秦皇岛33－1南油田储层损害因素试验分析

李莹莹 （中国石油大学 （北京）石油工程学院，北京102249）

岳前升 （长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州434023）

秦皇岛33－1南油田位于渤海中部海域石臼坨凸起中部，北与秦皇岛33－1油田紧邻，西距秦皇岛32－6油田约2km，西距塘沽约140km。油田范围内平均水深24.2m。在该油田规模性开发之前，储层潜在损害因素分析是一项十分重要的研究工作，其结果可为各种入井流体设计提供必需的基础性数据。为此，笔者通过X－射线衍射、扫描电镜和敏感性分析等手段，研究了该油田储层损害因素，为钻完井液体系选择提供依据。

1 基本概况

秦皇岛33－1南油田揭示的地层，自上而下分别为第四系平原组、新近系明化镇组和馆陶组。油田的主要含油气层系发育在新近系明化镇组下段。地层以砂泥岩为主。

1）储层物性特征 岩心样品的孔隙度、渗透率分析资料统计表明，孔隙度分布范围24.6%～41.9%，平均35.4%；渗透率分布范围 （11.6～18902.7）×10－3μm2，平均5586.4×10－3μm2。全油田含油气储层的测井解释孔隙度分布范围21.5%～39.4%，平均34.4%；渗透率分布范围 （2.3～9856.5）×10－3μm2，平均4135.0×10－3μm2。这些数据表明，该油田储层属高孔高渗型储层。

2）储层岩石学特征 秦皇岛33－1南油田明化镇组 （Nm）下段储层岩性以中粗粒、中细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，矿物成分主要为石英、长石、岩屑，石英含量16%～50%，平均30%，长石含量20%～44%，平均34%，岩屑18%～62%，平均36%。碎屑颗粒分选中等～好，磨圆度次圆～次棱状，粒度中值为42～335μm。表1储层岩样的X射线衍射分析显示，储层中粘土矿物绝对含量并不高，基本上在5%以下；粘土矿物以伊／蒙混层为主，平均含量达73.8%，而且蒙脱石混层比较高；其次为高岭石、绿泥石和伊利石。

3）扫描电镜分析 储层岩样扫描电镜显示 （见图1），孔隙类型以原生粒间孔为主，岩石孔隙发育较好，分布均匀，连通性较好，孔隙形态多为不规则形，喉道多为点状或片状，喉道分布均匀。

4）压力和温度系统 秦皇岛33－1南油田压力系数1.009，压力梯度0.968MPa／100m，温度梯度3.7℃／100m，属于正常的压力和温度系统。

5）油田水性质 地层水矿化度较低，在2800～4500mg／L，按照苏林分类为NaHCO3水型。

6）原油性质 原油性质纵向差异较大，Nm0、NmⅠ油组原油为稠油，NmⅡ、NmⅢ油组原油为常规油。

2 试验结果与分析

行业标准SY／T 5358《储层敏感性流动试验评价方法》2010版［1］较2002版［2］相比，主要有以下几方面变化：①新标准速敏评价中取消了束缚水下的油流速敏试验，只保留单相盐水和中性油2种流体速敏性评价；②新标准水敏评价中取消了残余油下的水敏评价，只保留了单相盐水水敏试验；③新标准中增加了盐敏试验，并视水敏具体结果分盐度上升和下降2种盐敏试验。

图1 储层岩样SEM分析 （秦皇岛33－1南－3井，1162.30m）

1）试验结果 根据新标准对秦皇岛33－1南油田明下段储层敏感性进行评价，其结果见表1所示。储层岩样的敏感性评价结果，秦皇岛33－1南油田储层对外界流体还是相当敏感的，除盐酸和土酸处理后岩样渗透率未出现下降外，其余均出现渗透率不同程度下降现象。

表1 秦皇岛33－1南－3井岩样敏感性分析结果

2）结果分析 秦皇岛33－1南油田明下段储层胶结疏松，孔隙连通性好，表现出高孔高渗特性，储层粘土矿物虽然含量不高，但膨胀性很强，而且主要分布于孔隙表面和喉道连接处，这就决定了储层对流体流速变化、矿化度变化和碱度变化比较敏感。对于钻完井过程而言，储层的高孔高渗性意味着钻完井液中的固相易侵入储层，因此控制固相侵入深度至关重要。结合以上试验数据，对于钻完井过程，钻完井液中的固相侵入、水敏、pH值和密度是造成秦皇岛33－1南油田储层损害的潜在因素。

3 结论与认识

（1）秦皇岛33－1南油田明下段埋藏浅，属高孔、高渗型储层。储层粘土矿物以伊／蒙混层为主。

（2）秦皇岛33－1南油田储层对流体流速、酸碱度、盐度和应力等变化比较敏感。

（3）钻完井过程中储层损害因素主要为固相侵入、水敏损害和应力敏感性损害。因此，实际钻采生产中，应适当的控制流体产出和注入速度、入井流体的酸碱度、盐度和固相侵入，以保护储层。

［1］SY／T5358－2010，储层敏感性流动试验评价方法 ［S］.

［2］SY／T5358－2002，储层敏感性流动试验评价方法 ［S］.