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摘 要：为了解马岭油田南二区延9油藏长期注水后储层特征的变化及产生机理，通过室内物理模拟实验方法，结合矿场2口检查井取心分析结果，研究了注水前后储层物性、孔喉特征和渗流特征的变化。结果表明：长期注水后，由于注入水对储层的作用主要集中在孔隙的喉道部分，储层渗透率明显增大，孔隙度增加较小;储层物性的增加主要与水洗后粘土矿物含量的降低、水洗程度、储层初始渗透率大小和裂缝的开启有关，其中裂缝开启对储层物性的影响最显著;水洗后储层岩石表面油膜脱落，岩石润湿性由亲油性变为亲水性。以上综合作用的结果使油水两相流动能力增强、两相区范围变宽，水驱油效率增大。可见马岭油田南二区延9油藏注水开发中储层的变化有利于油田开发。
关键词：储层物性;粘土矿物;润湿性;相对渗透率
前人对注水后储层特征变化的认识主要集中在：认为长期注水改善了储层微观孔隙结构，储层物性变好[1-3];认为长期注水使部分颗粒滞留在细喉道处形成堵塞，孔喉连通性变差，储层物性变差[4];认为注水后储层物性好的变得更好，差的变得更 差[5-6]。但普遍认识为注水后储层润湿性由亲油性向亲水性转化，储层非均质性变得更强，这些综合作用的结果可能使驱油效率降低[7]，也可能使驱油效率提高[2]。注水后储层特征的变化与原始储层中粘土矿物的含量及类型、储层非均质性和原油性质有关[7-9]。马岭油田南二区延9油藏经过三十几年的注水开发，含水快速上升，采油速度降低，剩余地质储量较大。长期注水使储层孔隙结构和物性发生的变化直接影响到剩余油的分布和油田的开发效果[10-20]。因此，为挖掘油田开发潜力，提高油田开发效果，以室内实验和矿场2口检查井取心资料分析结果为基础，研究长期注水后储层孔隙结构、物性及渗流特征的变化及其产生机理，为区块的二次开发提供有力支撑。
1 储层物性参数的变化规律
根据2013年南二区延9油藏2口检查井（NJ31-161和NJ29-181井）的物性测试结果，检查井平均孔隙度分别为15.31%和14.63%，稍微低于储层初始孔隙度16.1%，检查井平均渗透率为165.3×10-3 μm2和120.9×10-3 μm2，远高于储层初始渗透率（32.3×10-3 μm2）。油层天然岩心的室内实验结果也表明（表1），当水驱至含水率87%时，岩心孔隙度和渗透率均大;水洗程度越高，物性参数的增加幅度越大;水洗程度相同时，岩心初始渗透率越高，水洗后渗透率的增加幅度越大;滲透率的增大幅度远大于孔隙度的增大幅度。实验发现，注水过程中裂缝的产生也是储层物性增大的主要因素，例如，编号为L68-8（2）的岩心在室内冲刷实验中出现了明显裂缝，导致岩心孔隙度和渗透率显著增加。因此，水驱后储层孔隙度和渗透率的增加主要与粘土矿物含量的降低、水洗程度、储层初始渗透率大小和水驱过程中裂缝是否开启有关。
在实际注水开发中，注入倍数越大、储层岩石的渗透率越高，水洗后储层内粘土矿物的含量越低，孔隙度和渗透率的增加越明显，更容易形成优势渗流通道，导致储层非均质性增强，注水效果越来越差，检查井不同深度的渗透率测试结果也证明储层中存在高渗透通道。若要改善水驱效果，必须采用阻断优势渗流通道、改变水驱流动方向的方法进一步注入水波及系数，提高采收率。
2 储层微观孔隙特征变化规律
2.1 粘土矿物变化特征
根据2口检查井岩心X衍射测定结果（表2），水驱后伊利石、绿泥石和伊蒙混层的相对含量降低，其中伊蒙混层的相对含量降低幅度最大，其次为伊利石，绿泥石的变化不大，而高岭石相对含量明显增大。室内水冲刷实验结果也得出类似结论（表3），且水驱后储层岩石粘土矿物的总量从3.75%降低至2.85%，储层岩石的渗透率越高，水洗后粘土矿物的含量降低幅度越大，说明储层物性越好，注入水对储层的水洗作用越强，储层物性的增加幅度越大。
南二区延9油藏注水开发中，粘土矿物含量的降低主要与伊利石和伊蒙混层含量的降低有关。储层原始条件下伊利石呈丝片状、画卷状充填孔隙或丝缕状垂直碎屑颗粒表面生长、搭桥状充填于颗粒之间（图1），在注入水作用下这种形状的伊利石容易破碎，随流体运移，造成其含量显著下降。伊蒙混层中蒙脱石对水有极强的敏感性，尤其是钠蒙脱石，遇水后体积可膨胀至原体积的600%～1 000%，水化膨胀后的蒙脱石在流体的冲刷作用下，易随流体迁移，含量下降。高岭石遇水不易水化膨胀，但对岩石颗粒的附着力很差，在流体剪切力的作用下，高岭石极易从岩石颗粒上脱落和破碎，并随流体在孔隙中流动，在研究区实际注入速度下，注入水对高岭石矿物的剪切力作用力较弱，未引起大量高岭石矿物从岩石颗粒上脱落。上述3种作用的综合结果使伊利石和绿泥石相对含量明显降低，而高岭石相对含量大幅增加。在注水开发中，注入水将结构破坏后的粘土矿物冲散、冲走，从油井采出，使储层中粘土矿物含量降低。
2.2 孔喉特征变化
采用平行岩心分别在水洗前后进行恒速压汞实验，发现水驱后储层岩心中不同尺寸的喉道半径和孔隙半径均增大，而孔喉比却降低，说明在南二区实际注水条件下，喉道半径的增加幅度明显大于孔隙半径的增加幅度（表4，图2）。原因解释为：喉道部位孔隙半径小，流体流速高，流体对孔壁的剪切作用力大，因此，注入水对喉道的冲刷作用强，注入水与粘土矿物的作用主要集中在孔隙喉道部分，导致水驱后储层孔隙度的变化幅度较小，而渗透率的增加幅度较大。
3 渗流特征变化规律
3.1 润湿性
注水前储层岩石的润湿性为弱亲油-亲油，注水后岩心的润湿性变为弱亲水-亲水（表5）。此外，根据水洗前后的相渗实验结果，水洗后等渗点的含水饱和度均增大，分别从注水前的51.6%、58.8%和58.5%增大至53.0%、59.1%和59.0%，说明水驱使储层岩石的润湿性向亲水方向发展。在长期注水开发中，由于注入水的水洗、溶解等各种物理和化学作用使储层岩石的表面物理性质发生变化，部分孔道内壁变得比较光滑，这种变化的结果减小了水驱油毛细管阻力，使岩石表面更多的油膜脱落，长石、石英等表面呈现出（或恢复）本来具有的亲水性，使储层润湿性发生变化。 3.2 水质变化
从岩心实验出口端收集的产出水分析结果看 （表6），在水驱油过程中，随含水率增加，钠、钾、钙、镁离子的含量下降，SO42-离子含量增加，即含水率越高，产出水的组成越接近于注入水（清水）的组成，说明水驱优势通道形成后，注入水主要沿此通道运移，注水效果会越来越差。为改善油田开发效果，必须阻断优势渗透率通道，让未动的油动起来，让流动慢的油动得快起来。
注水初期，注入水主要沿储层大孔隙驱油，溶解储层中的盐类，并同高矿化度地层水发生离子交换，注入水被盐化，在水驱前缘及附近地层内，混合地层水矿化度常接近于原始地层水矿化度，随着注水量的增大，注入水在油层中的长期冲洗使油层内的原生水淡化，矿化度变小。在注水过程中，随着注入水的增加，油井从不含水、低含水到高含水，产出水的矿化度逐渐变低。如果采取分层注入工艺或调剖等措施使原来不动用或动用差的油层动用起来，采出水的矿化度又可能升高。因此，由产出水矿化度的变化可判断有无新的油层参加生产。
3.3 相渗和水驱油效率
根据水洗前后相渗测定结果（图3），水洗后，油相和水相相对渗透率均增大;水驱前后束缚水饱和度基本无变化，残余油饱和度均降低，两相区范围变宽，由24.3%～35%变为26.9%～37.5%;等渗点饱和度增大，由51.6%～58.8%变为53%～59.1%;残余油状态下水相相对渗透率增大，由0.058 3～0.110 0变为0.116 6～0.135 9;驱油效率由水驱前的42.41%～47.17%增大为46.86%～57.77%。储层岩石的表面物理性质和孔隙结构是影响储层渗流特征的主要因素。水驱后储层岩石润湿性、粘土矿物含量及孔隙结构的变化综合作用使油相和水相流动能力增强，流动阻力减小，两相区范围变宽，可动流体饱和度范围变大，水驱油效率提高。
4 结论
（1） 马岭油田南二区延9油藏经过长期注水开发，注入水与储集层之间的相互作用使储集层中的粘土矿物发生水化、膨胀分散和运移，使粘土矿物含量降低，孔喉半径增大;注入水对储层的作用主要集中在孔隙的喉道部分，因此，渗透率的增加幅度明显大于孔隙度的增加幅度。
（2） 水洗后储层物性的增加主要与水洗后粘土矿物含量的降低、水洗程度、储层初始渗透率大小和裂缝的开启有关，其中裂缝开启对储层物性的影响最显著。
（3） 在注入水长期冲刷下，注入水的水洗、溶解等各种物理化学作用使储集层岩石孔道内壁变的比较光滑和岩石颗粒表面的油膜脱落，使岩石的润湿性由亲油性变化为亲水性。
（4） 注入水的长期冲刷作用使油、水相流动能力增强，流动阻力减小，两相区范围变宽，可动流体饱和度范围变大，水驱油效率提高，有利于油田开发。
由于储集层的非均质性，实际水驱油过程中，注入水与储集层之间的相互作用使储集层物性的变化幅度更大，一旦形成优势渗流通道将不利于采油，使剩余油主要集中在优势通道之外的较低渗透率油层中。为挖掘油田开发潜力，建议在精细地质研究的基础上，采用调剖、聚合物驱或2+3调驱等技术，尽早阻断优势渗流通道，改变注入水的流动方向，进一步提高原油采收率。
参考文献
[1] 李继红，曲志浩，陈清华.注水开发对孤岛油田储层微观结构的影响[J].石油实验地质，2001，23（4）：424-428.
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[16] 杨晓蓓，冯毅，郭恩常，等.砂砾岩油藏特高含水期储层参数变化规律[J].西南石油学院学报，2000，2（4）：22-25.
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[18] 尤启东，陈月明.高含盐油藏储层参数变化微观实验研究[J].中国矿业大学学报.2006，35（2）：240-245.
[19] 姜瑞忠.储层特征参数变化对油藏开发效果的影响[J].油气田地面工程，2005，24（4）：32-33.
[20] 黄思静，杨永林，单钰铭，等.注水开发对砂岩储层孔隙结构的影响[J].中国海上油气（地质），2000， 14（2）：122-128.
关键词：储层物性;粘土矿物;润湿性;相对渗透率
前人对注水后储层特征变化的认识主要集中在：认为长期注水改善了储层微观孔隙结构，储层物性变好[1-3];认为长期注水使部分颗粒滞留在细喉道处形成堵塞，孔喉连通性变差，储层物性变差[4];认为注水后储层物性好的变得更好，差的变得更 差[5-6]。但普遍认识为注水后储层润湿性由亲油性向亲水性转化，储层非均质性变得更强，这些综合作用的结果可能使驱油效率降低[7]，也可能使驱油效率提高[2]。注水后储层特征的变化与原始储层中粘土矿物的含量及类型、储层非均质性和原油性质有关[7-9]。马岭油田南二区延9油藏经过三十几年的注水开发，含水快速上升，采油速度降低，剩余地质储量较大。长期注水使储层孔隙结构和物性发生的变化直接影响到剩余油的分布和油田的开发效果[10-20]。因此，为挖掘油田开发潜力，提高油田开发效果，以室内实验和矿场2口检查井取心资料分析结果为基础，研究长期注水后储层孔隙结构、物性及渗流特征的变化及其产生机理，为区块的二次开发提供有力支撑。
1 储层物性参数的变化规律
根据2013年南二区延9油藏2口检查井（NJ31-161和NJ29-181井）的物性测试结果，检查井平均孔隙度分别为15.31%和14.63%，稍微低于储层初始孔隙度16.1%，检查井平均渗透率为165.3×10-3 μm2和120.9×10-3 μm2，远高于储层初始渗透率（32.3×10-3 μm2）。油层天然岩心的室内实验结果也表明（表1），当水驱至含水率87%时，岩心孔隙度和渗透率均大;水洗程度越高，物性参数的增加幅度越大;水洗程度相同时，岩心初始渗透率越高，水洗后渗透率的增加幅度越大;滲透率的增大幅度远大于孔隙度的增大幅度。实验发现，注水过程中裂缝的产生也是储层物性增大的主要因素，例如，编号为L68-8（2）的岩心在室内冲刷实验中出现了明显裂缝，导致岩心孔隙度和渗透率显著增加。因此，水驱后储层孔隙度和渗透率的增加主要与粘土矿物含量的降低、水洗程度、储层初始渗透率大小和水驱过程中裂缝是否开启有关。
在实际注水开发中，注入倍数越大、储层岩石的渗透率越高，水洗后储层内粘土矿物的含量越低，孔隙度和渗透率的增加越明显，更容易形成优势渗流通道，导致储层非均质性增强，注水效果越来越差，检查井不同深度的渗透率测试结果也证明储层中存在高渗透通道。若要改善水驱效果，必须采用阻断优势渗流通道、改变水驱流动方向的方法进一步注入水波及系数，提高采收率。
2 储层微观孔隙特征变化规律
2.1 粘土矿物变化特征
根据2口检查井岩心X衍射测定结果（表2），水驱后伊利石、绿泥石和伊蒙混层的相对含量降低，其中伊蒙混层的相对含量降低幅度最大，其次为伊利石，绿泥石的变化不大，而高岭石相对含量明显增大。室内水冲刷实验结果也得出类似结论（表3），且水驱后储层岩石粘土矿物的总量从3.75%降低至2.85%，储层岩石的渗透率越高，水洗后粘土矿物的含量降低幅度越大，说明储层物性越好，注入水对储层的水洗作用越强，储层物性的增加幅度越大。
南二区延9油藏注水开发中，粘土矿物含量的降低主要与伊利石和伊蒙混层含量的降低有关。储层原始条件下伊利石呈丝片状、画卷状充填孔隙或丝缕状垂直碎屑颗粒表面生长、搭桥状充填于颗粒之间（图1），在注入水作用下这种形状的伊利石容易破碎，随流体运移，造成其含量显著下降。伊蒙混层中蒙脱石对水有极强的敏感性，尤其是钠蒙脱石，遇水后体积可膨胀至原体积的600%～1 000%，水化膨胀后的蒙脱石在流体的冲刷作用下，易随流体迁移，含量下降。高岭石遇水不易水化膨胀，但对岩石颗粒的附着力很差，在流体剪切力的作用下，高岭石极易从岩石颗粒上脱落和破碎，并随流体在孔隙中流动，在研究区实际注入速度下，注入水对高岭石矿物的剪切力作用力较弱，未引起大量高岭石矿物从岩石颗粒上脱落。上述3种作用的综合结果使伊利石和绿泥石相对含量明显降低，而高岭石相对含量大幅增加。在注水开发中，注入水将结构破坏后的粘土矿物冲散、冲走，从油井采出，使储层中粘土矿物含量降低。
2.2 孔喉特征变化
采用平行岩心分别在水洗前后进行恒速压汞实验，发现水驱后储层岩心中不同尺寸的喉道半径和孔隙半径均增大，而孔喉比却降低，说明在南二区实际注水条件下，喉道半径的增加幅度明显大于孔隙半径的增加幅度（表4，图2）。原因解释为：喉道部位孔隙半径小，流体流速高，流体对孔壁的剪切作用力大，因此，注入水对喉道的冲刷作用强，注入水与粘土矿物的作用主要集中在孔隙喉道部分，导致水驱后储层孔隙度的变化幅度较小，而渗透率的增加幅度较大。
3 渗流特征变化规律
3.1 润湿性
注水前储层岩石的润湿性为弱亲油-亲油，注水后岩心的润湿性变为弱亲水-亲水（表5）。此外，根据水洗前后的相渗实验结果，水洗后等渗点的含水饱和度均增大，分别从注水前的51.6%、58.8%和58.5%增大至53.0%、59.1%和59.0%，说明水驱使储层岩石的润湿性向亲水方向发展。在长期注水开发中，由于注入水的水洗、溶解等各种物理和化学作用使储层岩石的表面物理性质发生变化，部分孔道内壁变得比较光滑，这种变化的结果减小了水驱油毛细管阻力，使岩石表面更多的油膜脱落，长石、石英等表面呈现出（或恢复）本来具有的亲水性，使储层润湿性发生变化。 3.2 水质变化
从岩心实验出口端收集的产出水分析结果看 （表6），在水驱油过程中，随含水率增加，钠、钾、钙、镁离子的含量下降，SO42-离子含量增加，即含水率越高，产出水的组成越接近于注入水（清水）的组成，说明水驱优势通道形成后，注入水主要沿此通道运移，注水效果会越来越差。为改善油田开发效果，必须阻断优势渗透率通道，让未动的油动起来，让流动慢的油动得快起来。
注水初期，注入水主要沿储层大孔隙驱油，溶解储层中的盐类，并同高矿化度地层水发生离子交换，注入水被盐化，在水驱前缘及附近地层内，混合地层水矿化度常接近于原始地层水矿化度，随着注水量的增大，注入水在油层中的长期冲洗使油层内的原生水淡化，矿化度变小。在注水过程中，随着注入水的增加，油井从不含水、低含水到高含水，产出水的矿化度逐渐变低。如果采取分层注入工艺或调剖等措施使原来不动用或动用差的油层动用起来，采出水的矿化度又可能升高。因此，由产出水矿化度的变化可判断有无新的油层参加生产。
3.3 相渗和水驱油效率
根据水洗前后相渗测定结果（图3），水洗后，油相和水相相对渗透率均增大;水驱前后束缚水饱和度基本无变化，残余油饱和度均降低，两相区范围变宽，由24.3%～35%变为26.9%～37.5%;等渗点饱和度增大，由51.6%～58.8%变为53%～59.1%;残余油状态下水相相对渗透率增大，由0.058 3～0.110 0变为0.116 6～0.135 9;驱油效率由水驱前的42.41%～47.17%增大为46.86%～57.77%。储层岩石的表面物理性质和孔隙结构是影响储层渗流特征的主要因素。水驱后储层岩石润湿性、粘土矿物含量及孔隙结构的变化综合作用使油相和水相流动能力增强，流动阻力减小，两相区范围变宽，可动流体饱和度范围变大，水驱油效率提高。
4 结论
（1） 马岭油田南二区延9油藏经过长期注水开发，注入水与储集层之间的相互作用使储集层中的粘土矿物发生水化、膨胀分散和运移，使粘土矿物含量降低，孔喉半径增大;注入水对储层的作用主要集中在孔隙的喉道部分，因此，渗透率的增加幅度明显大于孔隙度的增加幅度。
（2） 水洗后储层物性的增加主要与水洗后粘土矿物含量的降低、水洗程度、储层初始渗透率大小和裂缝的开启有关，其中裂缝开启对储层物性的影响最显著。
（3） 在注入水长期冲刷下，注入水的水洗、溶解等各种物理化学作用使储集层岩石孔道内壁变的比较光滑和岩石颗粒表面的油膜脱落，使岩石的润湿性由亲油性变化为亲水性。
（4） 注入水的长期冲刷作用使油、水相流动能力增强，流动阻力减小，两相区范围变宽，可动流体饱和度范围变大，水驱油效率提高，有利于油田开发。
由于储集层的非均质性，实际水驱油过程中，注入水与储集层之间的相互作用使储集层物性的变化幅度更大，一旦形成优势渗流通道将不利于采油，使剩余油主要集中在优势通道之外的较低渗透率油层中。为挖掘油田开发潜力，建议在精细地质研究的基础上，采用调剖、聚合物驱或2+3调驱等技术，尽早阻断优势渗流通道，改变注入水的流动方向，进一步提高原油采收率。
参考文献
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[20] 黄思静，杨永林，单钰铭，等.注水开发对砂岩储层孔隙结构的影响[J].中国海上油气（地质），2000， 14（2）：122-128.