小洼油田W38块东三段储层伤害因素分析及保护技术

杨　光，王丹丹，王　妍

(中国石油集团长城钻探工程有限公司录井公司，辽宁盘锦124010)



小洼油田W38块东三段储层伤害因素分析及保护技术

杨光，王丹丹，王妍

(中国石油集团长城钻探工程有限公司录井公司，辽宁盘锦124010)

摘要：小洼油田W38块东营组油藏属稠油油藏，长期热采使储层伤害严重。为深入研究储层伤害因素，寻求储层保护有效方法，利用储层常规物性和微观结构、成分等数据对储层性质进行分析；通过模拟流动实验，分析储层伤害的过程及机理。研究结果表明，研究区储层为高孔 、高渗型砂岩储层，泥质含量高，黏土矿物中蒙皂石含量较高，为强水敏性储层。热采流体与地层水不配伍，使黏土水敏膨胀、微粒运移及地层岩石矿物溶解、转化等，导致地层骨架坍塌，出砂严重，降低渗透性，造成储层伤害。通过伤害机理分析，采用了注入黏土稳定剂的保护措施，结果表明高温黏土稳定剂可很好地保护储层，防止黏土膨胀及控制出砂，在多个井组试验均效果良好，可进一步推广。

关键词：W38块；储层伤害；储层保护；储层物性；敏感性

小洼油田W38块东营组三段(简称东三段，dⅢ)蒸汽驱试验井区经过10轮蒸汽吞吐，采出程度高、油层压力低、储层物性变差、严重出砂、措施井效果越来越差。针对以上情况，有必要对该层段进行开发中后期的储层伤害因素分析及保护技术研究。

本文通过统计该区5口井，9000余块样品的岩石物性、薄片分析、X射线衍射、敏感性评价等测试数据，对储层性质(岩石物性、微观结构、岩石成分及黏土含量)进行分析，了解储层基本情况；通过流动实验(速敏及水敏实验、热采敏感性实验)对储层伤害的主要因素进行分析，制订保护技术方案，实施预防措施[1-2]。

1 W38块地质特征

小洼油田W38块位于辽河断陷中央隆起南部倾没带的北端，构造形态为受大洼断层和W38断层上倾遮挡的断鼻构造(图1)，构造面积约为12.0km2。地层自下而上依次发育太古界、古近系沙河街组、东营组、新近系馆陶组和明化镇组及第四系平原组，主要含油层系为东营组。东营组为三角洲前缘沉积体系，储层主要为细砂岩，属高孔、高渗储层。油层分布主要受构造控制，构造高部位油层厚度较大，平面上连片性较好，属于层状边水油藏。

该区原油属普通稠油，20℃时原油密度均大于0.984g/cm3，50℃时地面脱气原油黏度为7477～10760mPa·s，凝固点为13.6℃，含蜡量为1.99%，胶质+沥青质含量为33.56%。地层水属NaHCO3型，总矿化度为935.65mg/L，氯根含量为84.225mg/L，碳酸氢根含量为350.875mg/L，钠离子和钾离子含量为309.985mg/L。

小洼油田W38块东营组目前共有注采井327口，其中采油井318口，注水井9口，日产油362t，年产油14.28×104t，累计产油391.37×104t，是辽河油田主要稠油区块之一。

2 储层性质

2.1 储层物性分析

该区东营组储层物性总体上较好，属高孔—高渗砂岩储层[3](表1)， 孔隙度为26.6%～44.5%，平均为37.2%；渗透率为75.1～8453.1mD ，平均为3327.4mD；碳酸盐含量平均为4.1%，分布普遍；含油饱和度为4.8%～67.0%，平均为37.6%；含水饱和度为18.3%～86.0%，平均为43.9%。储集空间以原生粒间孔和次生孔为主，总体上表现为孔隙发育，渗透能力强，储层胶结疏松[4]。注汽开采前孔隙度平均为30.3%，渗透率平均为1020mD；注汽后，孔隙度和渗透率都呈现增大趋势，这是由于注入油藏的高温、高压流体与储层岩石发生强烈的水岩反应，储层岩石的骨架颗粒溶解，使储层岩石更加松散，油井大量出砂，油层含水升高，个别油层水淹严重。

表1　W38块东营组储层物性统计表

2.2 储层微观特征

W38块dⅢ段储层岩性以中—细粒含岩屑长石石英砂岩为主，样品疏松，颗粒分选中等，以点接触为主，孔隙类型主要为原生粒间孔，填隙物少，孔隙结构清晰，成岩作用弱[5](图2a)，注蒸汽开发改变了储层原始孔隙结构特征，扩大孔隙直径和面孔率，增加了储层的非均质性。原始含油性较好，含油均匀；蒸汽开发后含水面积增大，粒间连通孔隙中油水并存，岩石颗粒水侵严重(图2b)。

2.3 储层岩石成分分析

W38块dⅢ段储层X射线衍射全岩分析结果显示，储层岩石颗粒成分以石英为主，含量在52.5%左右；次为长石，含量在33.0%左右。微粒石英和钾长石在注蒸汽热采时会发生溶解或与其他矿物作用形成新的矿物，同时促进黏土矿物转化，使储层孔隙度和渗透率受到伤害；但微粒含量较低，造成的影响相对有限。岩石主要填隙物成分为黏土矿物，含量为8.7%；并含有少量方解石、白云石及辉石(图3)。

黏土矿物以蒙皂石或伊/蒙混层为主，相对含量为60%；高岭石相对含量为20%；伊利石相对含量为11%；绿泥石相对含量为9%(图4)。黏土矿物的类型、数量、分布及其在孔隙中所处的位置不仅对储层的孔渗条件有明显的影响，而且对评价油气层伤害也十分重要[6]。黏土矿物造成的油气层伤害有时可使产量下降70%，因此在实施增产措施之前，必须对储层黏土矿物进行分析。该区储层黏土矿物含量为5.7%～11.7%，膨胀率最大为7.1%，潜在伤害因素较高。水敏性黏土矿物蒙皂石或伊/蒙混层相对含量高，决定了储层敏感性以水敏性为主[3]。

3 储层伤害因素分析

储层伤害实验研究主要开展了水敏评价和热采储层敏感性分析。水敏评价实验是用不同盐度水模拟地层水伤害岩石样品，检测前后渗透率变化情况。热采储层敏感性分析实验是在不同温度和时间条件下，让岩石样品与处理剂溶液相互作用，寻找储层伤害过程中的渗透率变化规律。

3.1 水敏评价

水敏是指与储层不配伍的外来流体进入储层后，引起储层中的黏土发生膨胀、分散和运移，从而导致渗透率下降的现象。砂岩储层中的黏土矿物以各种形式与骨架颗粒接触，当低矿化度流体进入储层后，储层就会发生水敏[7]。本次水敏评价选取19块代表样品，检测水敏指数为31.04～80.64，为中等—强水敏 。东营组水敏评价曲线可见(图5)，临界矿化度在2500～5000mg/L之间；因此在配制注入水时，应尽量保证矿化度大于临界值。该区储层黏土矿物中有较大比例的蒙皂石和伊/蒙混层等水敏性矿物，遇水易膨胀，缩小甚至封闭储层孔隙喉道，导致渗透率大幅度下降；且该类黏土有高的比表面积和强亲水性，具有很高的吸水膨胀和饱和水不可逆性，对储层伤害非常大。开发过程中必须实施有效的防膨措施，保护储层，提高开发效率。

3.2 热采敏感性分析

热采储层伤害的原因来自两方面：一是储层岩石的骨架矿物和黏土矿物本身结构性质决定了储层具有的潜在伤害因素；二是注入的蒸汽 (热水)高温、高pH值且与地层流体不相容，造成储层矿物的溶解、沉淀、蚀变和热液组分的改变[8-9]。通过热采作用前后岩心渗透率、矿物成分、水质及原油性质的变化，评价储层热采敏感性、储层伤害的程度及机理，结合现场工艺状况，筛选出降低伤害的措施[10]。

通过3组岩心流动实验(图6)、测试温度从45℃升至200℃再降为45℃过程中样品渗透率变化情况可以看出，热采早期(伤害时间低于2天)液相渗透率上升，原因是部分黏土矿物在高温条件下溶解后随流体运移，使孔隙空间增大，渗透能力增强。随着高温伤害时间加长，溶解的矿物开始发生沉淀，且黏土矿物的性质开始转换，使液相渗透率开始下降，即使温度恢复到实验初始温度，渗透率也不能完全恢复初始状态。高温对储层的伤害表现明显，且为长期持久性伤害。黏土矿物的溶解、转化、膨胀和迁移是热采伤害的主要原因，如何在热采过程中增强黏土矿物的稳定性，防止易膨胀及易迁移黏土的生成是保护储层关键。

4 储层保护技术及实施效果分析

目前，国内外储层保护技术对策很多，根据储层注蒸汽前后物性变化规律，结合稠油油藏开发后期储层特点，主要方法有降低注入蒸汽的pH值；严重出砂吞吐井采用螺杆泵采油；抑制井间汽窜；低频脉冲波强化采油等[11]。

4.1 储层保护技术

该区储层为高孔、高渗型砂岩储层，胶结疏松甚至是非胶结，开发中无可避免地存在出砂现象。储层中相对活跃的敏感性黏土矿物成分含量较高，蒸汽注入地层后极易发生黏土水敏膨胀、微粒运移及岩石矿物溶解、转化等现象，造成地层伤害，如果锅炉排出的蒸汽中含有固体颗粒，就会加剧对地层的伤害。

储层中含量较高的蒙皂石阳离子交换能力最强，稳定性最差，吸水膨胀的过程中晶层间距离增大，引力减小，黏土分散随流体迁移，导致岩石骨架坍塌[12]。实验证实，通过离解出高正电价的、交换能力强的阳离子，替代蒙皂石表面结合力弱的阳离子，可抑制蒙皂石的水化膨胀、分散作用。因此，储层保护主要以防膨技术为主，药剂为黏土稳定剂。

根据热采敏感性实验数据，考虑在黏土稳定剂中加入无机物协同，可使黏土稳定剂的耐温性能提高，稳定黏土时间延长，对黏土分子或已膨胀的黏土颗粒起到更加有效的稳定作用。

4.2 实施效果分析

对小洼油田W38块东营组储层泥质含量超过8%的部分新井、调层井、侧钻井实施了注入黏土稳定剂的保护措施(表2)，黏土稳定剂由具有长效性的低分子量有机阳离子与无机物复合而成，黏土稳定剂离解出来的阳离子具有很强的吸附力，在黏土表面形成一层保护膜，使水难以进入，阻止了其他离子的交换作用。

表2　W38块东三段储层高温黏土稳定剂实施井数据统计表

实施防膨措施的油井开井后到目前为止没有出现砂卡检泵现象，说明高温黏土稳定剂可较好地保护储层，控制储层出砂。

5 结束语

(1)实验数据表明，W38块dⅢ段储层热采过程中主要的伤害因素是高温流体作用下黏土矿物吸水膨胀，以及溶解、性质转换、沉淀等。必须实施早期储层保护措施，抑制黏土膨胀、颗粒运移，控制油井出砂，提高采油效率。

(2)对于地层结构疏松、严重出砂油井，单纯的油井防膨只能起到缓解作用，必须进一步加强地质研究和敏感性评价工作，联合其他措施尽可能增加砂岩骨架的强度，更好保护储层。

(3)本措施先后在XH27、Q40等稠油区块的试验井组得到推广，取得显著效果，也使该技术得到了进一步完善。

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Reservoir Damage Factors Analysis and Protection Techniques for Third Member of Dongying Formation in Block W38 of Xiaowa Oilfield

Yang Guang, Wang Dandan, Wang Yan

(GWDC Mud Logging Company,Panjin,Liaoning 124000,China)

Abstract:The oil reservoir in Dongying Formation in Block W38, Xiaowa Oilfield was a heavy oil one, and it has been damaged severely because of long-term thermal recovery. To make in-depth study on reservoir damage factors and seek effective ways for reservoir protecction, we analyzed reservoir quality by means of conventional reservoir properties and such data as microstructure and composition. We analyzed the process and mechanism of reservoir damage via flow simulation test. Results showed that the reservoir in the study area was high-porosity and high-permeability sandstone reservoir, with high shale content and higher smectite content in clay minerals. It was also of strong water sensitivity. Thermal fluid was not compatible with formation water, which led to water sensitivity and swelling of clay, migration of particles, and dissolution and transformation of rocks and minerals, etc. This resulted in stratigraphic frame collapse, severe sanding, decrease in permeability, and damage to reservoir. Through the analysis on damage mechanism, we adopted the protection measures like injecting clay stabilizer. It was revealed that high-temperature clay stabilizer could protect oil reservoir better, prevent clay from swelling and control sanding of oil reservoir. The results were proved good after testing in many well groups. The techniques could be popularized further.

Key words:Block W38; reservoir damage; reservoir protection; reservoir physical property; sensitivity

第一作者简介：杨光(1974年生)，男，工程师，从事技术研发应用工作。邮箱：sunny.998@126.com。

中图分类号：TE345

文献标识码:A