秦皇島33－1南油田儲層損害因素試驗分析

李瑩瑩 （中國石油大學 （北京）石油工程學院，北京102249）

岳前升 （長江大學化學與環境工程學院，湖北 荊州434023）

秦皇島33－1南油田位于渤海中部海域石臼坨凸起中部，北與秦皇島33－1油田緊鄰，西距秦皇島32－6油田約2km，西距塘沽約140km。油田范圍內平均水深24.2m。在該油田規模性開發之前，儲層潛在損害因素分析是一項十分重要的研究工作，其結果可為各種入井流體設計提供必需的基礎性數據。為此，筆者通過X－射線衍射、掃描電鏡和敏感性分析等手段，研究了該油田儲層損害因素，為鉆完井液體系選擇提供依據。

1 基本概況

秦皇島33－1南油田揭示的地層，自上而下分別為第四系平原組、新近系明化鎮組和館陶組。油田的主要含油氣層系發育在新近系明化鎮組下段。地層以砂泥巖為主。

1）儲層物性特征 巖心樣品的孔隙度、滲透率分析資料統計表明，孔隙度分布范圍24.6%～41.9%，平均35.4%；滲透率分布范圍 （11.6～18902.7）×10－3μm2，平均5586.4×10－3μm2。全油田含油氣儲層的測井解釋孔隙度分布范圍21.5%～39.4%，平均34.4%；滲透率分布范圍 （2.3～9856.5）×10－3μm2，平均4135.0×10－3μm2。這些數據表明，該油田儲層屬高孔高滲型儲層。

2）儲層巖石學特征 秦皇島33－1南油田明化鎮組 （Nm）下段儲層巖性以中粗粒、中細粒巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，礦物成分主要為石英、長石、巖屑，石英含量16%～50%，平均30%，長石含量20%～44%，平均34%，巖屑18%～62%，平均36%。碎屑顆粒分選中等～好，磨圓度次圓～次棱狀，粒度中值為42～335μm。表1儲層巖樣的X射線衍射分析顯示，儲層中粘土礦物絕對含量并不高，基本上在5%以下；粘土礦物以伊／蒙混層為主，平均含量達73.8%，而且蒙脫石混層比較高；其次為高嶺石、綠泥石和伊利石。

3）掃描電鏡分析 儲層巖樣掃描電鏡顯示 （見圖1），孔隙類型以原生粒間孔為主，巖石孔隙發育較好，分布均勻，連通性較好，孔隙形態多為不規則形，喉道多為點狀或片狀，喉道分布均勻。

4）壓力和溫度系統 秦皇島33－1南油田壓力系數1.009，壓力梯度0.968MPa／100m，溫度梯度3.7℃／100m，屬于正常的壓力和溫度系統。

5）油田水性質 地層水礦化度較低，在2800～4500mg／L，按照蘇林分類為NaHCO3水型。

6）原油性質 原油性質縱向差異較大，Nm0、NmⅠ油組原油為稠油，NmⅡ、NmⅢ油組原油為常規油。

2 試驗結果與分析

行業標準SY／T 5358《儲層敏感性流動試驗評價方法》2010版［1］較2002版［2］相比，主要有以下幾方面變化：①新標準速敏評價中取消了束縛水下的油流速敏試驗，只保留單相鹽水和中性油2種流體速敏性評價；②新標準水敏評價中取消了殘余油下的水敏評價，只保留了單相鹽水水敏試驗；③新標準中增加了鹽敏試驗，并視水敏具體結果分鹽度上升和下降2種鹽敏試驗。

圖1 儲層巖樣SEM分析 （秦皇島33－1南－3井，1162.30m）

1）試驗結果 根據新標準對秦皇島33－1南油田明下段儲層敏感性進行評價，其結果見表1所示。儲層巖樣的敏感性評價結果，秦皇島33－1南油田儲層對外界流體還是相當敏感的，除鹽酸和土酸處理后巖樣滲透率未出現下降外，其余均出現滲透率不同程度下降現象。

表1 秦皇島33－1南－3井巖樣敏感性分析結果

2）結果分析 秦皇島33－1南油田明下段儲層膠結疏松，孔隙連通性好，表現出高孔高滲特性，儲層粘土礦物雖然含量不高，但膨脹性很強，而且主要分布于孔隙表面和喉道連接處，這就決定了儲層對流體流速變化、礦化度變化和堿度變化比較敏感。對于鉆完井過程而言，儲層的高孔高滲性意味著鉆完井液中的固相易侵入儲層，因此控制固相侵入深度至關重要。結合以上試驗數據，對于鉆完井過程，鉆完井液中的固相侵入、水敏、pH值和密度是造成秦皇島33－1南油田儲層損害的潛在因素。

3 結論與認識

（1）秦皇島33－1南油田明下段埋藏淺，屬高孔、高滲型儲層。儲層粘土礦物以伊／蒙混層為主。

（2）秦皇島33－1南油田儲層對流體流速、酸堿度、鹽度和應力等變化比較敏感。

（3）鉆完井過程中儲層損害因素主要為固相侵入、水敏損害和應力敏感性損害。因此，實際鉆采生產中，應適當的控制流體產出和注入速度、入井流體的酸堿度、鹽度和固相侵入，以保護儲層。

［1］SY／T5358－2010，儲層敏感性流動試驗評價方法 ［S］.

［2］SY／T5358－2002，儲層敏感性流動試驗評價方法 ［S］.