余世福

(中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西 西安 710021)

作為一種非常規(guī)石油資源，致密油藏的勘探及開發(fā)研究受到越來越多的關(guān)注，而致密砂巖油藏是致密油藏中開發(fā)研究最多的一類[1-5]。由于致密砂巖油藏具有儲層致密、孔喉直徑小、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、粘土礦物多樣以及微裂縫發(fā)育等特點，在鉆完井及壓裂酸化作業(yè)過程中極易引起嚴(yán)重的儲層損害[6-8]。

鄂爾多斯盆地中部地區(qū)某油田屬于典型的致密砂巖油藏，經(jīng)過前期勘探開發(fā)研究，該油田M區(qū)塊含油豐度較高，開發(fā)潛力較大。與常規(guī)儲層相比，致密砂巖油藏物性整體較差、初始含水飽和度低、結(jié)構(gòu)復(fù)雜、滲流影響因素多樣[9-10]。與之相鄰的A區(qū)塊在前期鉆完井過程中，未采取適當(dāng)?shù)膬颖Ｗo措施，導(dǎo)致儲層受到嚴(yán)重?fù)p害，盡管采用了酸化、壓裂等增產(chǎn)措施，但仍未達到預(yù)期的開發(fā)效果。因此，為了保障M區(qū)塊的高效合理開發(fā)，作者對M區(qū)塊致密砂巖油藏儲層開展系統(tǒng)的評價工作，研究儲層特征及潛在損害因素，有針對性地提出儲層保護措施建議，為M區(qū)塊致密砂巖油藏的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)提供保障。

1 儲層特征

1.1 儲層巖性特征

將薄片鑒定分析與X-射線衍射分析相結(jié)合，分析了M區(qū)塊致密砂巖油藏儲層巖石的巖性特征，結(jié)果見表1。

表1 儲層巖石全巖分析結(jié)果/%

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

從表1可以看出，目標(biāo)區(qū)塊儲層巖石以石英(42.3%)和長石(21.5%)為主，巖屑含量(10.1%)相對較少，填隙物含量(12.5%)和粘土礦物含量(13.6%)相對較高。其中，巖屑成分以變質(zhì)巖巖屑為主，其次為火山巖巖屑，填隙物以方解石和水云母為主。粘土礦物主要以蒙脫石和伊/蒙混層為主，其次為伊利石，高嶺石和綠泥石含量相對較少。

1.2 儲層物性特征

儲層物性是儲層特征評價的重要參數(shù)之一，同時也是儲層損害分析和鉆完井液、壓裂液、酸化液等入井流體設(shè)計的重要依據(jù)。對M區(qū)塊致密砂巖油藏儲層段350塊天然巖心物性數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計分析，結(jié)果見圖1。

圖1 儲層天然巖心的孔隙度(a)及滲透率(b)分布Fig.1 Distribution of porosity(a) and permeability(b) of reservoir natural cores

從圖1a可以看出，儲層孔隙度主要分布在5%～8%，平均孔隙度為6.5%。從圖1b可以看出，儲層滲透率主要分布在0.1×10-3～0.5×10-3μm2，平均滲透率為0.31×10-3μm2，屬于典型的低孔、低滲、致密型砂巖儲層。

1.3 儲層孔隙特征

(1)孔隙類型

根據(jù)巖石鑄體薄片和掃描電鏡分析可知，M區(qū)塊致密砂巖油藏儲層巖石孔隙以粒間孔和粒內(nèi)溶孔為主，其次為原生孔隙，偶見鑄?？?，晶間孔不發(fā)育；平均面孔率為4.56%；喉道類型主要為片狀喉道和管狀喉道，其中以片狀喉道為主。粒間孔主要是由壓實作用后未被膠結(jié)物填充滿的殘余原生孔隙組成，填充物多以鐵方解石和水云母為主。粒內(nèi)溶孔主要由巖屑或長石等易溶解礦物顆粒組成。

(2)孔隙結(jié)構(gòu)

根據(jù)M區(qū)塊致密砂巖油藏15塊樣品的壓汞分析結(jié)果(表2)可知，目標(biāo)區(qū)塊儲層排驅(qū)壓力分布范圍較廣，在1.13～21.57 MPa，平均值為5.94 MPa；中值壓力較高，在5.74～58.21 MPa，平均值為15.63 MPa；孔喉半徑較小，最大孔喉半徑為0.09～1.08 μm，平均值為0.38 μm；平均孔喉半徑為0.005～0.62 μm，平均值為0.05 μm；孔喉分選較差，分選系數(shù)為0.79～4.81，平均值為2.19；退汞效率為21.32%～44.83%，平均值為31.28%。說明儲層儲集性能較差，表現(xiàn)為低孔、低滲的特點，驅(qū)油效率較低，開發(fā)困難。

表2 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)

Tab.2 Characteristic parameters of reservoir pore structure

1.4 儲層流體特征

根據(jù)M區(qū)塊致密砂巖油藏5口井的儲層原油和地層水分析結(jié)果(表3)可知，目標(biāo)區(qū)塊儲層原油具有密度低、黏度低、凝固點低、硫含量少以及膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量少的特點，而地層水的總礦化度較高，pH值呈中性至弱堿性，水型為CaCl2型。

表3 儲層原油、地層水分析數(shù)據(jù)

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

儲層原油分析結(jié)果地層水分析結(jié)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凝固點/℃-12.5Cl-含量/(mg·L-1)6.39×104硫含量/%0.12總礦化度/(mg·L-1)10.37×104膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量/%3.25水型CaCl2

1.5 溫度和壓力特征

根據(jù)測井解釋成果及試井分析報告，得到M區(qū)塊致密砂巖油藏儲層溫度和壓力特征，結(jié)果見表4。

從表4可以看出，目標(biāo)區(qū)塊儲層平均地溫梯度為2.79 ℃·(100 m)-1，平均地層溫度為93.4 ℃，目前平均地層壓力為30.5 MPa，目前平均壓力系數(shù)為1.15，屬于正常的溫壓系統(tǒng)。

2 儲層損害因素

2.1 儲層敏感性評價

室內(nèi)參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358-2010《儲層敏感性流動試驗評價方法》對M區(qū)塊致密砂巖油藏儲層段巖心進行了敏感性評價試驗，結(jié)果見表5。所用巖心平均孔隙度為5.3%，平均滲透率為0.51×10-3μm2。

表4 儲層溫度、壓力特征分析結(jié)果

Tab.4 Analysis results of reservoir temperature and pressure characteristics

從表5可以看出，目標(biāo)區(qū)塊儲層水敏、鹽敏和應(yīng)力敏損害較為嚴(yán)重，個別巖心滲透率損害率達到80%以上，而儲層速敏、酸敏和堿敏損害較弱。其中水敏和鹽敏損害較強的原因是致密砂巖粘土礦物中含有較多的蒙脫石和伊/蒙混層礦物，當(dāng)?shù)V化度發(fā)生變化時，這些敏感性礦物會發(fā)生水化膨脹、分散運移堵塞巖心，從而導(dǎo)致滲透率下降。而應(yīng)力敏損害較強，是由于致密砂巖油藏儲層喉道類型主要為片狀或彎片狀，在外部壓力變化時極易發(fā)生變形，導(dǎo)致滲流通道變小，從而降低巖心的滲透率。

表5 儲層敏感性評價結(jié)果

Tab.5 Evaluation results of reservoir sensitivity

2.2 水相圈閉損害評價

水相圈閉損害是致密砂巖油藏儲層最主要的損害方式之一，其實質(zhì)是由于水相的侵入或滯留導(dǎo)致儲層含水飽和度增加，從而使油氣相的滲透率發(fā)生變化。參照文獻[11]方法，根據(jù)水相圈閉損害程度評價指標(biāo)(表6)，通過巖心的滲透率損害率對致密砂巖油藏儲層水相圈閉損害程度進行評價，結(jié)果見圖2。

表6 水相圈閉損害程度評價指標(biāo)

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

圖2 水相圈閉損害評價結(jié)果Fig.2 Evaluation results of water phase trapping damage

從圖2可以看出，致密砂巖巖心滲透率損害率隨含水飽和度的增加而增大，當(dāng)含水飽和度達到50%以上時，巖心滲透率損害率達到70%以上，水相圈閉損害程度較強。因此，在致密砂巖油藏鉆完井及壓裂酸化改造作業(yè)過程中應(yīng)注意及時返排，并提高入井流體的返排率，縮短入井流體與儲層的接觸時間，力求最大程度地降低水相圈閉對儲層造成的損害。

2.3 入井流體濾液和固相顆粒損害

目標(biāo)區(qū)塊儲層雖然屬于低孔、低滲、致密砂巖儲層，但仍存在一定程度的裂縫或微裂縫發(fā)育的現(xiàn)象，因此分析致密砂巖油藏儲層除了具有潛在的敏感性損害以及水相圈閉損害之外，還可能存在以下?lián)p害現(xiàn)象：

(1)入井流體濾液侵入地層造成的儲層損害，主要包括濾液引起儲層的潛在敏感性損害、水鎖及水相圈閉損害、濾液與儲層原油乳化造成的堵塞損害等。

(2)入井流體固相顆粒堵塞造成的儲層損害。在鉆完井或壓裂改造過程中，入井流體中如果含有固相顆粒物質(zhì)，在與地層接觸過程中侵入堵塞地層中的裂縫或微裂縫，造成滲流通道的堵塞損害。

3 儲層保護措施建議

(1)鉆完井過程：鉆完井液體系盡量使用具有一定礦化度的鹽水加重，這樣既可以減弱水敏、鹽敏損害，又能避免固相顆粒對儲層造成的堵塞。如必須使用有固相加重劑，應(yīng)盡量使用可酸化的加重劑，如碳酸鈣、氧化鈣等，確保后期酸化作業(yè)后，儲層滲透率能夠得到迅速恢復(fù)，保護儲層。另外，還要強化鉆完井液對儲層的封堵性，防止濾液侵入對儲層造成的損害。最后，為防止水相圈閉損害，在鉆完井液中還需要加入適量的防水鎖劑等表面活性劑，提高鉆完井液的返排率，降低儲層損害。

(2)酸化壓裂過程：酸化液及壓裂液的選擇標(biāo)準(zhǔn)與鉆完井液相似，應(yīng)注意防止水敏、鹽敏、濾液、固相顆粒及水相圈閉損害。另外，還要注意降低酸敏、堿敏損害，注意酸化壓裂液與地層流體的配伍性，防止二次損害的產(chǎn)生。壓裂施工過程中還要注意地層壓力的變化，防止應(yīng)力敏感性造成的儲層損害。

(3)生產(chǎn)過程：應(yīng)控制合理的生產(chǎn)壓差和生產(chǎn)速度，設(shè)計合理的生產(chǎn)工藝，避免速敏及應(yīng)力敏的出現(xiàn)，在確保生產(chǎn)安全的前提下，盡可能提高生產(chǎn)效率。

4 結(jié)論

(1)鄂爾多斯盆地中部地區(qū)M區(qū)塊致密砂巖油藏儲層平均孔隙度為6.5%，平均滲透率為0.31×10-3μm2，孔隙類型以粒間孔和粒內(nèi)溶孔為主，孔喉半徑較小、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、驅(qū)油效率較低，屬于典型的低孔、低滲、致密型砂巖儲層。

(2)鄂爾多斯盆地中部地區(qū)M區(qū)塊致密砂巖油藏儲層主要損害因素為：水敏、鹽敏、應(yīng)力敏以及水相圈閉損害，其中水相圈閉損害程度較強。另外，入井流體濾液和固相顆粒也會對儲層造成一定的損害。

(3)根據(jù)儲層特征及損害因素研究結(jié)果，針對致密砂巖油藏開發(fā)、生產(chǎn)的各個環(huán)節(jié)提出了相對應(yīng)的儲層保護措施建議，以期為M區(qū)塊致密砂巖油藏的合理開發(fā)提供保障。