高尚堡油田致密砂巖儲層敏感性評價

楊競旭，陳少勇，叢 彭，張譯文，盧家亭

（1.中國石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北唐山 063004； 2.中國石油冀東油田分公司項目部，河北唐山 063004）

高尚堡油田深層油藏經(jīng)過30 多年的勘探開發(fā)，剩余未動用地質(zhì)儲量以致密砂巖油藏為主，主要分布在沙三2+3亞段Ⅴ油組。致密砂巖油藏具有儲量規(guī)模大、儲層物性差、單井產(chǎn)能低、注水壓力高、開發(fā)效果差等特點。游秀玲[1]、王友凈[2]、楊國濤[3]、張珂[4]、周亮[5]和常學軍[6]等學者分別對高尚堡油田深層儲層的沉積相、砂體結(jié)構(gòu)、優(yōu)勢儲層預(yù)測、沉積微相、成巖作用和敏感性等方面開展了相關(guān)研究，形成的結(jié)論和認識對油藏開發(fā)具有積極指導(dǎo)作用。由于致密砂巖儲層開發(fā)過程中容易遭受傷害，從而影響開發(fā)效果，因此，對研究區(qū)開展致密砂巖儲層敏感性評價意義重大。本文以高尚堡沙三2+3亞段Ⅴ油組致密砂巖油藏為研究對象，通過巖心觀察、鑄體薄片、X 射線衍射和恒速壓汞測定等測試方法，分析區(qū)內(nèi) 巖石學特征、儲層物性特征、儲層非均質(zhì)特征和孔隙結(jié)構(gòu)特征，并結(jié)合儲層敏感性實驗結(jié)果開展儲層敏感性評價，為儲層保護和儲層改造提供依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

高尚堡油田構(gòu)造上位于南堡凹陷的北部，西北以西南莊斷層為界，東北以柏各莊斷層為界，南以高柳斷層為界，東鄰柳贊油田，西鄰老爺廟油田（圖1）。高尚堡油田深層在柏各莊邊界斷層和西南莊邊界斷層的下降盤一側(cè)，緊鄰物源區(qū)，沉積類型為扇三角洲沉積，儲層砂體以水下分流河道和河口壩砂體為主，沙三2+3亞段地層厚度約700～1 000 m。高尚堡油田沙三2+3亞段上部發(fā)育厚層的深灰色泥巖，沙三4亞段發(fā)育厚層的油頁巖和深灰色泥巖，在地震剖面上均表現(xiàn)為一組強反射同相軸，是研究區(qū)三級層序的最大湖泛面。其中，沙三2+3亞段自上而下發(fā)育“細–粗–細”的復(fù)合韻律沉積[2]，可劃分為6 個中期基準面旋回，并對應(yīng)著劃分為0、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ等6 個油組。其中，0 油組以泥巖為主，泥巖厚度約120～150 m，是高尚堡油田沙三2+3亞段有利的區(qū)域蓋層；Ⅰ、Ⅱ油組呈下粗上細的正旋回，下部為砂礫巖、含礫砂巖、中粗砂巖夾灰綠色、褐灰色泥巖，中上部以深灰色、褐灰色泥巖夾粉細砂巖為主，埋深2 950～3 450 m；Ⅲ油組呈上粗下細的反旋回，巖性為棕黃色、灰色含礫砂巖、粗砂、細砂、泥質(zhì)砂巖夾灰綠、褐灰色泥巖，埋深3 400～3 800 m；Ⅳ、Ⅴ油組呈上粗下細的反旋回，巖性為灰色、棕黃色含礫砂巖，粗、中砂巖夾褐灰色泥巖，淺灰色中粗砂巖與褐灰色泥巖互層，埋深3 800～4 100 m，本次研究對象為沙三2+3亞段Ⅴ油組致密砂巖油藏。

圖1 高尚堡油田區(qū)域構(gòu)造位置

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

利用X 射線衍射分析技術(shù)對研究區(qū)沙三2+3亞段Ⅴ油組致密砂巖儲層段的213 塊巖樣進行定量檢測，結(jié)果如圖2 所示。巖石類型以巖屑長石砂巖為主，其中，石英含量最高，體積分數(shù)達到39.43%；長石次之，體積分數(shù)為29.32%；方解石、白云石和菱鐵礦的體積分數(shù)分別為8.25%、2.89%和3.05%；黏土礦物含量較高，體積分數(shù)主要為10.00%～25.00%，平均值為17.06%。所含的黏土礦物包括伊/蒙混層、高嶺石、綠泥石和少量伊利石4 種礦物，其中，伊/蒙混層相對體積分數(shù)達到57.28%，高嶺石相對體積分數(shù)為22.95%，綠泥石相對體積分數(shù)為14.49%，伊利石相對體積分數(shù)為5.28%。

圖2 沙三2+3亞段Ⅴ油組致密砂巖儲層礦物含量展布

2.2 物性特征

通過對研究區(qū)沙三2+3亞段Ⅴ油組儲層350 余塊巖心物性分析發(fā)現(xiàn)（圖3），孔隙度主要為6.00%～ 15.00%，平均孔隙度為10.56%；滲透率主要為0.10×10–3～2.00×10–3μm2，平均滲透率為0.74×10–3μm2；屬于低孔特低滲儲層。儲層物性特征與油藏埋深、巖性粗細、黏土含量相關(guān)性較好[7]，即埋藏越深，儲層物性越差[8]；巖石粒度越粗，儲層物性越好；黏土礦物含量越多，儲層物性越差。

2.3 儲層非均質(zhì)特征

圖3 沙三2+3亞段Ⅴ油組儲層孔隙度和滲透率分布

研究區(qū)沙三2+3亞段Ⅴ油組處于扇三角洲前緣亞相帶，發(fā)育有水下分流河道、河口壩和席狀砂等有利儲集體。其中，河口壩、水下分流河道砂體厚度大，一般為15～20 m；席狀砂砂體厚度較薄，一般為2～4 m。由圖4 可以看出，砂體的測井曲線齒化特征明顯，主要以齒化箱形和齒化漏斗形為主，反映沉積過程中砂泥巖頻繁交互，儲層中泥質(zhì)含量高。研究區(qū)致密砂巖儲層層內(nèi)滲透率變異系數(shù)為1.5～2.4，突進系數(shù)為1.7～10.9，級差為5.8～213.6，層內(nèi)非均質(zhì)性強。

圖4 高23–39 井單井相分析

2.4 孔隙結(jié)構(gòu)特征

通過鑄體薄片、掃描電鏡分析可知，研究區(qū)沙三2+3亞段Ⅴ油組致密砂巖儲層孔隙類型以次生溶蝕孔隙為主，平均個數(shù)占59.46 %，其次為原生粒間孔隙，平均個數(shù)占37.84 %，偶見溶蝕微縫、構(gòu)造微縫。樣品孔隙發(fā)育差，呈斑狀分布，連通性差，顆粒之間以點–線接觸為主，膠結(jié)類型以孔隙型為主，喉道以片狀細喉道為主（圖5）。

基于恒速壓汞儀測定的5 塊不同滲透率巖心的孔道半徑和喉道半徑分析可發(fā)現(xiàn)，不同滲透率級別的巖心孔道半徑的大小及分布差別不大，孔道半徑主要為90.00～230.00 μm，平均值為150.67 μm；喉道半徑的大小及分布差異大，主要分布于0.20～3.00 μm，平均值為1.23 μm，屬于特小孔道細喉道儲層（圖6），不同滲透率級別的致密儲層孔道半徑差異小，喉道半徑差異大[9]。研究區(qū)儲層黏土礦物含量高、滲透率低，加上儲層喉道半徑小、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，從而嚴重制約了研究區(qū)油藏的開發(fā)效果[10–12]。

圖5 研究區(qū)儲層孔隙類型

圖6 不同滲透率巖樣孔道半徑和喉道半徑的分布曲線

3 儲層敏感性評價

依據(jù)2010 年發(fā)布并實施的石油天然氣行業(yè)標準《儲層敏感性流動試驗評價方法》，對研究區(qū)致密砂巖儲層的25 塊樣品進行儲層敏感性評價實驗，所用巖心均為高尚堡油田沙三2+3亞段Ⅴ油組儲層天然樣品，所用驅(qū)替流體為模擬地層水。

3.1 速敏性

速敏性是指流體流動速度變化引起一些膠結(jié)不好的碎屑顆粒和高嶺石發(fā)生遷移，并堵塞孔隙喉道，造成滲透率下降[13]。對研究區(qū)25 塊樣品開展速敏實驗，其中，8 塊樣品有效，17 塊樣品因巖心兩端壓差超過上限，未完成實驗。8 塊巖心樣品的初始滲透率平均值為0.38×10–3μm2，低流速下巖心樣品滲透率變化不一致，有部分樣品低流速下滲透率增大，但隨著驅(qū)替流速的繼續(xù)增加，儲層滲透率均開始降低，儲層速敏損害程度增高，流速增大到130.0 m/d 時，8 塊巖心樣品的速敏損害率平均值為37.6%（圖7）。實驗結(jié)果表明，8 塊巖心樣品中弱速敏樣品1 個，中等偏弱速敏樣品5 個，中等偏強速敏樣品2 個，研究區(qū)儲層表現(xiàn)為中等偏弱–中等偏強速敏特征，臨界速度為1.7 m/d。因此，開發(fā)過程中，適當降低注水井的注入速度，可以減緩儲層水敏的發(fā)生。

圖7 速敏實驗曲線

綜合分析認為，研究區(qū)儲層黏土礦物中高嶺石和伊利石的相對體積分數(shù)分別為22.95%和5.28%，含量相對較高，極易引起儲層速敏[14–15]；再加之儲層以次生溶蝕孔隙為主，孔隙小，呈斑狀分布，連通性差，喉道以片狀細喉道為主，致密砂巖儲層孔喉小，當流體流動時，顆粒容易被流體沖刷、運移，孔徑較小的喉道容易被堵塞，從而降低儲層滲透能力。

3.2 水敏性

儲層中具有膨脹性的黏土礦物在與外來流體接觸時，黏土礦物發(fā)生水化膨脹而使其滲透率降低的現(xiàn)象稱為儲層水敏性[16]。研究區(qū)油藏地層水水型為NaHCO3型，地層水礦化度為2 254～4 664 mg/L，平均值為3 615 mg/L。對研究區(qū)樣品開展水敏實驗，實驗設(shè)計分別使用模擬地層水、次模擬地層水和蒸餾水作為驅(qū)替液，相應(yīng)的驅(qū)替液礦化度分別為4 000，2 000，0 mg/L。20 塊巖心樣品的初始滲透率平均值為0.16×10–3μm2，當巖心被次模擬地層水和蒸餾水進行驅(qū)替時，滲透率都有明顯降低的趨勢，儲層水敏損害程度增強；當注入蒸餾水時，水敏損害率平均值可達到54.79%（圖8）。實驗結(jié)果表明，無水敏樣品1 個，中等偏弱水敏樣品7 個，中等偏強水敏樣品8 個，強水敏樣品4 個，儲層水敏損害程度為中等偏弱–中等偏強水敏。

圖8 水敏實驗曲線

致密砂巖儲層水敏的內(nèi)因主要包括水敏礦物含量高和孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，當?shù)偷V化度水流入地層后，水分子進入礦物晶格，產(chǎn)生水化膨脹，堵塞孔隙喉道。黏土礦物的膨脹能力由強至弱依次為：蒙脫石、伊/蒙混層、綠/蒙混層、綠泥石、伊利石，高嶺石遇水不膨脹。研究區(qū)黏土礦物絕對體積分數(shù)較高和伊/蒙混層相對體積分數(shù)高是造成儲層水敏的主要原因，儲層孔喉半徑小，且片狀細喉道發(fā)育也容易造成儲層水敏。

3.3 酸敏性

儲層酸敏性是指酸進入地層后與地層中的酸敏性黏土礦物（如綠泥石）發(fā)生反應(yīng)，產(chǎn)生沉淀堵塞孔喉從而使?jié)B透率降低的現(xiàn)象。用礦化度為4 000 mg/L的氯化鉀溶液代替地層水，用鹽酸質(zhì)量分數(shù)為15%的溶液作為驅(qū)替液，對研究區(qū)樣品開展酸敏實驗。當累計注入礦化度為4 000 mg/L 的氯化鉀溶液20 cm3時，開始注入鹽酸質(zhì)量分數(shù)為15%的溶液，儲層酸敏損害程度快速達到高值，隨著鹽酸溶液注入量的增大，酸敏損害程度趨于穩(wěn)定。當巖心滲透率分別為0.17×10–3，0.21×10–3，0.30×10–3，0.42×10–3μm2時，酸敏損害率分別為31.1%、35.1%、49.5%和26.7%，22 塊巖心樣品酸敏損害率平均值為35.6%（圖9）。實驗結(jié)果表明，弱酸敏樣品2 個，中等偏弱酸敏樣品20 個，研究區(qū)致密砂巖儲層酸敏損害程度表現(xiàn)為弱–中等偏弱酸敏特征。黏土礦物中綠泥石容易引起儲層發(fā)生酸敏，研究區(qū)儲層黏土礦物中綠泥石含量較高，加上致密儲層孔喉半徑小、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，致使儲層具有弱–中等偏弱酸敏特征。

圖9 酸敏實驗曲線

3.4 鹽敏性

當不同礦化度的外來流體進入地層時，容易使黏土顆粒發(fā)生運移，從而堵塞流體滲流通道，降低儲層的滲透性能。對研究區(qū)21 塊樣品開展鹽敏實驗，樣品的初始滲透率平均值為0.14×10–3μm2，隨著注入溶液礦化度降低，儲層鹽敏損害率增大。當注入蒸餾水時，巖心樣品的鹽敏損害率最大（圖10），21 塊巖心樣品的鹽敏損害率平均值達到56.3%。實驗結(jié)果表明，中等偏弱鹽敏樣品4 個，中等偏強鹽敏樣品10 個，強鹽敏樣品7 個，研究區(qū)致密砂巖儲層天然巖心鹽敏損害程度表現(xiàn)為中等偏強鹽敏–強鹽敏特征，臨界礦化度為3 000 mg/L。因此，注水開發(fā)過程中注入水的礦化度最好不要小于3 000 mg/L，否則將損害儲層，造成儲層滲透率下降。

圖10 鹽敏實驗曲線

蒙脫石、伊利石是鹽敏礦物，蒙脫石和伊利石內(nèi)部的高價陽離子（Al3+、Si4+）能被低價陽離子（Mg2+、Ca2+、Na+等）部分置換，當注入地層內(nèi)流體的礦化度發(fā)生變化時，會引起蒙脫石和伊利石發(fā)生水化膨脹、擴散運移，研究區(qū)儲層黏土礦物中伊/蒙混層含量高是儲層鹽敏的主要原因。

3.5 堿敏性

在油田勘探開發(fā)過程中所使用的工作液（如鉆井泥漿液、射孔液、壓井液等）均為堿性液體，這些堿性濾液進入儲層后，會與儲層中的礦物或流體發(fā)生作用，導(dǎo)致儲層滲透性能下降[12]。對研究區(qū)24 塊樣品開展堿敏實驗，樣品的初始滲透率平均值為0.13×10–3μm2，隨著pH 值的增大，儲層堿敏損害程度增大。當pH 值達到13 時，儲層堿敏損害程度最高；當巖心滲透率分別為0.16×10–3，0.22×10–3，0.32×10–3，0.58×10–3μm2時，堿敏損害率分別為37.8%、51.4%、35.3%和44.1%（圖11），24 塊巖心樣品的堿敏損害率平均值為41.5%。實驗結(jié)果表明，中等偏弱堿敏樣品20 個，中等偏強堿敏樣品4 個，儲層堿敏損害程度表現(xiàn)為中等偏弱–中等偏強堿敏特征。堿液與石英、長石和黏土礦物發(fā)生溶解作用生成的膠體或沉淀物堵塞儲層孔隙喉道是儲層堿敏的主要原因。

圖11 堿敏實驗曲線

4 結(jié)論

（1）高尚堡油田沙三2+3亞段Ⅴ油組優(yōu)勢儲集體以水下分流河道和河口壩砂體為主；沉積過程中砂泥巖交互頻繁，儲層泥質(zhì)含量高、層內(nèi)非均質(zhì)性強、滲透率低、孔隙喉道細小、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜是造成儲層敏感性強的主要原因。

（2）高尚堡油田沙三2+3亞段Ⅴ油組致密砂巖儲層具有較強的鹽敏性，中等偏弱–中等偏強速敏性、水敏性和堿敏性，以及較弱的酸敏性，儲層敏感區(qū)間較大，鉆井和作業(yè)過程中要作好油層保護，避免儲層污染，以確保油藏開發(fā)效果。