新庄油区储层敏感性评价与裂缝特征研究

董养林

（西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065）

新庄油区储层敏感性评价与裂缝特征研究

董养林

（西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065）

新庄油区是典型的低孔、低渗、低压油藏，天然能量不足，需注水开发，储层孔隙中填充的黏土敏感性物质会对储层造成伤害；本文通过敏感性实验对长4+5和长6储层进行敏感性评价，研究表明，长4+5、长6储层是速敏为中偏弱到中偏强、盐敏为中偏强、水敏为中偏弱、弱应力敏感。在注水时为减小水敏伤害，可在注入水中加入黏土稳定剂，考虑盐敏的影响是在注入水和地层配伍不太好的条件下，并且要对注入水的含盐量有着严格要求；同时，从相似露头区裂缝特征和岩心裂缝观测，综合化学示踪剂、水淹井、注水井水驱前缘等监测资料，NE60°左右为研究区及其邻区长6油层人工裂缝的主要方向，裂缝类型以水平缝和网状缝为主，正是存在着微裂缝，增强了储层的渗透能力，提高了油井产量。

注水开发；储层；敏感性；评价；裂缝特征

新庄油区位于陕西省子长县境内，寺湾老庄湾村一带，是典型的低压、低孔、低渗三低油藏[1]。长4+5、长6储层是该油田主力产层，储层含油级别与含油带厚度存在较大差异，且油层的横向和纵向变化剧烈，油水关系复杂使油井试油投产后产量含水也存在较大差异。部分油井平均日产液下降幅度比较大，表明长4+5、长6油藏由于储层物性比较差，天然能量不足，导致油井产能低。因此，应及时进行注水补充地层能量，提高油井产能。但是丰富的蒙脱石、绿泥石、伊利石等敏感性矿物存在于长4+5、长6储层孔隙填充的黏土矿物中，可能会极大地降低地层渗透率，从而对储层造成伤害。只有掌握这些敏感性规律，才能防止此现象的发生[2]。

因此，本文着重研究新庄油区储层敏感性，研究中借用与研究区地质背景相似的邻区长4+5、长6油层裂缝研究资料，这将为下一步新庄油区合理注水开发提供重要的依据与技术支撑。

1 储层敏感性评价

储层岩石中存在着某些敏感性矿物，油气田开发过程中引起某些地下条件变化时，可能导致地层渗透率降低，造成储层伤害[3]。为了防止这样的现象发生，必须掌握这些敏感性规律，来确定储层与外来流体接触时对储层可能造成的伤害程度。本次研究过程中，通过敏感性实验对长4+5和长6储层分别进行敏感性评价。

1.1 速敏性评价

新庄油区长4+5、长6油层岩样速敏性测试结果表明，长4+5储层速敏指数在0.13～0.59，属于中偏弱到中偏强；长6储层速敏指数在0.41～0.58，敏感程度属于中偏强（见表1）。

表1 新庄油区储层速敏实验分析结果

1.2 酸敏性评价

新庄油区长4+5、长6油层岩样酸敏性测试表明，长4+5、长6油层大部分岩样酸敏性中等偏弱，其中两块样品无酸敏（见表2）。

1.3 水敏性评价

新庄油区长4+5、长6油层岩样水敏性测试表明，长4+5储层水敏指数在0.27～0.32，敏感程度属于弱水敏性；长6储层水敏指数在0.07～0.5，敏感程度属于中等偏弱水敏性（见表3）。

1.4 压力敏感性评价

长4+5、长6油层岩样应力敏感性实验结果表明，长4+5油层应力伤害率平均值高达21.4%，长6油层应力伤害率平均值达22.6%，敏感程度属于弱应力敏感性（见表4）。

1.5 盐敏性评价

长4+5、长6油层岩样盐敏性实验结果表明，长4+5储层盐敏伤害率在49.4%～70.9%，敏感程度属于中-中等偏强盐敏性；长6储层盐敏伤害率在53%～62.5%，敏感程度属于中等偏强碱敏性（见表5）。

1.6 储层敏感性认识

通过以上敏感性实验得出长4+5、长6储层是速敏为弱到中偏强、盐敏为中偏弱、水敏为中偏弱、弱应力敏感。在注水时可以不考虑酸敏、碱敏、速敏及应力敏感的影响，为了减小水敏伤害，可在注入水中加入黏土稳定剂；注水速度的大小对储层具有伤害，伤害率13%～59%，损害程度为中偏弱到中偏强。盐敏伤害实验表明，含盐量的高低对油层的伤害非常严重。当注入水为“淡水”时，平均水敏指数为55.8%，水敏程度属于“中偏强”。但当注入水为“次地层水”（矿化度为50 500 mg/L）时，平均水敏指数为20.7%，水敏程度属于弱，故运用注水开发是可行的，但要考虑盐敏的影响是在地层配伍与注入水不好的时候，且对注入水的含盐量有着严格要求。

表2 新庄油区储层酸敏实验分析结果

表3 新庄油区长4+5、长6储层水敏性分析

表4 新庄油区储层压力敏感性实验分析结果

表5 新庄油区储层盐敏实验分析结果

2 储层裂缝特征

裂缝是指岩石在应力作用下失去结合力而未错动的宏观面状不连续特征。低渗透油藏一般储层物性差，成岩作用比较强烈；孔喉半径小、毛管压力高，孔隙结构复杂，束缚水饱和度高；黏土矿物含量高，储层非均质性强；并且一般裂缝都比较发育。这些裂缝对流体运动规律、井网设计、压裂设计以及制定合理注水方案等都具有重要的影响[4]。

2.1 相似露头区裂缝特征

岩心裂缝观察与相似露头区裂缝调查是研究裂缝的最直接方法[4]。根据观察邻区坪桥剖面得出：SN与EW两组是三叠系地层最为发育的裂缝，SN向没有EW向发育，存在直立的裂缝面，2～3条/米的裂缝密度；在大于2 m的厚层块状砂岩中裂缝密度明显减少，一般都不大于1条/米，在泥岩或薄层砂岩中，一般为5条/米的密度，10～20条/米为最高值，具有较低的裂缝充填度，一般为张裂缝（见图1，图2）。

图1 延河姚店-延长野外露头

图2 秀延河杨家园子-折家坪镇野外露头

2.2 岩心裂缝观测

新庄油区取心井长6油层组砂岩多存在裂缝，裂缝以高角度缝和垂直裂缝为主。裂缝切深一般只有几厘米至几十厘米，最长156 cm，缝面直立，多数缝面充填方解石膜，缝宽0.3 mm～1 mm。

邻区坪桥区长6油层具有裂缝的60块岩心样品经过古地磁测定与校正[5]，NE向最发育，总数的42%，平均方位为43.5°；子北毛家河长6油层裂缝样品古地磁测定岩心裂缝由北东方向为主，约占58%；北西方向次之，约占33%；以上说明研究区天然裂缝以北东向为主（见表6）。

表6 长6油层岩心裂缝基本参数表

2.3 人工裂缝特征

通过新庄油区及相邻区长6油层进行人工裂缝的各种检测，综合水淹井监测、注水井水驱前缘监测、化学示踪剂监测等资料，研究区及其邻区长6油层人工裂缝主要为东北向，裂缝方位55°～65°。结合地应力场测试，水平最大主应力方向为NE-SW向，为NE60°，与构造的沉积物源方向基本一致。最小主应力梯度分析为0.017 MPa/m。人工裂缝主要受现今应力场控制，故人工裂缝应在NE60°。

2.4 储层裂缝认识

裂缝对储层物性的影响主要表现在对渗透率的影响上，对孔隙度一般影响不大，根据本区及邻区岩心及镜下薄片观测，裂缝及微裂缝虽然仅占砂岩总孔隙的2%～5%，但分布较广泛，对渗透率具有较大影响，岩心测试凡具有垂向微裂缝的样品，渗透率较相邻层位高200%～300%，特别是长6油层，据微裂缝的岩样，渗透率均大于2×10-3μm2，个别长6油层样品，孔隙度小于10%，但渗透率大于10×10-3μm2～50×10-3μm2，孔隙度与渗透率相关性很差，可能是因为裂缝存在，区域资料研究证实，长6油层，近于北东-南西向的微裂缝较普遍，微裂缝的存在，改变了储层渗透能力，使油井可能高产。

3 结论和建议

（1）新庄油区长4+5、长6储层是速敏为中偏弱到中偏强、盐敏为中偏强、水敏为中偏弱、酸敏为中偏弱、弱应力敏感。

（2）在注水时可以不考虑酸敏、碱敏、速敏及应力敏感的影响，为了减小水敏伤害，可在注入水中加入黏土稳定剂；在注入水与地层配伍不太好时要考虑盐敏的影响并且要对注入水的含盐量有着严格要求。

（3）长6油层组砂岩多存在裂缝，裂缝以高角度缝和垂直裂缝为主。裂缝切深一般只有几厘米至几十厘米，最长156 cm，缝面直立，多数缝面充填方解石膜，缝宽0.3 mm～1 mm，微裂缝的存在，改变了储层渗透能力，使油井可能高产。

（4）长6油藏人工裂缝主要为北东向及近东西向，裂缝方位67°～89°。结合邻区坪桥区地应力场测试，水平最大主应力方向为NE-SW向，为NE60°，与沉积物源方向基本一致。最小主应力梯度分析为0.017 MPa/m。人工裂缝主要受现今应力场控制，故人工裂缝应在NE60°左右。

［1］姚泾利，邓秀芹，等.鄂尔多斯盆地延长组致密油特征［J］.石油勘探与开发，2013，（2）：150-158.

［2］徐加放，李小迪，孙泽宁，马英文，孙中富，顾甜甜，陈哲.疏松砂岩储层敏感性评价方法［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2014，（5）：130-134.

［3］厐雯，郭德运，赵靖舟，等.鄂尔多斯盆地甘谷驿油田东区长6油层储层特征及储层评价［J］.兰州大学学报，2014，40（5）：96-99.

［4］杨业娟，张莉，赵阳，岳乐平，等.川口油田长6油层裂缝特征及对注水开发的影响［J］.西北地质，2000，33（2）：21-26.

［5］邓虎成，周文，姜文利，等.鄂尔多斯盆地麻黄山西区块延长延安组裂缝成因及期次［J］.吉林大学学报，2009，9（2）：53-56.

Xinzhuang oilfield reservoir sensitivity evaluation and crack characteristic research

DONG Yanglin
（Xi'an Shiyou University，Xi＇an Shanxi 710065，China）

Xinzhuang region is a typical low porosity and low permeability,low pressure reservoir,insufficient natural energy,waterflood development.Reservoir pore filling clay in the sensitive material will cause harm to the reservoir.In this paper,sensitivity experiments of Chang 4+5 and Chang 6 reservoir sensitivity evaluation,studies have shown that Chang 4+5,and Chang 6 reservoir are the partial velocity sensitive to weak to strong for strong,weak water sensitivity,salt sensitivity for the strong and weak stress sensitivity.In order to reduce water sensitivity damage,can be in injection water in clay stabilizer,the discretion of the salinity of formation damage is very serious.From similar outcrop area at the same time,crack characteristics and the core fracture observation,comprehensive chemical tracer,water flooding wells and water injection well water drive front monitoring data,such as NE60°around Chang 6 reservoir as the research area and its adjacent district the main direction of fractures.Fracture type is given priority to with horizontal seam and mesh seam,there is themicrofracture,enhance the penetration ability of the reservoir,increase oil well production.

water injection development；reservoir；sensitivity；evaluation；crack characteristics

TE311

A

1673-5285（2017）06-0080-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.017

2017－05-05