致密砂岩气藏敏感性评价方法研究

赵子丹，张毅，杨茜

致密砂岩气藏敏感性评价方法研究

赵子丹1，张毅1，杨茜2

（1. 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安 710065；2. 延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西 延安 717499）

采用一种改进的敏感性评价方法分析气藏的敏感性，岩心气测速敏损害为中等偏强，水敏感性为强，没有酸敏感性和碱敏感性。因此从储层保护的角度出发，在注压裂液等外来流体时，一定要注意控制矿化度，尽量与地层水的矿化度相当，否则会对储层造成严重的伤害。

致密砂岩气藏；敏感性；评价方法；渗透率；储层保护

本文在系统分析储集层的矿物成分、物性、孔隙结构等特征的基础上，尝试采用了一种改进的气藏敏感性评价方法，对吐哈柯柯亚气藏的各种敏感性进行研究和评价，为工程设计中防止和处理地层损害提供科学的参考依据。

1 储层基本地质特征

新疆吐哈柯柯亚气藏为致密粗粒长石质岩屑砂岩储层，根据X-射线衍射分析，该储层岩石矿物组成中非黏土矿物以石英和斜长石为主，黏土矿物组成绝大部分为伊蒙混层，这些黏土矿物充填在孔隙中或生长于矿物表面，严重地影响了储层物性。

储层孔隙不发育，主要为长石溶孔，连通性不好。岩心孔喉半径分布范围为0.016~2.500 μm，造成吐哈柯柯亚气藏渗透率普遍很低，平均渗透率为3.8×10-5μm2，孔隙度小于10%，属于致密气藏[1]。从渗透率的分布可以看出，储层的非均质性严重。

2 致密砂岩气藏敏感性评价方法研究

在研究水敏、盐敏、酸敏和碱敏时，采用了一种改进的评价方法。选取层位相同、气测渗透率等各方面物性相近的岩心，用不同的矿化度或者不同pH值的地层水浸泡岩心，不同的液体对岩心的伤害程度不同。通过比较伤害后各个岩心的气测渗透率，得出岩心的敏感性特征。但是该方法也有一定的不足，即无法找到物性完全一致的岩心，在比较不同液体对岩心的伤害时，不能消除由岩心物性的差异带来的影响。

改进的气测渗透率评价方法在考察流体与岩心作用时，用N2测定经流体作用后岩心的渗透率，依据各种流体伤害后岩心气测渗透率的不同说明流体对岩心的作用大小，流体对岩心渗透率的影响以渗透率相对变化倍数表示，倍数越大，流体对岩心伤害越小。

3 敏感性评价

3.1 速敏评价实验

实验中通过改变进口压力，改变气体的流速。但进口压力始终比环压低1.5~2.0 MPa，所以改变进口压力时相应的改变环压值。起始环压值设为2.8 MPa，逐渐增加至8.0 MPa。实验结果见图1。

图1 速敏曲线

根据岩样渗透率损害评价指标，可以得出如下结论，见表1。

表1 速敏实验结果

该段气测速敏的临界气体流量为27.65 mL/min，速度敏感损害程度为中等偏强，这主要是由于黏土矿物含量较高，而且几乎全为伊/蒙混层，微结构不稳定，在高速流动下易破碎、运移堵塞孔喉及微裂缝，所以引起渗透率的降低即速敏。

3.2 水敏、盐敏评价实验

3.2.1 水敏实验

水敏性评价实验的目的是了解黏土膨胀、分散、运移过程以及最终使储层渗透率下降的程度，水敏主要是由蒙脱石、伊利石及混层类矿物引起的[2-6]。

选取渗透率大小相近的岩心进行水敏实验，实验中环压设置在8.0 MPa，其中22-4岩心和22-14岩心在入口端压力升高至6.5 MPa时，仍未突破，故将其环压升高至10.0 MPa，逐步升高入口端氮气压力。待岩心突破后，稳定一段时间，因为此时岩心中有部分自由水占用孔道，故应继续通氮气，以驱出岩样中的自由水，待稳定3.5 h后再测定渗透率。同时实验中也发现，在稳定3.5 h时，岩心中的水保留量接近一致，这就排除了因含水量的不同给气测渗透率带来的影响。实验结果见表2。

表2 水敏实验结果

由表2可以看出，1/2地层水和去离子水浸泡后，岩样渗透率伤害明显高于地层水浸泡岩样。如果忽略掉岩样初始渗透率的差别，仅仅比较伤害后岩样的渗透率，结果如图2。

图2 水敏实验曲线

由图2可以看出，用地层水浸泡和用去离子水浸泡后岩心的渗透率从2.5×10-7μm2下降到3.4×10-8μm2，渗透率下降了86.5%，根据水敏性评价指标分析，该岩样为强水敏，并且接近极强水敏。

3.2.2 盐敏实验

选取渗透率大小相近的岩心进行盐敏实验，实验方法同水敏，先浸泡岩心2 h，用高压氮气驱替，启动后稳定3.5 h，测定此时的渗透率。实验结果见表3。

表3 盐敏实验结果

由表3可以看出，岩样的渗透率随着地层水矿化度的降低而显著地降低。如果忽略掉岩样初始渗透率的差别，仅仅比较伤害后岩样的渗透率，结果如图3。

图3 盐敏实验曲线

由图3可以看出，地层水矿化度从1到3/4，岩心的渗透率从2.5×10-4mD下降到1.1×10-4mD，岩心的渗透率已经大幅下降。因此推测临界盐度3/4矿化度以上，前面的水敏实验已经证实该储层属于强水敏，这里又证实矿化度有稍许降低即可导致渗透率的大幅下降。因此注入外来流体时矿化度应该保持在7 650 mg/L（3/4矿化度）以上。

3.3 酸敏评价实验

选取渗透率大小相近的岩心进行酸敏实验，实验中环压设置为8.0 MPa，逐步增加入口端压力，驱替经KCl溶液和15%盐酸KCl溶液浸泡后的岩心。待岩心突破后，稳定一段时间，因为此时岩心中有部分自由水占用孔道，故应继续通氮气，以驱出岩样中的自由水。为了保持实验条件的一致，稳定时间定为3.5 h，然后再测定渗透率。实验结果见表4。

表4 酸敏实验结果

如果忽略掉岩样初始渗透率的差别，仅仅比较伤害后岩样的渗透率，可以看出岩心的渗透率在酸化处理后变大。因此所研究储层没有酸敏感性，同时可以看出，对于该储层，酸化是一项具有广阔增产空间的改造措施。

3.4 碱敏评价实验

碱敏评价的目的是找出储层碱敏发生的条件，主要指临界pH值以及由碱敏引起的油气层损害程度[7]。选取渗透率大小相近的岩心进行碱敏实验，实验中环压设置为8.0 MPa，逐步增加入口端压力，驱替经不同pH值的KCl溶液浸泡的岩心。待岩心突破后，稳定一段时间，因为开始时岩心中有部分自由水占用孔道，故应继续通氮气，以驱出岩样中的自由水。为了保持实验条件的一致，稳定时间定为3.5 h，然后再测定渗透率。同时实验中发现，在稳定3.5 h时，岩心中的水保留量接近一致，这就排除了因含水量的不同给气测渗透率带来的影响。实验结果见表5。

分析岩样的碱敏感性，方法同前：选取渗透率相近的岩心，用不同pH值的KCl溶液浸泡，通过比较伤害后岩心的渗透率值，进而分析pH值对岩样的影响，为了便于处理数据，忽略岩样初始渗透率的差异，仅比较伤害后的渗透率。

表5 碱敏实验结果

由表5可以看出，初始渗透率相近的岩样，经不同pH值的KCl溶液伤害后，最后的渗透率基本一致。比较pH为13和pH为7时的渗透率，渗透率变化为0，即Ib值为0。根据碱敏评价指标可以看出，所研究的储层没有碱敏感性。

4 结 论

（1）由于储层中黏土矿物含量较高，而且几乎全为伊/蒙混层，微结构不稳定，在高速流动下易破碎、运移堵塞孔喉及微裂缝，岩心气测速敏损害为中等偏强。

（2）岩心的水敏性为强，因此在注压裂液等外来流体时，一定要注意控制矿化度，外来流体的矿化度不能过低，否则会对储层造成严重的伤害[8]。

（3）岩心的渗透率在酸化处理后变大，所以酸化是一项具有广阔增产空间的改造措施。但鉴于该储层为致密砂岩储层，且此储层的黏土含量非常高，因此常规的酸化技术并不适合此储层的改造。

（4）经不同pH值的KCl溶液伤害后，初始渗透率相近的岩样，最后的渗透率基本没有变化，因此所研究储层没有碱敏感性。

［1］SY-T 6168-1995，气藏分类[S].

［2］李永林，杨道庆，田纳新，等. 焉耆盆地侏罗系低渗透储层敏感性评价[J].矿物岩石，2003，23（1）：77-80.

［3］常学军，尹志军．高尚堡沙三段油藏储层敏感性实验研究及其形成机理[J]. 石油实验地质，2004，26（1）：84-88.

［4］张明瑜. 钱家店砂岩型铀矿床矿石敏感性试验研究[J].铀矿冶，2005，24（4）：189-193.

［5］肖玲，张春生，魏钦廉，等.马朗凹陷二叠系卢草沟组储层敏感性分析[J]．新疆地质，2004，22（4）：422-424.

［6］张玄奇. 储层敏感性的灰色评价[J]. 大庆石油地质与开发，2004，23（6）：60-62.

［7］周锋德，姚光庆，陈金霞，等.岔路河断陷梁家-新安堡地区低渗透储层敏感性影响因素分析及预测[J].矿物岩石，2007，27（3）：101-105.

［8］谢爱华，刘社芹.东濮凹陷桥口低渗气藏储层敏感性及对策研究[J].石油与天然气地质，2008,29（3）：365-368.

Study on Evaluation Method of Sensitivity of Tight Sandstone Gas Reservoirs

1,1,2

（1. Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd., Shaanxi Xian 710065，China；2. Xingzichuan Oil Production Plant of Yanchang Oilfield Co., Ltd., Shaanxi Yanan 717499，China）

An improved sensitivity evaluation method was used to analyze the sensitivity of gas reservoir. The results showed that the degree of speed-sensitive damage was relatively strong,the water sensitivity was strong, and there was not acid sensitivity and alkali sensitivity. So from the perspective of reservoir protection, when injecting extraneous fluids such as fracturing fluid,itssalinity should be controlled strictly（as close as possible to the salinity of the formation water）,otherwise it will cause serious damage to reservoir.

tight sandstone gas reservoirs; sensitivity; evaluation method; permeability; reservoir protection

2020-02-09

赵子丹（1992-），男，初级职称，硕士研究生，河南省临颍县人，2018年毕业于中国石油大学（北京）地球科学学院，研究方向：油气田开发地质。

TE258

A

1004-0935（2020）05-0580-03