大庆油田开发过程中储层变化研究
石工10-2班 宋倩兰 2010021205
一，大庆油田勘探资源简介
大庆油田是世界上为数不多的特大砂岩型油田。南北长138公里，东西长73公
里，面积约为6000平方公里，由萨尔图、杏树岗、喇嘛甸、朝阳沟等48个规模
不等的油田组成。主要包括东北和西北两大探区，共计14个盆地，登记探矿权
面积23万平方公里。油层分布（从上至下）： 1、黑帝庙 2、萨尔图 3、葡萄花
4、高台子 5、扶余 6、杨大城子。
二，大庆油田储层特点简介
1，构造特征：据葡萄花油层一组顶面构造图可知，大庆长垣是有七个背斜构造
组成的背斜构造带，各局部构造之间有鞍部分隔。自北而南七个构造是喇嘛甸、
萨尔图、杏树岗、太平屯、高台子、葡萄花、敖包塔。整个长垣构造带成近北北
东方向延伸，南北长约145km，东西宽6~30km，具有北窄南宽的特点。
2，油气水性质：原油：相对密度中等，粘度较高，凝固点较高，含蜡量较高，
含硫量低，含胶量中等。天然气：相对密度较高，乙烷以上的重烃组分含量较高，
丙烷含量较高，氮气含量较低，二氧化碳、硫化氢气体含量低，甲烷含量较低，
此外还有微量氦气。地层水：属于中—低矿化度的碳酸氢钠型水，pH在7~9之
间。
三，大庆油田注水开发过程中储层岩石表面性质的变化及影响因素
在油田注水开发过程中，储层岩石表面性质的变化与原油中极性物质的含量及储
层岩石中粘土矿物含量、组成有着密切的关系。油层岩石表面性质是控制油水微
观分布的主要因素。国内外有关方面研究结果表明，造成岩石表面性质变化因素
除与含水饱和度变化、岩石中粘土矿物、组成有关外，还取决于原油中极性物质
含量变化。国内有关学者认为在原始水饱和度小于35% 时, 储层岩石表面性质
偏亲油，水饱和度大于35% 时，表现为亲水。
随着含水饱和度增加，亲水程度也增加。润湿性变化的原因是注入水长期的冲刷
和浸泡。大庆油田是采取早期内部切割注水方式开采的，由于注入水中含有微量
的生物元素、细菌和溶解氧，储层中原油难于逃脱介质的氧化，而使原油烃类中
环烷酸、碳基、胶质和沥青质含量发生变化。因此研究油田不同含水期岩石表面
性质变化，对于探讨油和水在岩石中分布状况、含量，揭示油藏在注水开发过程
中变化特征，指导油田不同阶段开发，提高油田采收率有着十分重要的意义。
储层胶结物中拈土矿物含量、组成对储层岩石、表面性质、润湿性有一定的影响。
据文献报道，储层岩石颗拉间胶结物中的枯土矿物，易于吸附原油中带有极性的
有机物质，而使油层具有亲油的性质。
粘土矿物由于颗粒很细而有很大的比表面, 一般高岭石的比表面积为15米2/克,
伊利石为90米2/克, 蒙脱石为800米2/克。因粘土矿物表面存在很多的断键，
极性有机分子及交换性阳离子可以与粘土表面断键上的离子呈配位结合，所以粘
土矿物吸附能力随着比表面积增大而增大，这种被吸附的有机分子或离子，它们
可以多种形式与粘土矿物结构旧连接。
四，大庆油田开发过程中储层介质和流体的变化
由于压力对地层流体参数的影响，以及地层流体在渗流速度（压力梯度）变化时，
流体组份与性质，流体和岩石表面作用力对渗流过程产生的影响，使低渗透油藏
在注水开发过程中，介质在变应力作用下会产生在弹—塑性变形。高含蜡、含胶
质原油具有流变性。油藏内形成的胶凝结构，动态显示弹—塑性驱特征。总结如
下：（1） 大庆东部低渗透油藏储层泥质含量高, 在变应力作用下存在弹- 塑性
变形. 高含蜡、含胶质原油为具有流变性的非牛顿流体, 水侵后的部分泥质在油
藏内形成胶凝结构, 加大了渗流阻力。（2）在注水开发过程中, 低渗透油藏内形
成的胶凝结构随着压力而变化, 其动态显示出弹- 塑性驱动的特点。
五，大庆油田注水开发后期储层性质的变化
1，储层岩性的变化
（1）粘土矿物。注入水对粘土矿物的作用主要有两种, 一是水化作用, 另一个
是机械搬运与聚积作用。注水过程中储层内水敏性强的粘土矿物吸水膨胀, 原来
的矿物结构遭到破坏。因此, 水驱后储层中孔道中心的粘土矿物被冲散、冲走,
在微孔隙处富集。由于注入水总是沿着物性好、渗透性好的部位流动, 这样就使
原来粘土矿物少的部位水驱后粘土矿物变得更少, 而原来物性差、分选差的部位
粘土矿物含量变得更多, 结果是粗孔道更加通畅,细孔道更容易被堵塞, 从而使
两者的差距加大。通过电镜扫描方法可以看到水驱后的岩样粘土含量的变化特
征。从电镜扫描照片看到,未水淹的岩样颗粒表面、孔道表面都由比较丰富的粘
土覆盖, 在喉道处还有团块的粘土矿物堆积, 高岭石的书页状结构完整, 排列
整齐。经过水驱后, 从电镜照片上看到覆盖在孔道表面的粘土大量地减少, 特别
在大孔道表面处粘土被水洗得相当干净。附着在长石颗粒表面的高岭石被溶解,
高岭石晶形很差。
（2）岩石骨架。除粘土矿物外, 注入水对组成岩石骨架的矿物也产生影响, 最
常见的是溶蚀作用。虽然储层中矿物的溶解度很低, 但是长期积累的效果对整个
储层而言也不可忽视, 溶蚀作用的结果是水淹层的孔隙结构发生变化、孔隙度增
大。尤其是高渗透条带, 注入介质所造成的冲刷、溶解现象更为严重, 颗粒被溶
蚀成破碎的蛛网状, 只有稳定性较强的晶格骨架才能残存下来。
2，储层物性的变化
（1）储层孔隙度变化。在注入水的冲刷下, 由于岩性变化、岩石骨架变化导致
岩石孔隙度增大。室内岩心冲刷实验表明, 岩心孔隙度比冲刷前有所增大。
（2）储层渗透率变化。已有的取心井岩心分析结果表明, 长期注水开发后, 大
庆长垣的储层渗透率普遍增大。然而, 室内冲刷实验数据显示, 地层渗透率在水
驱后增大、减小的情况均有发生, 只是发生增大的频率较多。在实际条件下, 注
水井与产出井之间由于地层的非均质性、流体的流动速度不同及岩性的差异,不
同岩石中的微粒对注入速度增加的反应不同, 有的反应甚微, 则岩石对流动速
度不敏感; 有的岩石当流体流速增大时, 表现出渗透率明显下降。因此, 地层的
渗透率变化是受岩性、注入速度等条件限制的, 可能增大也可能减小。储层物性
变化总的趋势是地层的非均质性更加严重。
3，储层润湿性变化
油层岩石表面的润湿性分为亲油、亲水和中性三种。在亲水岩石中, 水是润湿相,
油是非润湿相; 而在亲油岩石中, 油是润湿相, 水是非润湿相。润湿相总是附着
在岩石颗粒的表面和孔壁上,在地层中一般呈连续分布的状态; 非润湿相多处于
孔道的中心部位, 呈不连续分布的滴状、珠状和块状等。油层岩石表面润湿性一
般是亲油的, 在注水开发过程中, 一方面由于水的冲刷作用, 使附着在岩石颗
粒表面的油膜逐渐变薄或脱落; 另一方面由于分子的运动也会使岩石表面脱附
的油分子不断被水带走, 导致油层岩石表面润湿性发生变化。大庆油田主要油田
储层润湿性测定结果表明, 油层水淹后岩石润湿性由原始的偏亲油润湿性变为
偏亲水润湿性, 而且随着油层含水饱和度的增大, 岩石亲水程度明显增强。
4，储层地层水性质变化
注水开发过程一般分为两个阶段: 注水初期注入的是温度较低的淡水; 油田开
发到一定阶段后, 采用污水回注方案, 将从地下采出的污水经一定程序进行处
理后再注回油层, 以维持地层的能量。根据大庆油田的资料, 开发初期原始地层
水矿化度为6000~ 9000mg / L, 油田开发初期注地表淡水, 矿化度在400mg / L
左右, 采出水的矿化度从未水淹层的6000~ 9000mg/ L 到水淹层的
1000~3200mg/ L 变化, 最低到800mg / L。油田开发进入中后期改为污水回注
以后, 地层水矿化度进一步复杂化。由于不同水淹时期注入水的矿化度不同, 平
面及纵向上不同部位累计注水、相对注入量不同,使得同一开发区块内地层混合
液的矿化度在不同水淹时期、不同物性层段、平面上的不同部位差别较大。
5，储层压力变化
自油田投入开发后, 产层的地层压力就开始发生变化, 到了油田开发后期, 油
藏中的压力分布已经非常紊乱。压力对油层的影响主要表现为: 当油层压力发生
变化, 破坏了压力平衡, 就会使岩石胶结强度遭到破坏, 导致岩石物性变化,
严重的将产生裂缝或使地层出砂。地层压力不断下降时, 岩石骨架受压增大, 孔
隙变小, 这就必然造成油层渗透率下降。从孔隙度、渗透率随压力变化曲线可看
出, 在加压过程中孔隙度、渗透率均呈下降变化趋势。施压后逐渐降低压力, 孔
隙度、渗透率逐渐增大, 但加压和降压两条曲线并不重合, 降压曲线在加压曲线
的下方。这说明岩石在加压过程中发生了塑性形变,而在压力释放后, 孔隙度和
渗透率不能恢复到原来的数值, 而是低于相应压力下的数值。由此可以推断, 降
压开采的地层, 即使采用注水等二次采油方法恢复地层压力, 由于储层岩石的
塑性形变, 孔隙度、渗透率将不能恢复到原始状态, 这种变化不利于油田后续开
采。
6，结论
经过长期的注水开发后, 随着储层岩石中粘土矿物减少和骨架的溶蚀, 孔隙度
增大; 受岩性、压力和注水速率影响, 渗透率变化规律呈现多样性。
储层润湿性由亲油性向亲水性转变。油田开发后期, 受储层非均质性和注采工艺
措施的影响, 储层中压力分布和地层水性质趋于复杂, 严重影响储层剩余油评
价和可持续性开采。
参考文献：
《大庆油田开发技术研究实例》邱勇松等著
《油田注水开发过程中储层岩石表面性质变化因素研究》黄福堂著
《大庆东部低渗透油藏开发过程中储层介质和流体的变化》史连杰等著
《大庆油田注水开发后期储层性质变化研究》俞军著