鄂爾多斯盆地中部地區(qū)致密砂巖油藏儲(chǔ)層特征及損害因素研究

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(chǔ)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(diǎn)，在鉆完井及壓裂酸化作業(yè)過程中極易引起嚴(yán)重的儲(chǔ)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(chǔ)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?chǔ)層保護(hù)措施，導(dǎo)致儲(chǔ)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(dá)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(duì)M區(qū)塊致密砂巖油藏儲(chǔ)層開展系統(tǒng)的評(píng)價(jià)工作，研究?jī)?chǔ)層特征及潛在損害因素，有針對(duì)性地提出儲(chǔ)層保護(hù)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(chǔ)層特征

1.1 儲(chǔ)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(chǔ)層巖石的巖性特征，結(jié)果見表1。

表1 儲(chǔ)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(chǔ)層巖石以石英(42.3%)和長石(21.5%)為主，巖屑含量(10.1%)相對(duì)較少，填隙物含量(12.5%)和粘土礦物含量(13.6%)相對(duì)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(duì)較少。

1.2 儲(chǔ)層物性特征

儲(chǔ)層物性是儲(chǔ)層特征評(píng)價(jià)的重要參數(shù)之一，同時(shí)也是儲(chǔ)層損害分析和鉆完井液、壓裂液、酸化液等入井流體設(shè)計(jì)的重要依據(jù)。對(duì)M區(qū)塊致密砂巖油藏儲(chǔ)層段350塊天然巖心物性數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，結(jié)果見圖1。

圖1 儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層。

1.3 儲(chǔ)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(chǔ)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(shí)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(chǔ)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(chǔ)層儲(chǔ)集性能較差，表現(xiàn)為低孔、低滲的特點(diǎn)，驅(qū)油效率較低，開發(fā)困難。

表2 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)

Tab.2 Characteristic parameters of reservoir pore structure

1.4 儲(chǔ)層流體特征

根據(jù)M區(qū)塊致密砂巖油藏5口井的儲(chǔ)層原油和地層水分析結(jié)果(表3)可知，目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層原油具有密度低、黏度低、凝固點(diǎn)低、硫含量少以及膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量少的特點(diǎn)，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(chǔ)層原油、地層水分析數(shù)據(jù)

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

儲(chǔ)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(diǎn)/℃-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(cè)井解釋成果及試井分析報(bào)告，得到M區(qū)塊致密砂巖油藏儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層損害因素

2.1 儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)

室內(nèi)參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358-2010《儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)試驗(yàn)評(píng)價(jià)方法》對(duì)M區(qū)塊致密砂巖油藏儲(chǔ)層段巖心進(jìn)行了敏感性評(píng)價(jià)試驗(yàn)，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(chǔ)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(chǔ)層水敏、鹽敏和應(yīng)力敏損害較為嚴(yán)重，個(gè)別巖心滲透率損害率達(dá)到80%以上，而儲(chǔ)層速敏、酸敏和堿敏損害較弱。其中水敏和鹽敏損害較強(qiáng)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(shí)，這些敏感性礦物會(huì)發(fā)生水化膨脹、分散運(yùn)移堵塞巖心，從而導(dǎo)致滲透率下降。而應(yīng)力敏損害較強(qiáng)，是由于致密砂巖油藏儲(chǔ)層喉道類型主要為片狀或彎片狀，在外部壓力變化時(shí)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(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)結(jié)果

Tab.5 Evaluation results of reservoir sensitivity

2.2 水相圈閉損害評(píng)價(jià)

水相圈閉損害是致密砂巖油藏儲(chǔ)層最主要的損害方式之一，其實(shí)質(zhì)是由于水相的侵入或滯留導(dǎo)致儲(chǔ)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(xiàn)[11]方法，根據(jù)水相圈閉損害程度評(píng)價(jià)指標(biāo)(表6)，通過巖心的滲透率損害率對(duì)致密砂巖油藏儲(chǔ)層水相圈閉損害程度進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果見圖2。

表6 水相圈閉損害程度評(píng)價(jià)指標(biāo)

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

圖2 水相圈閉損害評(píng)價(jià)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(dá)到50%以上時(shí)，巖心滲透率損害率達(dá)到70%以上，水相圈閉損害程度較強(qiáng)。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(shí)返排，并提高入井流體的返排率，縮短入井流體與儲(chǔ)層的接觸時(shí)間，力求最大程度地降低水相圈閉對(duì)儲(chǔ)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(chǔ)層雖然屬于低孔、低滲、致密砂巖儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層損害，主要包括濾液引起儲(chǔ)層的潛在敏感性損害、水鎖及水相圈閉損害、濾液與儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層保護(hù)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(duì)儲(chǔ)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(chǔ)層滲透率能夠得到迅速恢復(fù)，保護(hù)儲(chǔ)層。另外，還要強(qiáng)化鉆完井液對(duì)儲(chǔ)層的封堵性，防止濾液侵入對(duì)儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(jì)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(chǔ)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(chǔ)層。

(2)鄂爾多斯盆地中部地區(qū)M區(qū)塊致密砂巖油藏儲(chǔ)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(qiáng)。另外，入井流體濾液和固相顆粒也會(huì)對(duì)儲(chǔ)層造成一定的損害。

(3)根據(jù)儲(chǔ)層特征及損害因素研究結(jié)果，針對(duì)致密砂巖油藏開發(fā)、生產(chǎn)的各個(gè)環(huán)節(jié)提出了相對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層保護(hù)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。