致密砂岩储层流体敏感性评价方法——以塔里木盆地克拉苏气田克深9井区K1bs组为例

袁学芳 王 茜 唐洪明 王俊杰 刘 举 赵 峰

1.中国石油塔里木油田公司油气工程研究院 2.西南石油大学地球科学与技术学院3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

致密砂岩储层流体敏感性评价方法
——以塔里木盆地克拉苏气田克深9井区K1bs组为例

袁学芳1王 茜1唐洪明2,3王俊杰2刘 举1赵 峰2,3

1.中国石油塔里木油田公司油气工程研究院 2.西南石油大学地球科学与技术学院3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

袁学芳等.致密砂岩储层流体敏感性评价方法——以塔里木盆地克拉苏气田克深9井区K1bs组为例. 天然气工业, 2016, 36(12): 59-66.

目前全球尚没有针对致密砂岩气藏储层敏感性评价的标准或规范，国内大多都遵照SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》进行储层敏感性评价，但该评价方法主要是针对油藏的，适用范围是空气渗透率大于1 mD的碎屑岩岩样，故而存在实验压力高、驱替速度慢、实验周期长、测试数据误差大等不足。为此，以塔里木盆地克拉苏构造带克深区带白垩系巴什基奇克组致密砂岩储层为样品，从分析致密砂岩储层特征入手，充分考虑目前致密砂岩储层敏感性评价中存在的主要问题，在大量微观地质研究和敏感性评价方法研究的基础上，提出了致密砂岩储层敏感性评价的改进方法，包括采用气相作为测试介质、建立气层初始含水饱和度、测试流程规范统一、保持前后一致的流体饱和度等，并通过室内实验对改进后方法与原方法的评价结果进行对比。结果表明：改进后的致密砂岩储层敏感性评价方法不仅能够缩短实验周期，降低对设备承受高压的要求，而且所得到的结果也更加符合气层的实际条件，可靠性更强，有利于正确指导致密砂岩气藏后期开发工程设计，对致密砂岩气藏的高效勘探开发具有重要意义。

致密砂岩气 储集层 流体敏感性 行业标准 评价 改进方法 塔里木盆地 克拉苏气田

随着常规油气资源产量的大幅下降和油气需求的日益增加，急需实现大规模勘探开发非常规油气资源。截至2010年底，中国致密砂岩气的储量和年产量分别占天然气总储量和产量的39.2%和24.6%，为非常规气勘探开发之首[1-2]。可见，致密砂岩气对缓解我国能源需求压力具有重要意义。

致密砂岩气藏具有储层致密、纳—微孔喉、黏土矿物富集、裂缝发育等特点[3-4]。在钻井、完井、测试、修井、增产、开采等开发全过程的每个作业环节，致密砂岩气储层表现为极强的流体敏感性，后期开发低产甚至无产能[5-6]。储层敏感性评价是储层保护研究的基础工作，但目前我国现行石油行业标准中的储层敏感性评价方法不完全适合致密砂岩储层的敏感性损害评价。致密砂岩气藏储层以气相渗流为主，致密砂岩中气体渗流存在严重的滑脱效应，使得低渗透气藏损害具有不同于油藏的特殊性[7-8]。致密砂岩储层具有超低束缚水饱和度、黏土矿物分割孔隙、岩石表面亲水，液测渗透率存在不符合气藏实际，液相黏滞阻力大，实验测试压力大，部分孔隙容易形成水锁损害等问题[9-10]。目前还需进一步探索出适合致密砂岩储层敏感性评价方法。笔者以塔里木盆地白垩系巴什基奇克组（K1bs）致密砂岩储层岩心为依据，针对目前评价体系存在的问题，结合以往在致密砂岩敏感性研究的基础，探索适合致密砂岩储层流体敏感性评价新方法。

1 目前的评价方法存在的主要问题

目前我国储层敏感性主要依据石油天然气行业标准SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》开展，评价实验主要采用液相流动实验，使用酸、碱和不同矿化度流体在储层条件下与岩心样品反应，或改变流体流速和有效应力，测试样品实验前后的渗透率来评价储层敏感性特征[11]。该标准主要针对了空气渗透率大于1 mD的碎屑岩储层岩样的敏感性评价，对于空气渗透率小于1 mD的碎屑岩或其他岩性的储层岩样的敏感性评价实验可参照该标准执行。

大量文献报道了致密砂岩储层孔隙结构特征以及渗流特征，很多致密砂岩储层特征与常规油气藏储层具有很大区别，因此采用常规的敏感性评价实验方法往往难以获得较为真实的结果，将会误导钻完井等工程设计。针对致密砂岩储层敏感性评价，目前的方法对致密砂岩气藏而言，还存在以下几个方面的不足。

1.1测试和中间介质选择不合理

目前的常用评价方法一般都是选用液相作为测试介质和中间介质。从致密砂岩气藏储层条件而言，气藏在地下的主要流动相态以气相为主，并且发生敏感性损害后，需要关注的应是气相渗流能力的变化。采用液测获取的敏感性评价结果缺乏代表性和参考价值，无法反映气藏受到损害以后的真实状态。

并且液相的黏滞阻力远大于气相，致密砂岩基块孔喉细小、毛细管阻力大，在使用液相作为驱替介质的条件下，完成驱替实验需要极大的压差[12-13]。采用行业标准的评价方法，致密砂岩敏感性评价实验测试时间长、测试压力大以及数据不准确。

另外，由于致密砂岩孔喉细小，毛细管自吸力强，通过液测评价致密砂岩敏感性，极易“水封堵”。早在1994年Byrnes就已经提出“渗透率水封堵”的概念，“渗透率水封堵”是指在非常低的渗透性地层，通常绝对气体渗透率小于0.05 mD，当含水饱和度上升到某一阶段内，气、水两相的相对渗透率都小于2%[14-15]。如果使用液测评价致密砂岩敏感性，极易发生液相无法流动的情况。

1.2未建立初始含水饱和度

致密砂岩储层原始含有一定含水饱和度，国内外致密砂岩气藏勘探开发的实践证明，致密砂岩气藏高含水饱和度假象主要是由于井壁附近地层强烈的毛细管自吸作用造成的[16]。鄂北致密砂岩气藏密闭取心和测井资料显示，气藏初始含水饱和度在20%～30%之间，实验证实气藏束缚水饱和度范围界于40.0%～55.2%。致密砂岩气藏的原始含水饱和度往往低于束缚水饱和度，即“亚束缚水”状态[17-18]。

在储层原始含水饱和度条件下，测试的初始渗透率才能真实反映原地储层渗流特征。但目前的评价方法没有建立相应的初始含水饱和度，评价过程均在液相为主的单相条件下进行，所得的实验结果对处于“亚束缚水”的致密砂岩气缺乏参考价值。以往研究通常采用气体驱替建立的含水饱和度，但该方法难以获得亚束缚水饱和度[19]。并且致密砂岩储层地层水一般矿化度较高，例如本次研究地区储层的地层水矿化度大于35 000 mg/L。采用常规气体驱替或者自然风干等方法建立储层原始含水饱和度，极易发生地层水盐析结晶。结晶盐会附着在岩心内部堵塞孔喉，导致气测渗透率下降。基于此，还需要进一步探索出新的建立“亚束缚”含水饱和度的方法。

1.3气相渗透率测试方法不合理

研究表明，气层岩心气测渗透率过程中测试压力和气体滑脱效应对渗透率有明显影响。气体在岩石孔隙介质中的低速渗流特性不同于液体，气体在岩石孔道壁处不产生吸附薄层，气体分子的流速在孔道中心和孔道壁处无明显差别，这种特性称为滑脱效应[20]。当压差低于一定压力时，气体在岩心内部低速流动，气体分子扩散可以不受碰撞而自由移动，导致渗透率明显偏大，不符合实际情况。许多学者对单相气体滑脱效应影响因素有一致的观点，即气体分子滑脱效应的程度与压力、温度、多孔介质孔隙结构及气体种类都有关系，也就是说：①平均压力越小，则分子的平均自由行程越大，滑脱现象越严重；②温度越高，气体分子越活泼，滑脱效应越明显；③岩心越致密，孔道半径越小，滑脱效应越严重；④相对分子量越小，滑脱效应越严重[21]。

为了克服常规气测致密砂岩渗透率过程中的滑脱效应，一般采用不同压力点测试岩心渗透率，通过渗透率校正获得岩心克氏渗透率（图1）。但在敏感性评价过程，采用此方法将导致评价流程复杂、操作不便，并且在气水两相条件下，还会产生盐析结晶堵塞孔喉。曾伟等[22]为了校正气体滑脱效应影响，设计了二次速敏实验法。通过对比一次速敏和二次速敏曲线来消除气体滑脱效应。也有学者认为，在不含束缚水的致密气中存在滑脱现象，而在含水致密气中，由于气水分子间的引力与气固之间相比要大得多。因此可以忽略气体的滑脱效应[23]。

图1 测试压力与气测渗透率关系图

表1 K1bs组致密砂岩全岩组成分析表

低渗透砂岩气驱水渗流实验中，渗流曲线呈现低速非达西渗流特征，存在启动压力梯度。在实验流速范围内，渗流曲线由平缓过渡的两段组成：较低渗流速度下的上凹型非线性渗流曲线和较高流速下的拟线性渗流曲线，渗流曲线主要受岩心渗透率的影响，渗透率越低，启动压力梯度越大，非达西现象越明显[24]。敏感性评价过程中，不同节点的渗透率测试应该在相同测试压差下完成，测试岩心损害前后的内部孔喉启动程度应该相同。

2 致密砂岩储层流体敏感性评价方法的改进

2.1实验样品

本次流体敏感性评价方法探索实验所用岩样选自塔里木盆地克拉苏构造带克深区带白垩系巴什基奇克组（K1bs），巴什基奇克组砂岩以中、细粒砂岩为主，岩石类型主要为以岩屑长石砂岩为主，填隙物主要为白云石，方解石以及黏土。岩屑主要为岩浆岩屑，其次为变质岩屑。根据铸体薄片分析，巴什基奇克组主要储集空间为粒间溶蚀孔和粒内溶蚀孔为主，伴有少量原生孔隙，裂缝较为发育。

X射线衍射分析巴什基奇克组致密砂岩全岩组分，石英与斜长石含量相当，石英的平均含量为39.96%，斜长石的平均含量为33.16%，钾长石的平均含量为14.17%，方解石平均含量为1.86%（表1）。黏土矿物以伊利石、伊/蒙混层为主，相对含量分别为51.70%、33.62%（表2）。

选取51块巴什基奇克组具有代表性储层岩心进行物性测试，克深井区巴什基奇克组储层孔隙度为1.85%～6.56%，平均3.48%，储层渗透率为0.001～0.020 mD，平均为0.009 mD，以特低孔隙、特低渗透储层为主。选取克深井区巴什基奇克组17块岩心进行高压压汞测试，储层孔喉半径平均为0.043 µm，最大进汞饱和度平均为68.32%。储层孔喉细小，孔喉连通性差。

2.2敏感性评价实验改进方案

针对致密砂岩储层敏感性损害机理评价方法所存在的问题，本次研究结合致密砂岩储层的特点，参考石油天然气行业SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》，提出致密砂岩储层敏感性评价改进方法，与原有常规评价方法相比，改进之处主要包括以下几点：①除水/盐敏、酸敏和碱敏等评价中必须使用液相流体的环节外，评价过程中一律使用氮气作为中间介质和测试介质，保持评价条件和过程符合气藏储层特点。②在评价过程中，岩样测试渗透率在储层原始含水饱和度条件下完成。由于样品致密低渗，样品饱和水和建立束缚水饱和度都比较困难。研究探索出样品通过毛细管自吸和高速离心相结合建立储层原始含水饱和度。岩样通过自身的毛细管自吸力能够将模拟地层水吸入岩心，通常致密砂岩自吸含水饱和度大于70%，再通过离心机建立束缚水饱和度，离心过程中调换岩心离心方向，保证岩心内水分布均匀。离心机内部的温度为4 ℃，防止温度过高，水分蒸发导致盐析。③在评价过程中，保持相同并且合适的渗透率测试条件，主要指实验前后的气测渗透率测试压差和含水饱和度，排除测试条件对评价结果造成的影响。相同并且大小适当的测试压差消除气体滑脱效应的影响，前后一致的含水饱和度排除水锁损害可能带来的影响，保证气相渗透率结果的可比性和可靠性。

具体在流体敏感性评价过程中，主要有以下几个步骤：①岩样准备，参考石油行业标准SY/T 5336—2006“岩心分析方法”；②采用自吸法和离心法相结合建立储层原始含水饱和度，在原始饱和度条件下，气测岩样初始渗透率；③岩心抽真空饱和中间待评价流体，再利用中间待评价流体高压饱和岩心，饱和时间12 h以上，酸敏实验可不进行高压饱和；④再次采用自吸法和离心法相结合建立储层原始含水饱和度，在原始饱和度条件下，气测经待评价流体反应后岩样渗透率，气体测试压力与步骤②相同。

由中间测试流体引起的岩样渗透率变化率按下列公式计算：

式中Ki表示初始气测渗透率，mD；Kn表示经待评价流体反应后岩样渗透率，mD；D表示敏感性损害指数。

改进后的致密砂岩气储层敏感性损害程度评价标准以及临界流速、临界矿化度等的确定，主要参照石油行业标准SY/T 5355—2010制定（表3）。

表2 K1bs组致密砂岩黏土矿物相对含量分析表

表3 储层敏感性损害的评价标准表

3 评价结果对比与讨论

3.1改进方法与行业标准对比

本次分别采用行业标准方法和本次研究改进方法进行水敏、酸敏性实验评价，对比两种方法的实验结果及其合理性。水敏、酸敏评价对比实验结果如图2所示。

对比评价结果可知：根据石油天然气行业标准评价方法，巴什基奇克组致密砂岩气层水敏指数为36.7%，损害程度为中偏弱；而根据本次研究改进后的评价方法，水敏指数为10.6%，水敏损害程度为弱。根据石油天然气行业标准评价方法，巴什基奇克组致密砂岩气层酸敏指数为36.2%，损害程度为中偏弱；而根据本次研究改进后的评价方法，酸敏指数为1.29%，酸敏损害程度为无。

本次研究的改进方法评价的敏感性损害指数小于行业标准评价结果，说明石油行业标准的评价方法可能存在除了敏感性损害本身的其他损害，包括黏土矿物破坏、固相颗粒运移等。

3.2液相测试损害机理

3.2.1 黏土矿物破坏

通过对巴什基奇克组气层岩石X射线衍射分析表明，气层黏土矿物以伊利石为主，伊利石呈毛发状、片状分割孔喉。气层中并没有蒙脱石等膨胀性黏土矿物存在，从机理上来分析气层并不应该具有强的水敏性损害。行业标准方法使用液相作为测试介质，液相驱替体积大，储层黏土矿物长时间被冲刷，导致伊利石产状发生变化，加剧储层微粒运移损害程度，影响最终评价结果。图3-a是液测后伊利石产状变化，伊利石基本被冲刷破坏，表面有明显的冲刷痕迹。而如图3-b所示，气测后伊利石产状基本没有发生变化，毛发状伊利石晶型完整附着在孔隙表面并分割孔隙。

图2 行业标准评价方法与改进方法敏感性实验结果对比图

图3 巴什基奇克组致密砂岩气层液测评价敏感性损害特征图

从水敏性实验评价结果对比来看，采用行业标准的评价方法获得的结果并不能真实反映储层敏感性损害程度，无法准确地为增产措施提供有效建议。实际的生产过程中，工作液进入致密砂岩储层以后，通过反排将侵入液排除，反排主要依靠气驱侵入液。改进方法模拟了储层反排过程，结果更加符合气层实际条件，可靠性更强。改进方法实验结果显示地层水敏感性程度为弱，在常规的压裂酸化过程中不会成为主要的地层损害因素，在一定条件下可以适当予以考虑。

3.2.2 盐析结晶

液测评价中主要使用地层流体、工作液滤液进行评价，这些流体的一个共同特点是具有一定的矿化度。在地下实际高温高压的储层条件下，固相溶解度相对较大，流体中所含盐分难以结晶析出。但是在室内评价时，受设备技术等因素限制，评价过程中的实验条件和环境与实际地下储层的条件环境存在差距，在这样的条件下，随着驱替过程的进行，实验温度和压力的不稳定，地层水或工作液滤液中的盐浓度会增加，当盐分含量超过其溶解度后会析出结晶，附着在颗粒表面或沉积在孔喉中。如图3-c所示，按照行业标准进行盐敏实验后岩心表面附着大量盐析颗粒，孔隙有效流通半径明显减小，部分孔喉被盐析颗粒堵塞。盐析结晶造成渗透率下降，增大敏感性评价损害程度。

3.2.3 微粒分散运移

地层微粒是胶结在骨架颗粒上或松散地附着在孔隙网络之间。它们在水动力作用下或在水动力与化学的联合作用下，通过释放、运移并堵塞孔喉，是造成砂岩油气藏损害的重要因素[25]。由于微粒和地层多孔介质孔壁都带有不等量的电荷。它们在不同的电解质溶液中，必然受到静电力（Fe）的影响，即Fe=F1－F2（F1表示范氏引力，F2表示双电层斥力）。在高电解质浓度下，双电层受到压缩，F1较大，此时Fe＞0，地层微粒紧贴孔壁；当电解质浓度的降低，扩散双电层厚度增加，双电层斥力增大，范氏力逐渐减小[26]。评价实验中，大孔隙内的微粒接触到低矿化度流体后，双电层斥力大于范氏引力＋微粒重力，此时Fe＜0，地层微粒即在双电层斥力作用下表面水化膨胀，微粒与孔壁的间距增大孔喉半径减小，并从孔壁上分散下来，分散的微粒堵塞孔喉，而导致渗透率下降。

按照行业标准方法进行五级矿化度盐敏评价，图4为在不同矿化度盐水驱替后测试T2谱结果。核磁共振能够快速无损的测试岩心孔隙结构，通过转换T2谱的弛豫时间能够代表孔喉半径大小，信号幅度代表孔喉的分布频率[27-28]。岩心与不同矿化度流体反应后，弛豫时间大于1 ms的孔隙发生变化较大，而弛豫时间小于1 ms的孔隙基本不变。这主要是小孔隙中以束缚水为主，大孔隙以可动水为主，不同矿化度的流体主要在大孔隙中渗流，与大孔隙之间反应较多。

图4 五级矿化度地层水反应后T2谱对比图

3.2.4 液相黏滞阻力

致密砂岩气储层孔喉小且连通性差，孔隙表面较亲水，当含水饱和度很小时，水相分布处于岩石颗粒表面及孔隙的边角狭窄部位，气相在易流动的大的连通孔隙中渗流[29-30]。如图5所示，对比巴什基奇克组致密砂岩束缚水岩样与完全饱和水岩样的核磁共振T2谱，束缚水主要分布在小孔隙中，而这部分束缚水占孔隙体积大于50%，大量的小孔隙被束缚水占据无法参与渗流。剩下的渗流空间以大孔隙为主，该部分孔隙依靠管束状喉道、片状喉道和点状喉道连通。由于液固之间分子作用力远大于气固分子之间的作用力，液相通过狭窄的喉道时，液相黏滞阻力较大，导致液测渗透率时，测试压力大、时间长等。

图5 K1bs致密砂岩束缚水饱和水岩样核磁共振T2谱分布图

4 结论与建议

1）目前的储层敏感性评价方法存在测试介质选择不合理、未建立初始含水饱和度、气测渗透率测试方法不合理等方面的问题，并不适用于致密砂岩气储层敏感性评价。

2）改进方法评价储层损害程度小于现行行业标准的评价结果，行业标准评价过程中除了产生敏感性损害以外，行业标准液相评价测试存在破坏储层黏土矿物、盐析结晶、储层微粒分散运移等问题，导致孔喉被堵塞。致密砂岩液相黏滞阻力大导致液测评价测试压力大、时间长、数据不可靠等。

3）改进方法通过建立气层初始含水饱和度、使用气相作为测试介质、测试流程的规范统一、流体饱和方法等方面的改进，使得敏感性评价结果更能代表致密砂岩气储层敏感性损害特征，更加有利于指导致密砂岩气藏后期开发工程设计。

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（修改回稿日期 2016-09-18 编 辑韩晓渝）

An improved fluid sensitivity evaluation method for tight sandstone gas reservoirs: A case study of K1bs in Well Keshen 9 of the Kelasu Gasfield, Tarim Basin

Yuan Xuefang2, Wang Xi1, Tang Hongming2,3, Wang Junjie2, Liu Ju1, Zhao Feng2,3
(1.Oil and Gas Engineering Research Institute, PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla, Xinjiang 841000, China;2.School of Geosciences and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China;3.State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation // Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.59-66, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Globally, there is no standard or specificationss for the sensitivity evaluation of tight sandstone gas reservoirs. In China, the sensitivity evaluation is mostly carried out in compliance with Formation Damage Evaluation by Flow Tests (SY/T5358-2010). However, this evaluation method aims at oil reservoirs and the clastic rock samples with an air permeability over 1 mD. Therefore, it presents high test pressure, slow displacement, long test cycle and large test data error. In this paper, samples were taken from the Cretaceous Bashijiqike Fm tight sandstone gas reservoirs in the Keshen zone, Kelasu structural belt, Tarim Basin. Based on the characteristics of tight sandstone gas reservoirs, the main problems existing in the sensitivity evaluation of tight sandstone gas reservoirs were analyzed. After microscopic geology and sensitivity evaluation methods were investigated sufficiently, an improved gas reservoir sensitivity evaluation method was developed. In this improved method, gas is taken as the testing medium, the initial water saturation of gas reservoirs is determined, uniform testing process is followed, and fluid saturation technique is used. This improved method was experimentally compared with the original one in terms of their evaluation results. It is shown that the improved method can provide a shorter experimental period and lower requirement for HP resistance of equipments. Furthermore, its evaluation results can reflect the actual situations of gas reservoirs more reliably, contributing to the subsequent development engineering design of tight sandstone gas reservoirs. This improved method is of great significance to the high-efficiency exploration and development of tight sandstone gas reservoirs.

Tight sandstone gas; Reservoir; Fluid sensitivity; Industrial standard; Evaluation; Improved method; Tarim Basin; Kelasu Gasfield

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.008

国家自然科学基金重点项目“致密气藏储层干化、提高气体渗流能力的基础研究”（编号：51534006）、国家自然科学基金项目“页岩气储层纳米尺度非均质性研究”（编号：51674211）。

袁学芳，女，1970年生，高级工程师；长期从事储层改造与保护工作。地址：（841000）新疆维吾尔自治区库尔勒市石化大道26号。ORCID: 0000-0002-7931-9756。E-mail: yuanxf-tlm@petrochina.com.cn

唐洪明，1966年生，教授，博士；主要从事储层地质学、油气层保护技术等领域的研究与教学工作。地址：（610500）四川省成都市新都区新都大道8号。电话：（028）83037128。ORCID: 0000-0002-7847-8130。E-mail: swpithm@vip.163.com