延长杏子川油田特低渗储层敏感性及开采对策研究

程玉群，沈　英，吴辰泓，韩小琴

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)



延长杏子川油田特低渗储层敏感性及开采对策研究

程玉群，沈英，吴辰泓，韩小琴

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

摘要：对杏子川油田特低渗油藏开展系统的储层敏感性、应力敏感性、储层伤害机理的实验研究，评价各因素对储层的伤害程度，提出了开采对策。研究结果表明，杏子川油田特低渗储层总体上表现为弱—中等速敏、弱水敏、中等-极强酸敏、弱碱敏特征。储层表现为强应力敏感性，渗透率损失率最大达到了90.47%，孔隙度损失率为1.51%～7.14%。有效压力变化速度明显影响岩心渗透率的损失，有效压力变化越快，岩心渗透率损失越大，岩心不可恢复的渗透率损失越大。岩心的渗透率越低，压敏损失率越高。渗透率为1～10mD的岩心渗透率损失率小于50%；渗透率小于1mD时渗透率损失率超过50%。特低渗油藏开采过程中应合理控制采油速度，缓慢降低油层压力，减少渗透率的损失。地层能量充足时可在允许适度压敏条件下进行弹性开采，地层能量匮乏时必须超前注水补充能量，合理把握注水时机，控制渗透率损失对产能的影响。

关键词：杏子川油田；特低渗油藏；储层敏感性；应力敏感性；开采对策

延长杏子川油田发育特低渗油藏，勘探开发过程中极易发生储层伤害，直接影响开发效果。本文以杏子川油田杏2005井区主力产层长6和长4+5油层组为例开展系统的储层敏感性、应力敏感性、储层伤害机理实验研究，确定外来因素对储层的伤害程度，降低开采过程中对储层的伤害，提高开发效益。

1 储层黏土矿物特征

黏土矿物是细分散的、含水的层状硅酸盐矿物及含水的非晶质硅酸盐矿物的总称【1】。黏土矿物种类、含量、形态、产状对砂岩储集性影响极大，是正确评价油气储层的重要参数。从钻井到注水开发、措施等环节，甚至到三次采油的每个施工环节中所使用的工作液都会与黏土矿物发生不同程度的反应。研究黏土矿物类型及由其造成的储层敏感性已经成为油田开发领域中重要的研究内容。

杏2005井区储层黏土矿物总量为4.54%～6.46%，其中长6储层黏土矿物总量略高于长4+5。绿泥石是储层中主要的黏土矿物(相对含量为80.7%)，其次为伊/蒙混层矿物(占10.3%)，伊利石含量最少(为9.2%)，长6储层的伊/蒙混层和伊利石含量低于长4+5。

绿泥石在扫描电镜下呈针叶状集合体形态，以3种形式赋存：一是呈薄膜状或环边状生长于颗粒表面(图1a)；二是充填在孔隙中(图1b)；三是黑云母碎屑的绿泥石化，其中以前两种形态为主。绿泥石的赋存形态对储层物性影响较大，薄膜状绿泥石的存在大大减小了孔隙的有效半径，并且常常造成孔隙喉道的堵塞[1]。伊/蒙混层矿物在扫描电镜下主要呈蜂窝状分布于粒表或充填于孔隙中(图1c)，伊利石常呈不规则片状分布于颗粒表面(图1d)。伊/蒙混层是蒙皂石向伊利石转化的过渡型产物，成岩期由于压实作用和温度的增高,混层中的蒙皂石与伊利石的比例逐渐减小。存在于颗粒表面及充填粒间孔隙的伊/蒙混层矿物及伊利石遇到低矿化度水后,会发生水化膨胀、分散、运移，缩小或堵塞孔道,降低渗流性能；当颗粒迁移到孔隙中时，如果孔喉半径大,会因微粒被冲出储层而使渗透率得到提高；反之，微粒则形成桥堵或堵塞,造成渗透率下降，即速敏效应【2】。

2 储层敏感性特征

对8口井160块样品的储层敏感性进行实验，发现储层敏感性总体表现为弱—中等速敏、弱水敏、中等—偏强酸敏、弱碱敏。影响延长杏子川油田特低渗储层注水开发效果的主要是酸敏和速敏。

速敏实验结果表明，长4+5储层临界流速为2.49m/d，为弱—中等偏弱速敏；长6储层临界流速为0.51m/d，为中等偏强速敏。为防止因流体流动速度过大引起地层黏土颗粒运移堵塞喉道，造成地层渗透率下降，该区在注水开发过程中，长4+5储层应控制注水线性速度小于2.49m/d，长6储层应控制注水线性速度小于0.51m/d。

水敏实验结果表明，长4+5、长6储层的伊/蒙混层相对含量为5.3%～12.7%，为弱水敏。但是，为确保防止地层水化膨胀和地层渗透率降低，该区在进行注水开发时，应保证注入水有一定的矿化度。

酸敏实验结果表明，长4+5储层具弱酸敏，长6储层为中等—强酸敏。分析原因，主要是因为长6储层比长4+5储层的绿泥石含量高，长6储层的绿泥石含量在80%以上，最高达到90%，而长4+5储层的绿泥石含量为76%。储层中存在的绿泥石为富铁绿泥石，在酸化过程中，富铁绿泥石中的铁离子将释放出来进入地层水，在氧化条件下，Fe2+被氧化为Fe3+，随着绿泥石及其他矿物被酸液溶蚀，H+浓度下降，当pH值大于2.2时，Fe3+、Al3+等经过一系列反应，产生Fe(OH)3、Al(OH)3等沉淀，使孔隙喉道被堵塞，造成储层渗透率降低[3]，因此在酸化提高采收率时要预防酸敏对储层的伤害，不宜采用HCl对油层进行酸化处理。

碱敏实验中，长4+5储层临界pH值为10，长6储层临界pH值为10，各储层普遍存在弱碱敏，因此在注水开发过程中注入水的pH值应控制在其临界碱度值以上。

3 储层应力敏感性特征

从覆压孔隙度测试数据来看，当净有效覆压增加时，长4+5、长6储层孔隙度都呈下降趋势，但下降幅度不大。在净有效覆压下，杏2005井区孔隙度损失率为1.51%～7.14%，平均为2.73%。其中，长4+5储层孔隙度损失率为1.52%～7.14%，平均为3.51%；长6储层孔隙度损失率为1.51%～2.99%，平均为1.95%。长4+5储层孔隙度损失率高于长6，主要原因是长4+5储层孔隙度本身就低于长6，孔隙度越小，损失程度越高。

覆压渗透率测试结果表明，渗透率随净有效覆压的增加呈阶梯状减小，减小幅度不断减缓。当净有效覆压增加到15MPa时，渗透率损失率达到最大值90.47%，其中长4+5储层渗透率损失率平均达到73.85%，长6储层渗透率损失率平均达到76.39%；当净有效覆压降至常压时，渗透率存在不可逆性，不能恢复到初始值，渗透率损失率最大为53.63%，最小为16.48%。

加压初期，渗透率降低最快。如杏2003井12号样品为长4+5储层。加压初期，当净有效覆压从零上升至3.5MPa时，净有效覆压增加值占总变化的38%，而渗透率减小值却占总渗透率减小值的71.56%。杏2001井118号样品为长6储层，加载初期净有效覆压从零上升至3.5MPa时，净有效覆压增加值占总变化的38%，但渗透率减小值却占总渗透率减小值的82.56%。这主要是因为在低有效应力阶段，随着有效应力增加，岩石中部分闭合压力较低的孔喉受其影响而闭合，导致岩石渗流能力显著降低，后期这种类型的孔喉数量减少，应力对渗流能力的影响较弱[4]。随着压力恢复，渗透率不能恢复至初始水平，说明岩石的孔隙结构发生了塑性形变，破坏了原有的渗流通道，造成储层永久性伤害[5]。

在相同应力变化情况下，不同渗透率岩心的渗透率损失情况不同。随渗透率增大，渗透率损失率不断减小，渗透率恢复值增大。对于孔隙度相近的岩心，渗透率越小，渗透率损失率越大，恢复值越小。如杏2001井118号和136号岩心孔隙度比较接近，但渗透率更小的118号岩心渗透率损失率更大(90.47%)。这主要是因为当岩石被压缩时，首先压缩喉道，对于相同孔隙度的岩心，渗透率越小则平均喉道半径越小，应力敏感性越强，渗透率损失越严重[6]。

4 开采对策研究

4.1 降压开采对储层渗透率影响

为了研究特低渗油藏压力下降速度对储层物性的影响，根据有效压力作用原理，以有效围压的减小模拟了压力恢复过程，在实验室内进行了快速和慢速加压实验、增压—降压实验、连续慢速加压—恢复循环实验这3种不同方式的压力实验，模拟特低渗油藏不同有效压力下储层的变化情况。

4.1.1 快速和慢速加压实验

以模拟地层水为介质，采用水测渗透率装置对性质相同的岩心分别进行快速和慢速加压实验，研究压力增加速度对储层的伤害。采用气测渗透率和20MPa有效压力下水测渗透率十分接近的两块岩样分别进行对比实验，其中一块进行快速加压实验，净有效覆压为5MPa、10MPa、15MPa和20MPa；对另一块岩心进行慢速加压实验，净有效覆压压力点为多个压力点，从2.5MPa、3.5MPa、5MPa、7MPa等一直增大到20MPa，实验结果见图2。

由图2可知，净有效覆压变化速度对岩心渗透率的损失具有明显影响。净有效覆压快速增加至20MPa时，岩心渗透率损失率为87.49%(杏2003井6号样)；而当净有效覆压慢速增至20MPa，岩心的渗透率损失率为60.80%(杏2003井36-1号样)。净有效覆压快速变化造成的不可恢复的渗透率损失要大于慢速增压。

根据以上研究结果，特低渗油藏开采过程中，井底压力缓慢降至生产压力有利于减小储层渗透率的压敏损害。即在特低渗油藏开采时地层压力的控制尤为重要[7]。

4.1.2 增压—降压实验

增压过程中设计净有效覆压值依次为2MPa、2.5MPa、3.5MPa、5MPa、7MPa、9MPa、11MPa、15MPa，依次加压到设计最高压力值后，再按程序反向降低净有效覆压(恢复地层压力)到最低值2MPa,实验结果如图3所示。

从图3中可见，净有效覆压逐渐减小后，渗透率不能有效恢复，储层表现出较强的塑性特征。同时还发现，岩心的渗透率越低，其渗透率的压敏损失率越高。1～10mD区间岩心渗透率损失率小于50%(图3a)；渗透率小于1mD时渗透率损失率超过50%(图3b)。

4.1.3 连续慢速加压—恢复循环实验

以氮气为流动介质，通过“连续慢速加压—恢复循环”模拟实际开采中连续关井恢复压力降低储层伤害的过程。

增压过程中设计有效压力值依次为2.5MPa、3.5MPa、5MPa、7MPa、9MPa、11MPa、13MPa、15MPa，依次加压到设计压力值后，按相反顺序降低有效压力(恢复地层压力)到最初值；然后再进入下一个加压—降压循环。

图4给出了连续循环加压时岩心渗透率的变化曲线，从图中可以看出，第1次加压渗透率下降降幅度大，且有效压力降低后，渗透率恢复程度低；随着循环次数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小，且有效压力降低后，渗透率恢复程度增加。但每一次加压渗透率都有一定程度的下降，经过8次循环后岩心加压到15MPa时，其渗透率损失率为21.0%。从现场应用角度看，如果油田开发初期地层能量释放太快，就会引起近井地层渗透率显著下降，且恢复程度低，而频繁的关井并不能从根本上减小地层压力下降造成的储层伤害。如果某一生产压力造成了储层伤害，关井进行压力恢复，然后再以相同的压力开采，就会造成更严重的储层伤害[8]。

4.2 压力对开采效果的影响

4.2.1 降压开采与应力敏感性

在特低渗油藏中，若地层压力系数较高，地层能量较为充足，则应充分利用自然能量进行弹性开采[9]。开采过程中由于孔隙压力下降，导致上覆压力增大，使得油藏渗透率降低。如果孔隙压力下降控制不合理，将会对储层造成严重应力伤害，影响油井产能。因此，合理控制油藏孔隙压力的下降速率，充分利用油藏自然能量，能够获得较高的采出程度[10]。

选取4块渗透率均在10mD左右的砂岩岩心，分别进行洗油、干燥处理后，抽真空饱和地层水。在相同条件下分别用油驱水控制束缚水饱和度，使初始含油饱和度相近。在岩心出口端加回压阀，通过调节回压阀控制岩心两端的压差，保持不同的孔隙压力水平。实验固定围压为70MPa，岩心孔隙压力为60MPa，分别将孔隙压力降至50MPa、40MPa、30MPa、20MPa，观察记录产出流体的变化规律(图5)。从图5可知，降压开采能够采出部分岩心中的原油。当孔隙压力降至50MPa，即孔隙压力保持率为71.4%时，弹性采收率最低；孔隙压力降至40MPa，即孔隙压力保持率为57.1%时，弹性采收率最高；而当孔隙压力分别降至30MPa、20MPa时，其弹性采收率均低于孔隙压力为40MPa时的值。

由实验结果可知，当孔隙压力降至57.1%时，弹性采收率最高，即孔隙压力降至一定值时，地层的弹性能量得到了充分利用，此时油藏渗透率损害较小，最终采出程度较高[11]。

4.2.2 超前注水对压敏的抑制

在特低渗油藏中，若地层压力系数较低，油藏地层能量匮乏，利用天然能量开采将会造成不可恢复的应力损害[12]。该类油藏必须超前注水补充地层能量，尽量降低应力敏感性对油井产能的伤害。

超前注水效果的好坏与注水时机紧密相关，特低渗油藏水驱时存在注水启动压力梯度，当注水压力较小时，注入压力不能及时补给油藏压力，导致产出端孔隙压力降低较快，形成渗透率应力伤害，降低采收率。注水压力大于启动压力后，油藏能量得到补充，生产压差扩大，产出端油藏物性得到改善，水驱采收率必然提高。因此，超前注水必须结合注水启动压力梯度，以及对产出端渗透率的应力伤害确定合适的超前注水时机，才有可能获得较高的采收率。

5 结论

(1)杏子川油田储层敏感性总体上表现为无—弱速敏、弱水敏、中等—极强酸敏、弱碱敏特征，影响注水开发效果的主要是酸敏和水敏。

(2)储层表现为强应力敏感性，渗透率损失率最大值达到了90.47%，孔隙度损失率为1.51%～7.14%，平均为2.73%。

(3)净有效覆压变化速度对岩心渗透率的损失有明显影响。净有效覆压变化越快，岩心渗透率损失越大，岩心不可恢复的渗透率损失越大。因此，特低渗油藏开采过程中地层压力的控制尤为重要。应当合理控制采油速度，缓慢降低油层压力，减少渗透率的损失，提高油藏最终采收率。

(4)降压开采和超前注水实验表明，在特低渗油藏中，若地层能量充足，则可合理控制地层压力下降速率，在允许适度压敏的条件下进行弹性开采，可获得较高采出程度。若地层能量匮乏，则必须提前补充地层能量，控制渗透率损失对产能的影响。超前注水要把握合理时机，克服启动压力梯度的影响。

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Low-permeability Formation Sensitivity and Exploitation Solutions of

Yanchang Xingzichuan Oilfield Cheng Yuqun, Shen Ying, Wu Chenhong, Han Xiaoqin

(ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi’an,Shaanxi710075,China)

Abstract:We carried out systematic experimental study on reservoir sensitivity, stress sensitivity and formation damage mechanism of ultra-low-permeability reservoir in Xingzichuan Oilfield, evaluated the damage degree of all factors on reservoir, and proposed exploitation countermeasures. Research results showed that the ultra-low-permeability reservoir in Xingzichuan Oilfield featured in weak-medium velocity sensitivity, weak water sensitivity, medium-extremely strong acid sensitivity, and weak alkali sensitivity. The reservoir is extremely sensitive to stress, with the maximum permeability loss ratio reaching 90.47% and porosity loss ratio ranging from 1.51% to 7.14%. Effective pressure variation rate greatly exerted the loss of core permeability. The faster the effective pressure changed, the greater the loss of core permeability got. As a result, the unrecoverable permeability loss of core would become. The lower the core permeability was, the higher the loss ratio of pressure sensitivity became. The loss ratio of core permeability between 1mD and 10mD was less than 50%, while that of core permeability lower than 1mD exceeded 50%. During the exploitation of ultra-low-permeability reservoir, we should regulate the rate of oil production reasonably, lower formation pressure slowly, and reduce loss of permeability. And we could carry out flexible exploitation under moderate pressure when the formation energy is sufficient, but we have to preliminarily inject water to supplement energy when the formation energy is insufficient. That is to say, we should seize the moment of water injection appropriately, and control the effect of permeability loss on productivity.

Key words:Xingzichuan Oilfield; low-permeability reservoir; formation sensitivity; stress sensitivity; exploitation solution

基金项目：陕西省科技创新工程科技产业园区项目(13115)(2010ZDKG-100)。

第一作者简介：程玉群(1962年生)，男，高级工程师，主要从事油气田地质测试分析、储层评价等研究工作。邮箱：chengyuqun62@163.com。

中图分类号：TE348

文献标识码:A