体饱和度减少㊂如表3所示,Ⅰ㊁Ⅱ类孔隙结构储层样品黏土矿物质量分数较低,一般小于4.9%,而Ⅲ㊁Ⅳ类孔隙结构储层样品黏土矿物质量分数高,一般大于4.8%,如G J -204号样品(可动流体饱和度13.86%)281第6期 陈儒贤等:高尚堡油田高3102断块沙三2+3亚段中低渗透储层可动流体赋存特征及其影响因素表3 高3102断块沙三2+3亚段储层典型岩心样品的黏土矿物X 射线分析结果T a b l e 3 X -r a y a n a l y s i s r e s u l t s o f c l a y m i n e r a l s o f t y p i c a l c o r e s a m p l e s f r o m t h e i n E s 2+33s u b m e m b e r r e s e r v o i r i n t h e G a o 3102f a u l t b l o c k样品编号孔隙结构类型黏土矿物相对质量分数/%绿泥石伊蒙混层高岭石伊利石伊/蒙混层比/%黏土矿物绝对质量分数/%G J -45Ⅰ类53.813.428.04.8543.8G J -38Ⅰ类42.121.327.78.9554.4G J -393Ⅱ类51.721.320.56.5514.9G J -409Ⅱ类65.512.918.72.9504.0G J -314Ⅲ类66.914.316.52.3684.8G J -197Ⅲ类56.716.520.86.0555.8G J -204Ⅳ类43.227.823.45.6544.7G J -206Ⅳ类22.353.615.28.9787.5图12 高3102断块沙三2+3亚段可动流体饱和度与储层黏土矿物成分的相关性分析F i g .12 C a l y m i n e r a l s a n d m o v a b l e f l u i d s a t u r a t i o n o f t h e E s 2+33s u b m e m b e r i n t h e G a o 3102f a u l t b l o ck a .绿泥石,微晶石英填充,G J -314号样品;b .绿泥石,微晶石英填充,G J -204号样品;c .方解石发橙色光,G J -206号样品;d .伊利石及微孔,G J -197号样品图13 高3102断块沙三2+3亚段储层典型微观扫描电镜相片F i g .13 T y p i c a l m i c r o s c o p i c s c a n n i n g el e c t r o n m i c r o -s c o p e p h o t o s o f t h e E s 2+33s u b m e m b e r r e s e r -v o i r i n t h e G a o 3102f a u l t b l o c k以及G J -314号样品(可动流体饱和度30.45%),可见绿泥石及自生微晶石英赋存在颗粒表面(图13-a ,b ),G J -206号样品可动流体饱和度仅14.87%,由于嵌晶状方解石胶结物充填粒间孔喉(图13-c ),使得孔喉连通性变差,导致可动流体饱和度极低,G J -197号样品可动流体饱和度仅22.11%,由于丝带状伊利石及伊蒙混层填充粒间孔,堵塞孔喉,使得喉道变得曲折狭窄,渗流能力降低(图13-d)㊂4.3.2 储层润湿性在上述分析黏土矿物对可动流体赋存影响中发现,可动流体饱和度与亲水黏土矿物(伊利石+伊蒙混层)存在中等负相关性(图12-b ),因此认为储层的润湿性对可动流体饱和度亦有一定影响㊂基于相渗曲线(图9),可判别储层润湿性[38],通过提取束缚水饱和度(S w i ),油水相渗交点处含水饱和度(S w x )以及最大含水饱和度下水相相对渗透率(K r w m )3个关键参数,从而计算可判别润湿程度的润湿指数(W i ),其值越大亲水性越强㊂计算储层润湿指数公式[39]如下:W i =S w i ˑS w xK r w m(3)式中:W i 为润湿指数;S w i 为束缚水饱和度(%);381。

油组的岩性、粒度中值、泥质含量、碳酸岩含量差异小。

1.2 物性特征根据研究区的岩心分析化验数据分析统计，沙三段储层为中孔、中低渗储层。

其中，沙三段二、三亚段Ⅱ油组储层孔隙度一般为9.2%～24.5%之间，平均为18.6%，储层的渗透率介于1.5～2602mD之间，平均为397mD；沙三段二、三亚段Ⅲ油组储层孔隙度一般为10.4%～24.2%之间，平均为20.8%，储层渗透率一般为1.5～1829mD之间，平均为300mD；沙三段二、三亚段Ⅳ油组储层孔隙度一般为9.8%～20.5%之间，平均为15.9%，渗透率一般为在1.5～16.3mD之间，平均为1.9mD。

1.3 含油性特征研究区岩屑录井资料统计表明，含油级别以油斑、荧光为主，其次为油浸、油迹，少部分油层没有油气显示，在测井解释过程中，要加强无显示储层的解释与评价。

1.4 油层电性特征根据已知油气层测井资料的分析统计结果，高深北区油沙三段二、三亚段油层电阻率分布在8～49Ω·m之间，峰值为25Ω·m，油层的声波时差分布在260～290ms/m之间，峰值为270ms/m，油层的自然伽马相对值分布在50～85API之间，峰值为65API。

2 储层四性关系研究2.1 岩性与物性关系在砂岩储集层中，反映岩性的主要参数为粒度中值和泥质含量，储层物性参数包括孔隙度和射渗透率。

高深北区沙三段二、三亚段储层的泥质含量大小与储层的粒度中值大小两者呈0 引言高尚堡油田位于南堡凹陷北部西南庄断层和柏各庄断层的下降盘，紧邻控凹边界断层，受北东向和北西向两组边界断层影响，高尚堡油田深层断裂系统复杂，具有断层多，断块小的特点[1-3]，其中，高北断层将整个高尚堡油田深层划分为高深南区和高深北区。

高深北区沙三段主要发育扇三角洲前缘亚相[4，5]，主力含油层位是沙三段二、三亚段的Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ油组，油藏类型为未饱和层状岩性断块油藏。

油藏含油井段长[6]，油水关系复杂，油层识别难度大，如何准确识别油水层，对高尚堡深层油藏开发具有重要意义。

高尚堡油田沙三1段储层沉积学特征
冉启佑;游秀玲
【期刊名称】《石油实验地质》
【年(卷),期】1998(020)003
【摘要】作者通过对目的层储集岩石学特征及沉积特征的研究，首次阐明沙三段沉积环境为河流一滨浅湖环境，沉积体系属湖岸沉积体系，储层沉积相为辫状河三角洲相，此成果对于油田滚动开发及勘探地区评价上有十分得要的指导意义。

【总页数】5页(P234-238)
【作者】冉启佑;游秀玲
【作者单位】中国新星石油公司规划研究院;中国新星石油公司规划研究院
【正文语种】中文
【中图分类】P618.130.2
【相关文献】
1.高尚堡油田沙三3亚段储层发育特征 [J], 李业会;齐立新;夏秋君;杨竞旭;陈少勇;曹同锋
2.高尚堡油田北区沙三2+3亚段储层特征研究 [J], 杨竞旭;钱凤燕;方度;夏秋君;李业会;陈少勇
3.高尚堡油田沙三段扇三角洲储层沉积学特征 [J], 冉记佑;常学军
4.油田注水前后储层特征变化规律研究——以冀东高尚堡油田沙三段2+3亚段为例 [J], 轩玲玲;任利斌;刘锋;杨小亮;陈芙
5.埕岛油田沙三1段储层沉积学特征 [J], 周永红;张晓宝;王远坤;吴茂炳
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海上S油田注水开发后期储层物性变化规律及应用胡治华;马奎前;刘宗宾;黄凯;张俊【摘要】注水开发是提高油田开发效果的主要措施,长期注水对储层物性有较大影响.采用室内实验,测井参数解释及油藏数值模拟方法对渤海S油田的孔隙度、渗透率以及原油的黏度3种主要物性参数进行分析,总结出了注水开发前后储层物性的变化规律.研究认为:经过长期水驱后,油田的平均孔隙半径、平均孔隙度和渗透率整体都有所增加,但表现出两种相反的变化趋势:高渗透储层渗透率增加,大孔隙的数量逐渐增多;低渗透储层孔隙度、渗透率减小.储层这两种相反的变化趋势导致储层非均质性更加严重,储层层间矛盾日益突出.油田原油性质表现出黏度增加,胶质和沥青质含量上升等变差的趋势.通过采取分层酸化、分层调剖以及优化注水的措施,油田取得了较好的增油效果.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2014(014)015【总页数】5页(P164-168)【关键词】S油田;注水开发;储层物性;变化规律;应用【作者】胡治华;马奎前;刘宗宾;黄凯;张俊【作者单位】中国海油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中国海油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中国海油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中国海油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中国海油(中国)有限公司天津分公司,天津300452【正文语种】中文【中图分类】TE331.3注水开发是提高油田开发效果的主要措施，长期注水对储层各种物性有较大影响，尤其对高孔高渗油藏，储层物性在注水前后的变化是普遍存在的问题。

文献调研表明:长期注水开发后，我国大多数油田的储层物性和微观孔隙结构都产生了明显变化。

通过国内外研究现状调研可知，在对储层长期注水冲刷后物性参数变化规律的研究中，绝大多数研究工作集中在对几个重要参数的变化规律或变化特点的研究上，储层参数的变化对生产动态的影响研究不多［1—6］。

复杂断块油田注水开发油藏储层参数动态变化规律
景佳骏;薛成
【期刊名称】《中国科技信息》
【年(卷),期】2022()10
【摘要】准确认识注水开发不同阶段储层物性的变化规律对于制定合理开发技术政策,提高水驱采收率有着重要的意义。

选取冀东油田不同含水阶段的岩心样品进行水驱前后储层参数动态变化规律研究,研究结果表明:(1)注水后储层孔隙度、渗透率、非均质性均有不同程度的增大,原始孔隙度、渗透率越大的储层其绝对增量相应越大;(2)在低含水阶段,孔隙度和渗透率的增加最快,约占全部增量的80%-90%,当含水大于90%后,物性几乎不再增加。

对注水开发油藏储层参数动态变化规律形成原因进行了分析。

【总页数】2页(P98-99)
【作者】景佳骏;薛成
【作者单位】中国石油冀东油田分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.注水开发前后储层物性变化规律研究——以胡状集油田胡七南断块沙三段储层为例
2.复杂裂缝性双重介质储层有效厚度划分方法——以克拉玛依油田车47井断块和573井区块二叠系佳木河组油藏储层为例
3.北大港油田复杂断块油藏高精度储
层建模表征4.港西油田复杂断块油藏储层参数解释模型研究5.低渗透油田注水开发初期储层研究：以大港油田板深51断块为例
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油藏注水开发储层参数时变特性研究在油田长期进行注水开发后，由于地层压力的变化和长期注水所带来的影响，导致储层性质会发生变化，对这些变化进行研究可以帮助油田达到增产效果，通过注水前的地形资料为基础，研究注水后胶结物对储层孔隙度结构的影响以及水冲刷作用对储层孔隙度、渗透率的影响，分析注水开发过程中储层参数的变化规律，并提出剩余油的分布情况以及后期重点开采地区。

标签：注水开发;储层参数;时变特性随着我国油田的不断深入和长期开发，经常会出现油井降产或者停产问题，对油田进行注水能够有效改善这一问题。

但是在长期注水以后，油田已经进入高含水区，油田中的储层性质会发生变化，比如储层物性、孔喉大小以及储层非均质性都会出现明显地改变。

只有了解其变化规律，才能弄清楚注采工艺实施所造成的储层性质变化，能够正确认识目前储层的地质特征，以及剩余油的分布情况，为后期开采提供重要的依据。

1地质内因条件对注水后储层参数时变特征的影响油井在注水以后，地质内因条件的改变会导致储层参数发生变化，地质内因条件主要体现在沉积韵律有关的大尺度地质因素与胶结物成分有关的相对小尺度地质因素。

1.1相对大尺度地质因素对储层参数变化的影响利用压汞资料对微观孔隙结构在注水前后所发生的变化，可以有效提高宏观孔隙结构时变规律。

另外，结合油井动态资料进行分析可以表明层间与层内的矛盾较为特殊。

对整个油藏岩心在注水前后的数值进行对比，通过对比结果能够反应出不同层位的孔隙度、渗透率、粒度中值等，充分证实储层注水前后所发生的岩心渗透率变化。

根据相应的测井曲线可以反应出储层沉积韵律，主要表现为：复合韵律为主的变化类型;正韵律为主的变化类型;反韵律，复合韵律关系密切的变化类型。

结合生产资料，孔隙度和渗透率会呈现均匀增长的趋势。

1.2相对小尺度地质因素对储层参数变化的影响碎屑岩中的胶结物质会影响储层物性变化，胶结成分的变化会使粒间孔隙变成充填残留孔隙，会导致储层中的孔隙度变小，由此可以说明，胶结物和储层物性有直接关系。