顺北油田断溶体储集层特征及损害预防

方俊伟，董晓强，李雄，张国，吴雄军

（1.中国石化a.西北油田分公司石油工程技术研究院；b.碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率重点实验室，乌鲁木齐 830011；2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101；3.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101）

顺北油田主要目的层为奥陶系一间房组和鹰山组。目前发现落实18 条富含油气的断裂带，开发区域主要集中在顺北一区1 号和5 号主干断裂带，具有良好的勘探开发前景。顺北油田属断溶体油藏，具有储集层埋藏超深、裂缝尺寸范围大、地层温度及压力高的特点。开发初期，为保证钻井安全，通常采用高密度水基钻井液，密度为1.80～2.00 g/cm3，体系固相含量高，大于28%，井筒正压差大，造成钻进过程中钻井液固相侵入并堵塞缝隙，降低裂缝渗流能力。针对上述问题及难点，开展顺北油田储集层特征与储集层损害方式关联研究，以期为后续储集层保护、提高单井产能及高效开发提供参考。

1 构造地质特征

顺北油田位于顺托果勒低隆，整体为北西向倾斜的斜坡。奥陶系一间房组和鹰山组为碳酸盐岩刚性地层，受外力挤压易产生断裂和裂缝，早期断裂及裂缝受溶蚀作用形成洞穴，成为良好的断溶体储集层。

顺北油田主要发育2 大断裂体系，分别为近平行走滑断裂体系和“X”形似共轭断裂体系[1-2]，为走滑断裂带控制的特深层碳酸盐岩缝洞型油藏。

2 储集空间特征

顺北油田奥陶系一间房组和鹰山组碳酸盐岩的储集空间主要为走滑断裂多期活动的破碎带及经流体溶蚀改造形成的裂缝和洞穴，裂缝和洞穴的尺寸分布范围宽，从宽度小于5.0 mm 的微裂缝至直径大于200.0 mm 的洞穴均有分布，统计顺北一区1 号和5号主干断裂带16口井岩心裂缝，宽度小于5.0 mm的197 条微裂缝，裂缝宽度多集中在0.1～0.5 mm（占比51.0%），其次为0.5～5.0 mm 的裂缝（占比39.2%），而裂缝宽度小于0.1 mm 的微裂缝最少（占比9.8%）。成像测井结果表明以高角度裂缝为主，水平裂缝较少，多与压裂裂缝伴生，受高角度裂缝影响，压裂裂缝一般不连续。未见裂缝被明显溶蚀现象，储集层基质致密，孔隙连通性差。

3 储集层特征分析

3.1 岩性特征

对顺北油田奥陶系储集层岩心进行X 射线衍射全岩矿物和黏土矿物分析，结果见表1 和表2。顺北一区1号和5号主干断裂带奥陶系储集层岩性主要为泥晶灰岩，方解石含量高于95.00%，含少量石英，基本不含长石和重矿物，基质黏土矿物含量低于1.50%，基本不含膨胀性矿物，但裂缝充填物含有多类型黏土矿物。次级断裂带储集层岩性为含灰质白云岩。

表1 顺北油田奥陶系储集层岩心全岩矿物分析Table 1.Whole⁃rock mineral analysis of the core from the Ordovician reservoir in Shunbei oilfield

表2 顺北油田鹰山组断裂带黏土矿物分析Table 2.Analysis of clay minerals in the fault zone of Yingshan formation in Shunbei oilfield

全岩矿物分析结果表明，主干断裂带和次级断裂带岩性并不一致，主干断裂带岩性以泥晶灰岩为主，次级断裂带岩性以含灰质白云岩为主，部分层位含少量其他矿物。此外，研究区储集层的黏土矿物含量均较低，一般不超过2.00%，其中，伊利石含量最高，占黏土矿物的61.00%～66.00%，平均为63.80%，其次是伊蒙混层，含量为32.00%～39.00%，平均为35.40%，高岭石和绿泥石含量极低（表2）。伊利石和高岭石属速敏性矿物，非黏土矿物运移会对碳酸盐岩储集层造成速敏伤害，伊蒙混层是水敏性矿物，储集层可能具有一定的水敏性[3-4]。

3.2 润湿性

对于初始水饱和度低于饱和水饱和度的储集层而言，水作为润湿相进入孔隙后，通常造成油气相向井筒流动明显降低[5-6]。测试顺北油田奥陶系鹰山组储集层岩心表面润湿性，测试介质分别为清水和顺北油田中质原油（表3）。从实验结果可知，清水测试储集层表面接触角为20.2°～32.6°，原油测试储集层表面接触角为53.9°～83.4°，表明顺北油田奥陶系鹰山组储集层具有强亲水性特征。

表3 顺北油田储集层岩心表面润湿性实验结果Table 3.Experimental results of surface wettability of the core from the reservoir in Shunbei oilfield

3.3 力学特性

对顺北一区1 号主干断裂带奥陶系储集层露头岩样进行力学特性分析，岩样C1 和C2 单轴压缩试验的抗压强度分别为169.8 MPa 和133.0 MPa，平均为151.4 MPa，峰值应变分别为0.62%和0.60%，平均为0.61%，弹性模量分别为37.54 GPa 和34.31 GPa，平均为35.93 GPa；岩样D1 和D2 巴西劈裂试验的抗拉强度分别为7.8 MPa 和8.7 MPa，平均为8.3 MPa。单轴压缩试验和巴西劈裂试验结果表明，顺北油田碳酸盐岩储集层具有很强的脆性，井壁及储集层裂缝应力变化导致脆性碳酸盐岩易出现掉块[7-8]。

3.4 流体特性

顺北油田断溶体储集层油气性质为轻质挥发油，岩心普遍见到沥青，不同断裂带油密度、成熟度、气油比及产能均有差异[9]，无统一的油水界面。此外，储集层硫化氢含量差异大，为0.000 3%～3.500 0%，二氧化碳含量为0.500 0%～5.000 0%。上述流体特征表明，顺北油田奥陶系经历多期油气充注和成藏过程，不同断裂带的油气充注和改造过程存在差异。

4 储集层损害方式及机理

4.1 敏感性损害

按照SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》测试顺北一区1 号和5 号主干断裂带储集层岩心敏感性（表4），顺北一区奥陶系储集层具有较强的非均质性，其中一间房组速敏、水敏和碱敏强于鹰山组，一间房组和鹰山组均具有强应力敏、弱盐敏及无酸敏特征。钻井液滤液侵入储集层后在碱敏、水敏及速敏方面存在潜在损害，随着油气不断开采，储集层孔隙压力逐渐下降，表现出应力敏感性损害。

4.2 储集层损害因素及方式

根据顺北一区一间房组及鹰山组储集层岩心裂缝宽度分布范围、全岩矿物分析、表面润湿性分析、力学特性及敏感性测试结果，储集层潜在的损害因素主要包括以下几方面。

表4 顺北一区奥陶系储集层敏感性实验结果Table 4.Sensitivity test results of the Ordovician reservoirs in Shunbei Block 1

4.2.1 储集空间及岩石特征

顺北一区1号和5号主干断裂带储集空间包括洞穴和裂缝，因储集空间不同，储集层存在不同的损害方式[10]。对于洞穴型储集层，钻井液大量漏失进入储集层（图1），钻井液中固相的含量、稳定性和酸溶性决定储集层的损害程度。对于微裂缝型储集层，储集层损害受孔隙和裂缝的几何形状、大小、分布及连通性影响。低渗透储集层孔喉细小、比表面积大，贾敏效应和水锁效应明显[11]，渗流存在启动压力，渗透率越低，启动压力梯度越大[12]。不匹配的固相颗粒侵入裂缝越深，对储集层损害程度越大。孔喉弯曲程度越大、孔隙连通性越差，储集层越容易受到损害。因此，孔喉细小或连通性差的储集层更容易受沉淀物堵塞、水锁和贾敏损害。

图1 顺北一区钻井放空后钻井液漏失量统计Fig.1.Statistics of fluid loss while drilling without resistance in Shunbei Block 1

4.2.2 钻井液性质

钻井液对储集层损害体现在固相颗粒、滤液及体系高温沉降稳定性等方面。固相颗粒损害主要为钻井液中难酸溶颗粒含量高、未及时清除的劣质固相等封堵裂缝；滤液因素包括高pH 值造成碱敏以及高质量浓度的OH-与地层水中Ca2+、Mg2+等高价离子反应沉淀堵塞；钻井液高温沉降稳定性差，固相（黏土及重晶石等难酸溶颗粒）沉降堵塞储集层流动通道。

4.2.3 储集层表面润湿性

顺北一区碳酸盐岩储集层具强亲水性，水作为润湿相在毛细管力或正压差作用下优先占据小孔隙并以薄膜形式覆盖在岩石孔隙表面，油气存在于孔隙中心。随着滤液进一步侵入，孔隙表面水化膜增厚并逐渐开始流动，将油气推向远离井筒的方向。因此，钻井液滤液侵入水润湿性地层对储集层的损害比油润湿性地层严重。通过适当改变储集层表面润湿性，如由亲水性变为中性润湿性，可以降低液相在孔隙中的体积占比[13]。鉴于顺北一区储集层基质孔隙连通性差，结合储集层表面润湿性及裂缝宽度，将不同表面润湿性地层的裂缝想象为平行板，分析表面润湿性对毛细管力的影响。

式中pc——毛细管力，Pa；

W——两相间形成液膜的曲率半径，m；

θ——接触角，（°）；

σ——界面张力，mN/m。

按（1）式计算了裂缝宽度小于5.00 mm 裂缝的毛细管力及油气藏毛细管力随裂缝宽度的变化（图2）。可以看出，相同宽度裂缝的毛细管力随接触角的增大而降低，且裂缝宽度越小，毛细管力降低幅度越大，裂缝宽度越大，油气藏毛细管效应越不明显。此外，由于气水表面张力高于油水表面张力，裂缝宽度相同时，气藏的毛细管力高于油藏。模拟结果表明，适度增加微裂缝储集层表面的接触角，毛细管力迅速降低，有助于降低返排阻力（图3）。

图2 不同裂缝宽度裂缝的毛细管力随接触角的变化Fig.2.Changes of capillary force with contact angle under different fracture widths

4.2.4 其他损害因素

储集层其他损害因素包括储集层含水饱和度、硫沉淀、钻井、完井测试等。碳酸盐岩气藏的初始含水饱和度低于束缚水饱和度或不可动水饱和度时，一旦钻井液接触气层或地层水窜入气层，会导致气井周围气层含水饱和度增高，甚至会超过不可动水饱和度，气相相对渗透率大幅降低，形成水相圈闭损害[14]。

微裂缝的水相圈闭损害主要由毛细管自吸作用造成，因此影响水相圈闭的因素主要包括岩石水润湿性、初始含水饱和度、裂缝发育程度、毛细管半径、储集层压力、钻井液黏度、滤液侵入深度等[15]。

图3 不同界面张力下毛细管力随裂缝宽度和接触角的变化Fig.3.Changes of capillary force with fracture width and contact angle under different interfacial tensions

对于含硫天然气及原油，开采中随温度、压力降低和较高pH 值滤液侵入，溶解的硫析出并形成固体沉降堵塞孔隙，影响产能[5，16]。硫溶解度测试及沉淀机理分析表明，硫化氢含量是影响硫溶解度的主要因素，随硫化氢含量增加，硫溶解度降低，且地层条件下硫能溶解在硫化氢中形成多硫化氢形式，该反应为可逆反应，在温度和压力降低后逆向反应重新生成硫[5]。

储集层的潜在损害贯穿钻完井全过程，钻井、完井测试过程中可能对储集层产生损害的方式包括：①钻井过程中采用过高的泵压及排量等钻井参数；②完井测试期间，钻井液循环密度降低，随储集层微裂缝中应力变化，会产生微小的掉块，导致渗透率降低。

5 储集层损害的预防

根据顺北油田储集层基质、储集空间及物性特征，针对造成储集层损害的潜在因素，提出“物理封堵-滤液表面活性控制和水化抑制-力学近平衡”的方法，减少钻井液对储集层造成的损害，具体措施包括以下4点。

（1）由于顺北油田储集层裂缝尺寸范围宽的特点，通过宽尺度范围粒径级配优化增强钻井液体系随钻封堵性能，拓宽钻井液体系封堵裂缝尺寸的范围，形成致密泥饼[17]，提高对储集层裂缝的封堵时效[18]，降低钻井液向储集层漏失的初始速度，减少总漏失量。

（2）优化水基钻井液配方，钻井液滤液具有较低的表面张力和抑制性，减弱微裂缝对滤液的自吸作用及水化应力。

（3）根据储集层压力系数，优化钻井液配方，并采用合理的钻井液密度，增强抑制性、降低环空压耗，减少劣质固相、防止碳酸根污染以及保持滤液pH 值不小于10。

（4）采用控压钻井技术，降低正压差，减少固相侵入量及深度。

6 结论

（1）顺北油田储集层非均质性强，整体表现出强应力敏、弱盐敏、无酸敏的特征，钻井液滤液侵入后在碱敏、水敏及速敏方面存在潜在损害。

（2）储集层矿物组分、储集空间特征、润湿性以及力学特征分析表明，钻井液对储集层损害主要表现在大量低酸溶率固相侵入并堵塞地层、较高的毛细管力造成气层水相圈闭及水锁、钻井液耐温差造成固相沉降以及过高正压差等方面。

（3）通过“物理封堵-滤液表面活性控制和水化抑制-力学近平衡”的方法，可实现降低漏失量和固相侵入量及深度、提高随钻封堵时效，达到保护储集层的目的。