S区块致密砂岩气藏储层特征及损害因素分析

姚 倩,许 峰

(1.长江大学地球科学学院，湖北 武汉430100；2.江汉油田 石油工程技术研究院，湖北 武汉430000)

随着常规油气资源的不断消耗，非常规油气资源受到越来越多的关注。其中致密气资源作为一种非常规油气资源，在世界能源结构中的位置愈发重要。与常规油气储层相比，非常规油气储层往往具有低孔隙度、低渗透率的特点，并且储层孔喉细小，连通性差，发育较多的微裂缝，非均质性较强，在勘探开发过程中极易受外部因素的影响而对储层造成严重损害，这就对非常规油气资源的高效开发提出了更高的要求[1-6]。

在致密砂岩气藏开发过程中通常存在较严重的水敏以及水锁损害现象，这已成为制约致密砂岩气藏高效经济开发的重要因素[7-12]。因此，有必要针对致密砂岩气藏储层开展储层损害因素分析，找出储层潜在的主要损害因素，为致密砂岩气藏的稳定开发提供保障。作者在分析S区块致密砂岩气藏储层特征的基础上，通过岩心流动实验开展水敏、应力敏、酸敏以及水锁损害评价，以确定储层损害的主要因素。

1 储层特征

1.1 储层岩性特征

S区块位于塔里木盆地东北部，储层段岩石类型主要以岩屑砂岩为主，长石含量较少，部分为长石岩屑砂岩，岩性整体较为稳定，颗粒较粗。粘土矿物含量在12.95%～26.64%之间，平均含量为19.82%，且粘土矿物以伊/蒙混层(平均相对含量49.92%)、绿泥石(平均相对含量21.62%)和伊利石(平均相对含量16.91%)为主，高岭石和蒙脱石含量相对较少(表1)，说明储层可能存在较强的水敏和酸敏损害。

表1 储层粘土矿物含量分布

1.2 储层孔隙特征

岩石铸体薄片实验、压汞实验以及扫描电镜实验结果表明，S区块储层孔隙类型主要以粒间溶孔为主，含有少量的粒内溶孔、泥质微孔以及铸膜孔等，并且部分储层发育较多的微裂缝。储层排驱压力较高，平均为1.08 MPa，表现为典型的低渗透储层分布特征；储层中值半径在0.02～2.84 μm之间，平均为0.15 μm，属于微细孔道类型；储层平均分选系数在1.74左右，分选性较差，储层孔喉分布差异较大，且比较分散，具有较强的非均质性。

1.3 储层物性特征

统计分析了S区块内65块岩心的储层孔隙度和渗透率。结果表明，S区块储层段孔隙度主要分布在1%～10%之间(图1)，平均为6.5%；渗透率主要分布在0.01×10-3～1×10-3μm2之间(图2)，平均为0.351×10-3μm2，表现为低孔、低渗的特征，属于典型的致密砂岩储层。

图1 储层孔隙度分布Fig.1 Distribution of reservoir porosity

图2 储层渗透率分布Fig.2 Distribution of reservoir permeability

1.4 储层流体特征

S区块致密砂岩气藏地层水矿化度分布在8 540～15 753 mg·L-1之间，平均约为12 520 mg·L-1，水型主要为CaCl2型，含有一定量的钙离子、镁离子、硫酸根以及碳酸氢根离子，具有一定的结垢趋势。

2 储层损害因素分析

2.1 水敏损害

基于以上储层特征分析，S区块致密砂岩气藏储层段粘土矿物含量较高，且以伊/蒙混层为主，还含有一定量的蒙脱石，储层段可能存在潜在水敏损害。选用S区块储层段天然岩心，岩心直径均为2.5 cm，长度均为7.0 cm，室内参照石油与天然气行业标准SY/T 5358-2010《储层敏感性流动实验评价方法》进行水敏损害评价，结果见图3。

图3 水敏损害评价结果Fig.3 Results of water-sensitivity damage evaluation

由图3可以看出，随着实验用水矿化度的降低，岩心渗透率逐渐下降，当矿化度降至0时，1#和2#岩心的渗透率损害率分别为80.70%和79.93%，均为强水敏，临界矿化度均为7 500 mg·L-1。这是由于，储层段粘土矿物含量较高，且以伊/蒙混层为主。因此，在S区块致密砂岩气藏勘探开发过程中应注意避免水敏损害。

2.2 应力敏损害

在致密砂岩气藏衰竭式开发过程中，随着地层中流体的不断产出，地层压力逐渐减小，而由于地层上覆压力不变，导致储层的有效应力不断升高，可能会对储层产生一定的应力敏损害。选用S区块储层段天然岩心，岩心直径均为2.5 cm，长度均为7.0 cm，室内参照石油与天然气行业标准SY/T 5358-2010《储层敏感性流动实验评价方法》进行应力敏损害评价，结果见图4。

图4 应力敏损害评价结果Fig.4 Results of stress-sensitivity damage evaluation

由图4可以看出，在升压过程中，随着围压的升高，岩心渗透率逐渐下降，当围压升至20 MPa时，3#和4#岩心的渗透率损害率分别达到81.82%和79.17%，均为强应力敏；在降压过程中，随着围压的降低，岩心渗透率逐渐升高，但最终的升幅小于升压过程中的降幅，当围压低至2.5 MPa时，3#和4#岩心的渗透率损害率仍为40%左右，说明S区块致密砂岩气藏储层存在较强的应力敏损害。

2.3 酸敏损害

S区块储层段粘土矿物中含有较多的绿泥石，因此，在致密砂岩气藏储层酸化增产施工过程中可能引起一定的酸敏损害。选用S区块储层段天然岩心，岩心直径均为2.5 cm，长度均为7.0 cm，室内参照石油与天然气行业标准SY/T 5358-2010《储层敏感性流动实验评价方法》进行酸敏损害评价，实验用酸液类型分别为盐酸和土酸，结果见表2。

表2 酸敏损害评价结果

由表2可以看出，S区块致密砂岩气藏储层天然岩心注入不同类型的酸液后，渗透率均出现一定程度的下降。注入盐酸后，5#和6#岩心的渗透率损害率分别为59.94%和39.66%，酸敏程度分别为中等偏强和中等偏弱；而注入土酸后，7#和8#岩心的渗透率损害率分别为39.34%和50.70%，酸敏程度分别为中等偏弱和中等偏强。说明S区块致密砂岩储层存在较强的酸敏损害，在酸化增产作业过程中，应采取一定的措施防止酸敏损害。

2.4 水锁损害

致密砂岩气藏储层孔隙细小，且连通性往往较差，在勘探开发过程中极易受到外来流体的干扰而产生严重的水锁损害。选用S区块储层段天然岩心，岩心直径均为2.5 cm，长度均为7.0 cm，参照中国石油天然气集团公司企业标准Q/SY 1832-2015《致密气储层水锁伤害实验评价方法》进行水锁损害评价，结果见表3。

由表3可以看出，9#和10#岩心经过水锁损害评价实验后，渗透率大幅下降，其渗透率损害率分别为81.18%和83.65%，均为强水锁损害。这是由于，致密砂岩气藏储层物性较差，具有低孔隙度、低渗透率以及低含水饱和度的特点，极易通过毛细管自吸作用吸收大量的外来流体，使其滞留在微小的孔隙中，从而对储层造成严重的水锁损害。因此，在S区块致密砂岩气藏勘探开发过程中应选择合适的工作流体，以最大限度地降低水锁损害程度，确保致密砂岩气藏的高效合理开发。

表3 水锁损害评价结果

3 结论

(1)塔里木盆地S区块属于典型的致密砂岩气藏储层，储层段岩石以岩屑砂岩为主，粘土矿物含量较高，且以伊/蒙混层、绿泥石和伊利石为主；储层孔隙类型主要以粒间溶孔为主，排驱压力较高，中值半径较小；储层平均孔隙度为6.5%，平均渗透率为0.351×10-3μm2；地层水水型为CaCl2型，平均矿化度约为12 520 mg·L-1。

(2)储层损害因素分析结果表明，S区块致密砂岩气藏储层具强水敏、强应力敏、中等偏弱至中等偏强酸敏及较强的水锁损害特点，水锁损害程度在80%以上。

(3)建议在S区块致密砂岩气藏勘探开发过程中，选择合适的钻完井工艺、酸化压裂工艺、工作流体以及合理的生产压差，以避免造成严重的敏感性损害以及水锁损害，从而保障致密砂岩气藏的高效稳定开发。