鄂尔多斯盆地中部地区致密砂岩油藏储层特征及损害因素研究

2020-05-07余世福

化学与生物工程 2020年3期

余世福

(中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710021)

作为一种非常规石油资源，致密油藏的勘探及开发研究受到越来越多的关注，而致密砂岩油藏是致密油藏中开发研究最多的一类[1-5]。由于致密砂岩油藏具有储层致密、孔喉直径小、孔隙结构复杂、粘土矿物多样以及微裂缝发育等特点，在钻完井及压裂酸化作业过程中极易引起严重的储层损害[6-8]。

鄂尔多斯盆地中部地区某油田属于典型的致密砂岩油藏，经过前期勘探开发研究，该油田M区块含油丰度较高，开发潜力较大。与常规储层相比，致密砂岩油藏物性整体较差、初始含水饱和度低、结构复杂、渗流影响因素多样[9-10]。与之相邻的A区块在前期钻完井过程中，未采取适当的储层保护措施，导致储层受到严重损害，尽管采用了酸化、压裂等增产措施，但仍未达到预期的开发效果。因此，为了保障M区块的高效合理开发，作者对M区块致密砂岩油藏储层开展系统的评价工作，研究储层特征及潜在损害因素，有针对性地提出储层保护措施建议，为M区块致密砂岩油藏的高产稳产开发提供保障。

1 储层特征

1.1 储层岩性特征

将薄片鉴定分析与X-射线衍射分析相结合，分析了M区块致密砂岩油藏储层岩石的岩性特征，结果见表1。

表1 储层岩石全岩分析结果/%

Tab.1 Results of whole rock analysis of reservoir rocks/%

从表1可以看出，目标区块储层岩石以石英(42.3%)和长石(21.5%)为主，岩屑含量(10.1%)相对较少，填隙物含量(12.5%)和粘土矿物含量(13.6%)相对较高。其中，岩屑成分以变质岩岩屑为主，其次为火山岩岩屑，填隙物以方解石和水云母为主。粘土矿物主要以蒙脱石和伊/蒙混层为主，其次为伊利石，高岭石和绿泥石含量相对较少。

1.2 储层物性特征

储层物性是储层特征评价的重要参数之一，同时也是储层损害分析和钻完井液、压裂液、酸化液等入井流体设计的重要依据。对M区块致密砂岩油藏储层段350块天然岩心物性数据进行统计分析，结果见图1。

图1 储层天然岩心的孔隙度(a)及渗透率(b)分布Fig.1 Distribution of porosity(a) and permeability(b) of reservoir natural cores

从图1a可以看出，储层孔隙度主要分布在5%～8%，平均孔隙度为6.5%。从图1b可以看出，储层渗透率主要分布在0.1×10-3～0.5×10-3μm2，平均渗透率为0.31×10-3μm2，属于典型的低孔、低渗、致密型砂岩储层。

1.3 储层孔隙特征

(1)孔隙类型

根据岩石铸体薄片和扫描电镜分析可知，M区块致密砂岩油藏储层岩石孔隙以粒间孔和粒内溶孔为主，其次为原生孔隙，偶见铸模孔，晶间孔不发育；平均面孔率为4.56%；喉道类型主要为片状喉道和管状喉道，其中以片状喉道为主。粒间孔主要是由压实作用后未被胶结物填充满的残余原生孔隙组成，填充物多以铁方解石和水云母为主。粒内溶孔主要由岩屑或长石等易溶解矿物颗粒组成。

(2)孔隙结构

根据M区块致密砂岩油藏15块样品的压汞分析结果(表2)可知，目标区块储层排驱压力分布范围较广，在1.13～21.57 MPa，平均值为5.94 MPa；中值压力较高，在5.74～58.21 MPa，平均值为15.63 MPa；孔喉半径较小，最大孔喉半径为0.09～1.08 μm，平均值为0.38 μm；平均孔喉半径为0.005～0.62 μm，平均值为0.05 μm；孔喉分选较差，分选系数为0.79～4.81，平均值为2.19；退汞效率为21.32%～44.83%，平均值为31.28%。说明储层储集性能较差，表现为低孔、低渗的特点，驱油效率较低，开发困难。

表2 储层孔隙结构特征参数

Tab.2 Characteristic parameters of reservoir pore structure

1.4 储层流体特征

根据M区块致密砂岩油藏5口井的储层原油和地层水分析结果(表3)可知，目标区块储层原油具有密度低、黏度低、凝固点低、硫含量少以及胶质沥青质含量少的特点，而地层水的总矿化度较高，pH值呈中性至弱碱性，水型为CaCl2型。

表3 储层原油、地层水分析数据

Tab.3 Analysis data of reservoir crude oil and formation water

储层原油分析结果地层水分析结果密度/(g·cm-3)0.85密度/(g·cm-3)1.03黏度/(mPa·s,50 ℃)3.59pH值7.52凝固点/℃-12.5Cl-含量/(mg·L-1)6.39×104硫含量/%0.12总矿化度/(mg·L-1)10.37×104胶质沥青质含量/%3.25水型CaCl2

1.5 温度和压力特征

根据测井解释成果及试井分析报告，得到M区块致密砂岩油藏储层温度和压力特征，结果见表4。

从表4可以看出，目标区块储层平均地温梯度为2.79 ℃·(100 m)-1，平均地层温度为93.4 ℃，目前平均地层压力为30.5 MPa，目前平均压力系数为1.15，属于正常的温压系统。

2 储层损害因素

2.1 储层敏感性评价

室内参照石油天然气行业标准SY/T 5358-2010《储层敏感性流动试验评价方法》对M区块致密砂岩油藏储层段岩心进行了敏感性评价试验，结果见表5。所用岩心平均孔隙度为5.3%，平均渗透率为0.51×10-3μm2。

表4 储层温度、压力特征分析结果

Tab.4 Analysis results of reservoir temperature and pressure characteristics

从表5可以看出，目标区块储层水敏、盐敏和应力敏损害较为严重，个别岩心渗透率损害率达到80%以上，而储层速敏、酸敏和碱敏损害较弱。其中水敏和盐敏损害较强的原因是致密砂岩粘土矿物中含有较多的蒙脱石和伊/蒙混层矿物，当矿化度发生变化时，这些敏感性矿物会发生水化膨胀、分散运移堵塞岩心，从而导致渗透率下降。而应力敏损害较强，是由于致密砂岩油藏储层喉道类型主要为片状或弯片状，在外部压力变化时极易发生变形，导致渗流通道变小，从而降低岩心的渗透率。

表5 储层敏感性评价结果

Tab.5 Evaluation results of reservoir sensitivity

2.2 水相圈闭损害评价

水相圈闭损害是致密砂岩油藏储层最主要的损害方式之一，其实质是由于水相的侵入或滞留导致储层含水饱和度增加，从而使油气相的渗透率发生变化。参照文献[11]方法，根据水相圈闭损害程度评价指标(表6)，通过岩心的渗透率损害率对致密砂岩油藏储层水相圈闭损害程度进行评价，结果见图2。

表6 水相圈闭损害程度评价指标

Tab.6 Evaluation index for degree of water phase trapping damage

图2 水相圈闭损害评价结果Fig.2 Evaluation results of water phase trapping damage

从图2可以看出，致密砂岩岩心渗透率损害率随含水饱和度的增加而增大，当含水饱和度达到50%以上时，岩心渗透率损害率达到70%以上，水相圈闭损害程度较强。因此，在致密砂岩油藏钻完井及压裂酸化改造作业过程中应注意及时返排，并提高入井流体的返排率，缩短入井流体与储层的接触时间，力求最大程度地降低水相圈闭对储层造成的损害。

2.3 入井流体滤液和固相颗粒损害

目标区块储层虽然属于低孔、低渗、致密砂岩储层，但仍存在一定程度的裂缝或微裂缝发育的现象，因此分析致密砂岩油藏储层除了具有潜在的敏感性损害以及水相圈闭损害之外，还可能存在以下损害现象：

(1)入井流体滤液侵入地层造成的储层损害，主要包括滤液引起储层的潜在敏感性损害、水锁及水相圈闭损害、滤液与储层原油乳化造成的堵塞损害等。

(2)入井流体固相颗粒堵塞造成的储层损害。在钻完井或压裂改造过程中，入井流体中如果含有固相颗粒物质，在与地层接触过程中侵入堵塞地层中的裂缝或微裂缝，造成渗流通道的堵塞损害。

3 储层保护措施建议

(1)钻完井过程：钻完井液体系尽量使用具有一定矿化度的盐水加重，这样既可以减弱水敏、盐敏损害，又能避免固相颗粒对储层造成的堵塞。如必须使用有固相加重剂，应尽量使用可酸化的加重剂，如碳酸钙、氧化钙等，确保后期酸化作业后，储层渗透率能够得到迅速恢复，保护储层。另外，还要强化钻完井液对储层的封堵性，防止滤液侵入对储层造成的损害。最后，为防止水相圈闭损害，在钻完井液中还需要加入适量的防水锁剂等表面活性剂，提高钻完井液的返排率，降低储层损害。

(2)酸化压裂过程：酸化液及压裂液的选择标准与钻完井液相似，应注意防止水敏、盐敏、滤液、固相颗粒及水相圈闭损害。另外，还要注意降低酸敏、碱敏损害，注意酸化压裂液与地层流体的配伍性，防止二次损害的产生。压裂施工过程中还要注意地层压力的变化，防止应力敏感性造成的储层损害。

(3)生产过程：应控制合理的生产压差和生产速度，设计合理的生产工艺，避免速敏及应力敏的出现，在确保生产安全的前提下，尽可能提高生产效率。