順北油田斷溶體儲(chǔ)集層特征及損害預(yù)防

方俊偉，董曉強(qiáng)，李雄，張國，吳雄軍

（1.中國石化a.西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院；b.碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，烏魯木齊 830011；2.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100101；3.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

順北油田主要目的層為奧陶系一間房組和鷹山組。目前發(fā)現(xiàn)落實(shí)18 條富含油氣的斷裂帶，開發(fā)區(qū)域主要集中在順北一區(qū)1 號(hào)和5 號(hào)主干斷裂帶，具有良好的勘探開發(fā)前景。順北油田屬斷溶體油藏，具有儲(chǔ)集層埋藏超深、裂縫尺寸范圍大、地層溫度及壓力高的特點(diǎn)。開發(fā)初期，為保證鉆井安全，通常采用高密度水基鉆井液，密度為1.80～2.00 g/cm3，體系固相含量高，大于28%，井筒正壓差大，造成鉆進(jìn)過程中鉆井液固相侵入并堵塞縫隙，降低裂縫滲流能力。針對上述問題及難點(diǎn)，開展順北油田儲(chǔ)集層特征與儲(chǔ)集層損害方式關(guān)聯(lián)研究，以期為后續(xù)儲(chǔ)集層保護(hù)、提高單井產(chǎn)能及高效開發(fā)提供參考。

1 構(gòu)造地質(zhì)特征

順北油田位于順托果勒低隆，整體為北西向傾斜的斜坡。奧陶系一間房組和鷹山組為碳酸鹽巖剛性地層，受外力擠壓易產(chǎn)生斷裂和裂縫，早期斷裂及裂縫受溶蝕作用形成洞穴，成為良好的斷溶體儲(chǔ)集層。

順北油田主要發(fā)育2 大斷裂體系，分別為近平行走滑斷裂體系和“X”形似共軛斷裂體系[1-2]，為走滑斷裂帶控制的特深層碳酸鹽巖縫洞型油藏。

2 儲(chǔ)集空間特征

順北油田奧陶系一間房組和鷹山組碳酸鹽巖的儲(chǔ)集空間主要為走滑斷裂多期活動(dòng)的破碎帶及經(jīng)流體溶蝕改造形成的裂縫和洞穴，裂縫和洞穴的尺寸分布范圍寬，從寬度小于5.0 mm 的微裂縫至直徑大于200.0 mm 的洞穴均有分布，統(tǒng)計(jì)順北一區(qū)1 號(hào)和5號(hào)主干斷裂帶16口井巖心裂縫，寬度小于5.0 mm的197 條微裂縫，裂縫寬度多集中在0.1～0.5 mm（占比51.0%），其次為0.5～5.0 mm 的裂縫（占比39.2%），而裂縫寬度小于0.1 mm 的微裂縫最少（占比9.8%）。成像測井結(jié)果表明以高角度裂縫為主，水平裂縫較少，多與壓裂裂縫伴生，受高角度裂縫影響，壓裂裂縫一般不連續(xù)。未見裂縫被明顯溶蝕現(xiàn)象，儲(chǔ)集層基質(zhì)致密，孔隙連通性差。

3 儲(chǔ)集層特征分析

3.1 巖性特征

對順北油田奧陶系儲(chǔ)集層巖心進(jìn)行X 射線衍射全巖礦物和黏土礦物分析，結(jié)果見表1 和表2。順北一區(qū)1號(hào)和5號(hào)主干斷裂帶奧陶系儲(chǔ)集層巖性主要為泥晶灰?guī)r，方解石含量高于95.00%，含少量石英，基本不含長石和重礦物，基質(zhì)黏土礦物含量低于1.50%，基本不含膨脹性礦物，但裂縫充填物含有多類型黏土礦物。次級斷裂帶儲(chǔ)集層巖性為含灰質(zhì)白云巖。

表1 順北油田奧陶系儲(chǔ)集層巖心全巖礦物分析Table 1.Whole?rock mineral analysis of the core from the Ordovician reservoir in Shunbei oilfield

表2 順北油田鷹山組斷裂帶黏土礦物分析Table 2.Analysis of clay minerals in the fault zone of Yingshan formation in Shunbei oilfield

全巖礦物分析結(jié)果表明，主干斷裂帶和次級斷裂帶巖性并不一致，主干斷裂帶巖性以泥晶灰?guī)r為主，次級斷裂帶巖性以含灰質(zhì)白云巖為主，部分層位含少量其他礦物。此外，研究區(qū)儲(chǔ)集層的黏土礦物含量均較低，一般不超過2.00%，其中，伊利石含量最高，占黏土礦物的61.00%～66.00%，平均為63.80%，其次是伊蒙混層，含量為32.00%～39.00%，平均為35.40%，高嶺石和綠泥石含量極低（表2）。伊利石和高嶺石屬速敏性礦物，非黏土礦物運(yùn)移會(huì)對碳酸鹽巖儲(chǔ)集層造成速敏傷害，伊蒙混層是水敏性礦物，儲(chǔ)集層可能具有一定的水敏性[3-4]。

3.2 潤濕性

對于初始水飽和度低于飽和水飽和度的儲(chǔ)集層而言，水作為潤濕相進(jìn)入孔隙后，通常造成油氣相向井筒流動(dòng)明顯降低[5-6]。測試順北油田奧陶系鷹山組儲(chǔ)集層巖心表面潤濕性，測試介質(zhì)分別為清水和順北油田中質(zhì)原油（表3）。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，清水測試儲(chǔ)集層表面接觸角為20.2°～32.6°，原油測試儲(chǔ)集層表面接觸角為53.9°～83.4°，表明順北油田奧陶系鷹山組儲(chǔ)集層具有強(qiáng)親水性特征。

表3 順北油田儲(chǔ)集層巖心表面潤濕性實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 3.Experimental results of surface wettability of the core from the reservoir in Shunbei oilfield

3.3 力學(xué)特性

對順北一區(qū)1 號(hào)主干斷裂帶奧陶系儲(chǔ)集層露頭巖樣進(jìn)行力學(xué)特性分析，巖樣C1 和C2 單軸壓縮試驗(yàn)的抗壓強(qiáng)度分別為169.8 MPa 和133.0 MPa，平均為151.4 MPa，峰值應(yīng)變分別為0.62%和0.60%，平均為0.61%，彈性模量分別為37.54 GPa 和34.31 GPa，平均為35.93 GPa；巖樣D1 和D2 巴西劈裂試驗(yàn)的抗拉強(qiáng)度分別為7.8 MPa 和8.7 MPa，平均為8.3 MPa。單軸壓縮試驗(yàn)和巴西劈裂試驗(yàn)結(jié)果表明，順北油田碳酸鹽巖儲(chǔ)集層具有很強(qiáng)的脆性，井壁及儲(chǔ)集層裂縫應(yīng)力變化導(dǎo)致脆性碳酸鹽巖易出現(xiàn)掉塊[7-8]。

3.4 流體特性

順北油田斷溶體儲(chǔ)集層油氣性質(zhì)為輕質(zhì)揮發(fā)油，巖心普遍見到瀝青，不同斷裂帶油密度、成熟度、氣油比及產(chǎn)能均有差異[9]，無統(tǒng)一的油水界面。此外，儲(chǔ)集層硫化氫含量差異大，為0.000 3%～3.500 0%，二氧化碳含量為0.500 0%～5.000 0%。上述流體特征表明，順北油田奧陶系經(jīng)歷多期油氣充注和成藏過程，不同斷裂帶的油氣充注和改造過程存在差異。

4 儲(chǔ)集層損害方式及機(jī)理

4.1 敏感性損害

按照SY/T 5358—2010《儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評價(jià)方法》測試順北一區(qū)1 號(hào)和5 號(hào)主干斷裂帶儲(chǔ)集層巖心敏感性（表4），順北一區(qū)奧陶系儲(chǔ)集層具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，其中一間房組速敏、水敏和堿敏強(qiáng)于鷹山組，一間房組和鷹山組均具有強(qiáng)應(yīng)力敏、弱鹽敏及無酸敏特征。鉆井液濾液侵入儲(chǔ)集層后在堿敏、水敏及速敏方面存在潛在損害，隨著油氣不斷開采，儲(chǔ)集層孔隙壓力逐漸下降，表現(xiàn)出應(yīng)力敏感性損害。

4.2 儲(chǔ)集層損害因素及方式

根據(jù)順北一區(qū)一間房組及鷹山組儲(chǔ)集層巖心裂縫寬度分布范圍、全巖礦物分析、表面潤濕性分析、力學(xué)特性及敏感性測試結(jié)果，儲(chǔ)集層潛在的損害因素主要包括以下幾方面。

表4 順北一區(qū)奧陶系儲(chǔ)集層敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 4.Sensitivity test results of the Ordovician reservoirs in Shunbei Block 1

4.2.1 儲(chǔ)集空間及巖石特征

順北一區(qū)1號(hào)和5號(hào)主干斷裂帶儲(chǔ)集空間包括洞穴和裂縫，因儲(chǔ)集空間不同，儲(chǔ)集層存在不同的損害方式[10]。對于洞穴型儲(chǔ)集層，鉆井液大量漏失進(jìn)入儲(chǔ)集層（圖1），鉆井液中固相的含量、穩(wěn)定性和酸溶性決定儲(chǔ)集層的損害程度。對于微裂縫型儲(chǔ)集層，儲(chǔ)集層損害受孔隙和裂縫的幾何形狀、大小、分布及連通性影響。低滲透儲(chǔ)集層孔喉細(xì)小、比表面積大，賈敏效應(yīng)和水鎖效應(yīng)明顯[11]，滲流存在啟動(dòng)壓力，滲透率越低，啟動(dòng)壓力梯度越大[12]。不匹配的固相顆粒侵入裂縫越深，對儲(chǔ)集層損害程度越大?？缀韽澢潭仍酱?、孔隙連通性越差，儲(chǔ)集層越容易受到損害。因此，孔喉細(xì)小或連通性差的儲(chǔ)集層更容易受沉淀物堵塞、水鎖和賈敏損害。

圖1 順北一區(qū)鉆井放空后鉆井液漏失量統(tǒng)計(jì)Fig.1.Statistics of fluid loss while drilling without resistance in Shunbei Block 1

4.2.2 鉆井液性質(zhì)

鉆井液對儲(chǔ)集層損害體現(xiàn)在固相顆粒、濾液及體系高溫沉降穩(wěn)定性等方面。固相顆粒損害主要為鉆井液中難酸溶顆粒含量高、未及時(shí)清除的劣質(zhì)固相等封堵裂縫；濾液因素包括高pH 值造成堿敏以及高質(zhì)量濃度的OH-與地層水中Ca2+、Mg2+等高價(jià)離子反應(yīng)沉淀堵塞；鉆井液高溫沉降穩(wěn)定性差，固相（黏土及重晶石等難酸溶顆粒）沉降堵塞儲(chǔ)集層流動(dòng)通道。

4.2.3 儲(chǔ)集層表面潤濕性

順北一區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)集層具強(qiáng)親水性，水作為潤濕相在毛細(xì)管力或正壓差作用下優(yōu)先占據(jù)小孔隙并以薄膜形式覆蓋在巖石孔隙表面，油氣存在于孔隙中心。隨著濾液進(jìn)一步侵入，孔隙表面水化膜增厚并逐漸開始流動(dòng)，將油氣推向遠(yuǎn)離井筒的方向。因此，鉆井液濾液侵入水潤濕性地層對儲(chǔ)集層的損害比油潤濕性地層嚴(yán)重。通過適當(dāng)改變儲(chǔ)集層表面潤濕性，如由親水性變?yōu)橹行詽櫇裥?，可以降低液相在孔隙中的體積占比[13]。鑒于順北一區(qū)儲(chǔ)集層基質(zhì)孔隙連通性差，結(jié)合儲(chǔ)集層表面潤濕性及裂縫寬度，將不同表面潤濕性地層的裂縫想象為平行板，分析表面潤濕性對毛細(xì)管力的影響。

式中pc——毛細(xì)管力，Pa；

W——兩相間形成液膜的曲率半徑，m；

θ——接觸角，（°）；

σ——界面張力，mN/m。

按（1）式計(jì)算了裂縫寬度小于5.00 mm 裂縫的毛細(xì)管力及油氣藏毛細(xì)管力隨裂縫寬度的變化（圖2）。可以看出，相同寬度裂縫的毛細(xì)管力隨接觸角的增大而降低，且裂縫寬度越小，毛細(xì)管力降低幅度越大，裂縫寬度越大，油氣藏毛細(xì)管效應(yīng)越不明顯。此外，由于氣水表面張力高于油水表面張力，裂縫寬度相同時(shí)，氣藏的毛細(xì)管力高于油藏。模擬結(jié)果表明，適度增加微裂縫儲(chǔ)集層表面的接觸角，毛細(xì)管力迅速降低，有助于降低返排阻力（圖3）。

圖2 不同裂縫寬度裂縫的毛細(xì)管力隨接觸角的變化Fig.2.Changes of capillary force with contact angle under different fracture widths

4.2.4 其他損害因素

儲(chǔ)集層其他損害因素包括儲(chǔ)集層含水飽和度、硫沉淀、鉆井、完井測試等。碳酸鹽巖氣藏的初始含水飽和度低于束縛水飽和度或不可動(dòng)水飽和度時(shí)，一旦鉆井液接觸氣層或地層水竄入氣層，會(huì)導(dǎo)致氣井周圍氣層含水飽和度增高，甚至?xí)^不可動(dòng)水飽和度，氣相相對滲透率大幅降低，形成水相圈閉損害[14]。

微裂縫的水相圈閉損害主要由毛細(xì)管自吸作用造成，因此影響水相圈閉的因素主要包括巖石水潤濕性、初始含水飽和度、裂縫發(fā)育程度、毛細(xì)管半徑、儲(chǔ)集層壓力、鉆井液黏度、濾液侵入深度等[15]。

圖3 不同界面張力下毛細(xì)管力隨裂縫寬度和接觸角的變化Fig.3.Changes of capillary force with fracture width and contact angle under different interfacial tensions

對于含硫天然氣及原油，開采中隨溫度、壓力降低和較高pH 值濾液侵入，溶解的硫析出并形成固體沉降堵塞孔隙，影響產(chǎn)能[5，16]。硫溶解度測試及沉淀機(jī)理分析表明，硫化氫含量是影響硫溶解度的主要因素，隨硫化氫含量增加，硫溶解度降低，且地層條件下硫能溶解在硫化氫中形成多硫化氫形式，該反應(yīng)為可逆反應(yīng)，在溫度和壓力降低后逆向反應(yīng)重新生成硫[5]。

儲(chǔ)集層的潛在損害貫穿鉆完井全過程，鉆井、完井測試過程中可能對儲(chǔ)集層產(chǎn)生損害的方式包括：①鉆井過程中采用過高的泵壓及排量等鉆井參數(shù)；②完井測試期間，鉆井液循環(huán)密度降低，隨儲(chǔ)集層微裂縫中應(yīng)力變化，會(huì)產(chǎn)生微小的掉塊，導(dǎo)致滲透率降低。

5 儲(chǔ)集層損害的預(yù)防

根據(jù)順北油田儲(chǔ)集層基質(zhì)、儲(chǔ)集空間及物性特征，針對造成儲(chǔ)集層損害的潛在因素，提出“物理封堵-濾液表面活性控制和水化抑制-力學(xué)近平衡”的方法，減少鉆井液對儲(chǔ)集層造成的損害，具體措施包括以下4點(diǎn)。

（1）由于順北油田儲(chǔ)集層裂縫尺寸范圍寬的特點(diǎn)，通過寬尺度范圍粒徑級配優(yōu)化增強(qiáng)鉆井液體系隨鉆封堵性能，拓寬鉆井液體系封堵裂縫尺寸的范圍，形成致密泥餅[17]，提高對儲(chǔ)集層裂縫的封堵時(shí)效[18]，降低鉆井液向儲(chǔ)集層漏失的初始速度，減少總漏失量。

（2）優(yōu)化水基鉆井液配方，鉆井液濾液具有較低的表面張力和抑制性，減弱微裂縫對濾液的自吸作用及水化應(yīng)力。

（3）根據(jù)儲(chǔ)集層壓力系數(shù)，優(yōu)化鉆井液配方，并采用合理的鉆井液密度，增強(qiáng)抑制性、降低環(huán)空壓耗，減少劣質(zhì)固相、防止碳酸根污染以及保持濾液pH 值不小于10。

（4）采用控壓鉆井技術(shù)，降低正壓差，減少固相侵入量及深度。

6 結(jié)論

（1）順北油田儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)，整體表現(xiàn)出強(qiáng)應(yīng)力敏、弱鹽敏、無酸敏的特征，鉆井液濾液侵入后在堿敏、水敏及速敏方面存在潛在損害。

（2）儲(chǔ)集層礦物組分、儲(chǔ)集空間特征、潤濕性以及力學(xué)特征分析表明，鉆井液對儲(chǔ)集層損害主要表現(xiàn)在大量低酸溶率固相侵入并堵塞地層、較高的毛細(xì)管力造成氣層水相圈閉及水鎖、鉆井液耐溫差造成固相沉降以及過高正壓差等方面。

（3）通過“物理封堵-濾液表面活性控制和水化抑制-力學(xué)近平衡”的方法，可實(shí)現(xiàn)降低漏失量和固相侵入量及深度、提高隨鉆封堵時(shí)效，達(dá)到保護(hù)儲(chǔ)集層的目的。