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渤海海域Z油田水驱开发储层物性变化规律

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刘超, 张雪芳, 田博, 张瑞, 王正, 王颍超. 渤海海域Z油田水驱开发储层物性变化规律[J]. 海洋地质前沿, 2021, 37(1): 61-67. doi: 10.16028/j.1009-2722.2020.068
引用本文: 刘超, 张雪芳, 田博, 张瑞, 王正, 王颍超. 渤海海域Z油田水驱开发储层物性变化规律[J]. 海洋地质前沿, 2021, 37(1): 61-67. doi: 10.16028/j.1009-2722.2020.068
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LIU Chao, ZHANG Xuefang, TIAN Bo, ZHANG Rui, WANG Zheng, WANG Yingchao. RESEARCH ON RESERVOIR PHYSICAL PROPERTIES CHANGES DURING WATER FLOODING: A CASE FROM Z OILFIELD IN BOHAI SEA[J]. Marine Geology Frontiers, 2021, 37(1): 61-67. doi: 10.16028/j.1009-2722.2020.068
Citation: LIU Chao, ZHANG Xuefang, TIAN Bo, ZHANG Rui, WANG Zheng, WANG Yingchao. RESEARCH ON RESERVOIR PHYSICAL PROPERTIES CHANGES DURING WATER FLOODING: A CASE FROM Z OILFIELD IN BOHAI SEA[J]. Marine Geology Frontiers, 2021, 37(1): 61-67. doi: 10.16028/j.1009-2722.2020.068
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渤海海域Z油田水驱开发储层物性变化规律

  • 1.

    中海石油（中国)有限公司天津分公司，天津 300452

  • 2.

    北京斯堪帕维科技有限公司，北京 100101

  • 基金项目: “十三五”国家科技重大专项“渤海油田高效开发示范工程”（2016ZX05058）；中海石油（中国）有限公司综合科研项目“渤海双高油田挖潜关键技术研究”（YXKY-2018-TJ-04）
详细信息
    作者简介: 刘超（1984—），男，硕士，高级工程师，主要从事油田开发地质方面的研究工作. E-mail：liuchao5@cnooc.com.cn

  • 中图分类号: P744.4；TE311+.2

RESEARCH ON RESERVOIR PHYSICAL PROPERTIES CHANGES DURING WATER FLOODING: A CASE FROM Z OILFIELD IN BOHAI SEA

  • 1.

    Tianjin Branch of CNOOC Limited, Tianjin 300452, China

  • 2.

    ESSCA Beijing Ltd, Beijing 100101, China

    摘要

  • 为研究海上稠油砂岩油藏水驱开发储层物性变化规律，以渤海海域Z油田为目标，利用多口密闭取心井资料，结合油田生产实际，从储层的黏土矿物、孔隙结构、储集孔渗及渗流特征等方面系统开展了水驱开发前后储层物性变化规律及机理研究。结果表明，经长期水驱开发，储层中黏土矿物总量呈减少趋势，其中高岭石含量降低，伊/蒙混层含量增加；岩石平均孔隙半径增加，孔隙喉道和孔隙结构变好；平均孔隙度和渗透率都有不同程度增大，其中孔隙度增幅不大，渗透率增幅较为明显，储层储集物性变好，但非均质程度增强；润湿性表现为更强的亲水性，驱油效率也随之增高。该研究成果对Z油田高含水期剩余油挖潜和注采结构调整的措施制定有一定的指导意义。

    In order to reveal the reservoir physical property changes in water flooding for offshore heavy oil sandstone reservoirs, systematically study has been carried out taking the Z Oilfield in Bohai Sea as an example. The data of clay minerals, pore structure, porosity, permeability and seepage characteristics are fully applied, in addition to multi-core wells analyses and actual production data. The researches show that after long-term water flooding, the total amount of clay minerals shows an obvious decreasing trend. The kaolinite content is decreased and the content of mixed layer illite/smectite increased. As the consequence, the average pore radius, the pore throat and pore structure increased, and the average porosity and permeability increased to varying degrees. The increase in porosity is little, but in permeability is obviously improved. The overall physical properties of reservoir become better, but the degree of heterogeneity is enhanced. Reservoir wettability is characterized by greater hydrophilicity and increased oil displacement efficiency. The research can effectively guide the adjustment of the development of remaining oil and injection-production structure in high-water-cut period of the Z Oilfield.

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  • 图 1  渤海海域Z油田区域构造位置

    Figure 1. 

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    图 2  Z油田水驱前后黏土矿物变化特征

    Figure 2. 

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    图 3  Z油田水驱前后岩石孔隙结构变化特征

    Figure 3. 

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    图 4  Z油田水驱前后孔喉分布及渗透率贡献分布曲线

    Figure 4. 

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    图 5  N12井水驱前后储集物性参数对比

    Figure 5. 

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    图 6  N12井水驱前后相对渗透率曲线变化

    Figure 6. 

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    表 1  Z油田不同沉积微相黏土矿物分布

    Table 1.  Distribution of clay minerals in different sedimentary microfacies in Z Oilfield

    储集层类型样品
    数/个    		黏土矿物相对含量/%黏土矿物
    总量/%
    高岭石绿泥石伊利石伊/蒙
    混层
    水下分流河道6858.58.44.628.511.2
    河口坝13321.35.97.865.08.3
    远砂坝1948.79.35.836.26.9
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    表 2  Z油田水驱前后孔隙结构特征参数对比

    Table 2.  Contrasts between pore structural parameters before and after water flooding in Z Oilfield

    井号岩样编号空气渗透率/ 10−3 μm2最大孔喉半径/ μm平均孔喉半径/ μm孔喉半径中值/ μm最大汞饱和度/ %孔喉分布峰值/ %
    水驱前水驱后水驱前水驱后水驱前水驱后水驱前水驱后水驱前水驱后水驱前水驱后
    M5 1-009B 5 886.5 7 468.9 30.38 30.50 6.69 7.50 6.19 6.58 74.48 75.63 29.66 30.18
    2-002B 2 169.7 3 242.7 17.73 17.77 5.24 6.00 5.04 5.13 78.26 79.02 36.10 38.32
    2-012B 5 552.3 7 107.7 22.99 23.69 8.89 9.67 7.88 8.25 74.34 75.16 39.47 40.26
    5-032B 10 225.2 14 000.0 17.06 17.78 5.33 6.09 5.36 6.31 78.82 80.71 37.21 37.95
    8-001B 1 021.3 1 442.2 23.04 23.71 5.19 5.68 5.99 6.62 69.57 70.16 30.82 31.20
    9-003B 6 605.4 7 177.8 23.51 23.71 3.07 3.95 2.84 3.25 73.98 75.80 27.93 28.67
    N12 2-015B 1 520.3 1 757.7 37.44 37.97 4.18 4.63 3.37 4.03 79.22 79.94 30.30 31.11
    3-015B 1 688.9 2 274.0 37.58 37.97 6.99 7.29 6.85 7.65 74.92 75.33 33.24 33.83
    3-026B 1 102.5 1 685.3 9.61 9.70 1.35 1.52 1.11 1.25 80.95 81.04 28.21 28.93
    5-015B 996.4 1 123.2 12.58 12.55 3.02 3.37 2.01 2.58 76.04 76.82 29.82 30.16
    6-013B 1 994.0 2 808.9 30.33 30.42 6.11 6.96 6.32 7.02 82.26 83.24 38.62 39.44
    6-021B 10 002.5 13 733.3 30.07 30.42 5.97 7.29 7.19 8.92 82.88 84.07 39.26 40.61
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    表 3  Z油田水驱前后储层非均质特征变化对比

    Table 3.  Contrasts between the reservoir heterogeneity before and after water flooding in Z Oilfield

    油组样品数渗透率变异系数渗透率级差渗透率突进系数
    水驱前水驱后变化率/%水驱前水驱后级差增加倍数水驱前水驱后变化率/%
    Ⅰ上3830.7530.8067.0480.7178.32.213.063.7923.86
    Ⅰ下4410.6480.6632.3949.182.51.682.713.2821.03
    Ⅱ1250.7940.8152.64106.4215.62.036.327.1012.34
    Ⅲ230.7310.7887.8059.687.11.465.966.326.04
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出版历程
收稿日期:  2020-03-31
刊出日期:  2021-01-31

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