杨竞旭，陈少勇，丛 彭，张译文，卢家亭

（1.中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山 063004； 2.中国石油冀东油田分公司项目部，河北唐山 063004）

高尚堡油田深层油藏经过30 多年的勘探开发，剩余未动用地质储量以致密砂岩油藏为主，主要分布在沙三2+3亚段Ⅴ油组。致密砂岩油藏具有储量规模大、储层物性差、单井产能低、注水压力高、开发效果差等特点。游秀玲[1]、王友净[2]、杨国涛[3]、张珂[4]、周亮[5]和常学军[6]等学者分别对高尚堡油田深层储层的沉积相、砂体结构、优势储层预测、沉积微相、成岩作用和敏感性等方面开展了相关研究，形成的结论和认识对油藏开发具有积极指导作用。由于致密砂岩储层开发过程中容易遭受伤害，从而影响开发效果，因此，对研究区开展致密砂岩储层敏感性评价意义重大。本文以高尚堡沙三2+3亚段Ⅴ油组致密砂岩油藏为研究对象，通过岩心观察、铸体薄片、X 射线衍射和恒速压汞测定等测试方法，分析区内 岩石学特征、储层物性特征、储层非均质特征和孔隙结构特征，并结合储层敏感性实验结果开展储层敏感性评价，为储层保护和储层改造提供依据。

1 区域地质概况

高尚堡油田构造上位于南堡凹陷的北部，西北以西南庄断层为界，东北以柏各庄断层为界，南以高柳断层为界，东邻柳赞油田，西邻老爷庙油田（图1）。高尚堡油田深层在柏各庄边界断层和西南庄边界断层的下降盘一侧，紧邻物源区，沉积类型为扇三角洲沉积，储层砂体以水下分流河道和河口坝砂体为主，沙三2+3亚段地层厚度约700～1 000 m。高尚堡油田沙三2+3亚段上部发育厚层的深灰色泥岩，沙三4亚段发育厚层的油页岩和深灰色泥岩，在地震剖面上均表现为一组强反射同相轴，是研究区三级层序的最大湖泛面。其中，沙三2+3亚段自上而下发育“细–粗–细”的复合韵律沉积[2]，可划分为6 个中期基准面旋回，并对应着划分为0、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ等6 个油组。其中，0 油组以泥岩为主，泥岩厚度约120～150 m，是高尚堡油田沙三2+3亚段有利的区域盖层；Ⅰ、Ⅱ油组呈下粗上细的正旋回，下部为砂砾岩、含砾砂岩、中粗砂岩夹灰绿色、褐灰色泥岩，中上部以深灰色、褐灰色泥岩夹粉细砂岩为主，埋深2 950～3 450 m；Ⅲ油组呈上粗下细的反旋回，岩性为棕黄色、灰色含砾砂岩、粗砂、细砂、泥质砂岩夹灰绿、褐灰色泥岩，埋深3 400～3 800 m；Ⅳ、Ⅴ油组呈上粗下细的反旋回，岩性为灰色、棕黄色含砾砂岩，粗、中砂岩夹褐灰色泥岩，浅灰色中粗砂岩与褐灰色泥岩互层，埋深3 800～4 100 m，本次研究对象为沙三2+3亚段Ⅴ油组致密砂岩油藏。

图1 高尚堡油田区域构造位置

2 储层特征

2.1 岩石学特征

利用X 射线衍射分析技术对研究区沙三2+3亚段Ⅴ油组致密砂岩储层段的213 块岩样进行定量检测，结果如图2 所示。岩石类型以岩屑长石砂岩为主，其中，石英含量最高，体积分数达到39.43%；长石次之，体积分数为29.32%；方解石、白云石和菱铁矿的体积分数分别为8.25%、2.89%和3.05%；黏土矿物含量较高，体积分数主要为10.00%～25.00%，平均值为17.06%。所含的黏土矿物包括伊/蒙混层、高岭石、绿泥石和少量伊利石4 种矿物，其中，伊/蒙混层相对体积分数达到57.28%，高岭石相对体积分数为22.95%，绿泥石相对体积分数为14.49%，伊利石相对体积分数为5.28%。

图2 沙三2+3亚段Ⅴ油组致密砂岩储层矿物含量展布

2.2 物性特征

通过对研究区沙三2+3亚段Ⅴ油组储层350 余块岩心物性分析发现（图3），孔隙度主要为6.00%～ 15.00%，平均孔隙度为10.56%；渗透率主要为0.10×10–3～2.00×10–3μm2，平均渗透率为0.74×10–3μm2；属于低孔特低渗储层。储层物性特征与油藏埋深、岩性粗细、黏土含量相关性较好[7]，即埋藏越深，储层物性越差[8]；岩石粒度越粗，储层物性越好；黏土矿物含量越多，储层物性越差。

2.3 储层非均质特征

图3 沙三2+3亚段Ⅴ油组储层孔隙度和渗透率分布

研究区沙三2+3亚段Ⅴ油组处于扇三角洲前缘亚相带，发育有水下分流河道、河口坝和席状砂等有利储集体。其中，河口坝、水下分流河道砂体厚度大，一般为15～20 m；席状砂砂体厚度较薄，一般为2～4 m。由图4 可以看出，砂体的测井曲线齿化特征明显，主要以齿化箱形和齿化漏斗形为主，反映沉积过程中砂泥岩频繁交互，储层中泥质含量高。研究区致密砂岩储层层内渗透率变异系数为1.5～2.4，突进系数为1.7～10.9，级差为5.8～213.6，层内非均质性强。

图4 高23–39 井单井相分析

2.4 孔隙结构特征

通过铸体薄片、扫描电镜分析可知，研究区沙三2+3亚段Ⅴ油组致密砂岩储层孔隙类型以次生溶蚀孔隙为主，平均个数占59.46 %，其次为原生粒间孔隙，平均个数占37.84 %，偶见溶蚀微缝、构造微缝。样品孔隙发育差，呈斑状分布，连通性差，颗粒之间以点–线接触为主，胶结类型以孔隙型为主，喉道以片状细喉道为主（图5）。

基于恒速压汞仪测定的5 块不同渗透率岩心的孔道半径和喉道半径分析可发现，不同渗透率级别的岩心孔道半径的大小及分布差别不大，孔道半径主要为90.00～230.00 μm，平均值为150.67 μm；喉道半径的大小及分布差异大，主要分布于0.20～3.00 μm，平均值为1.23 μm，属于特小孔道细喉道储层（图6），不同渗透率级别的致密储层孔道半径差异小，喉道半径差异大[9]。研究区储层黏土矿物含量高、渗透率低，加上储层喉道半径小、孔隙结构复杂，从而严重制约了研究区油藏的开发效果[10–12]。

图5 研究区储层孔隙类型

图6 不同渗透率岩样孔道半径和喉道半径的分布曲线

3 储层敏感性评价

依据2010 年发布并实施的石油天然气行业标准《储层敏感性流动试验评价方法》，对研究区致密砂岩储层的25 块样品进行储层敏感性评价实验，所用岩心均为高尚堡油田沙三2+3亚段Ⅴ油组储层天然样品，所用驱替流体为模拟地层水。

3.1 速敏性

速敏性是指流体流动速度变化引起一些胶结不好的碎屑颗粒和高岭石发生迁移，并堵塞孔隙喉道，造成渗透率下降[13]。对研究区25 块样品开展速敏实验，其中，8 块样品有效，17 块样品因岩心两端压差超过上限，未完成实验。8 块岩心样品的初始渗透率平均值为0.38×10–3μm2，低流速下岩心样品渗透率变化不一致，有部分样品低流速下渗透率增大，但随着驱替流速的继续增加，储层渗透率均开始降低，储层速敏损害程度增高，流速增大到130.0 m/d 时，8 块岩心样品的速敏损害率平均值为37.6%（图7）。实验结果表明，8 块岩心样品中弱速敏样品1 个，中等偏弱速敏样品5 个，中等偏强速敏样品2 个，研究区储层表现为中等偏弱–中等偏强速敏特征，临界速度为1.7 m/d。因此，开发过程中，适当降低注水井的注入速度，可以减缓储层水敏的发生。

图7 速敏实验曲线

综合分析认为，研究区储层黏土矿物中高岭石和伊利石的相对体积分数分别为22.95%和5.28%，含量相对较高，极易引起储层速敏[14–15]；再加之储层以次生溶蚀孔隙为主，孔隙小，呈斑状分布，连通性差，喉道以片状细喉道为主，致密砂岩储层孔喉小，当流体流动时，颗粒容易被流体冲刷、运移，孔径较小的喉道容易被堵塞，从而降低储层渗透能力。

3.2 水敏性

储层中具有膨胀性的黏土矿物在与外来流体接触时，黏土矿物发生水化膨胀而使其渗透率降低的现象称为储层水敏性[16]。研究区油藏地层水水型为NaHCO3型，地层水矿化度为2 254～4 664 mg/L，平均值为3 615 mg/L。对研究区样品开展水敏实验，实验设计分别使用模拟地层水、次模拟地层水和蒸馏水作为驱替液，相应的驱替液矿化度分别为4 000，2 000，0 mg/L。20 块岩心样品的初始渗透率平均值为0.16×10–3μm2，当岩心被次模拟地层水和蒸馏水进行驱替时，渗透率都有明显降低的趋势，储层水敏损害程度增强；当注入蒸馏水时，水敏损害率平均值可达到54.79%（图8）。实验结果表明，无水敏样品1 个，中等偏弱水敏样品7 个，中等偏强水敏样品8 个，强水敏样品4 个，储层水敏损害程度为中等偏弱–中等偏强水敏。

图8 水敏实验曲线

致密砂岩储层水敏的内因主要包括水敏矿物含量高和孔隙结构复杂，当低矿化度水流入地层后，水分子进入矿物晶格，产生水化膨胀，堵塞孔隙喉道。黏土矿物的膨胀能力由强至弱依次为：蒙脱石、伊/蒙混层、绿/蒙混层、绿泥石、伊利石，高岭石遇水不膨胀。研究区黏土矿物绝对体积分数较高和伊/蒙混层相对体积分数高是造成储层水敏的主要原因，储层孔喉半径小，且片状细喉道发育也容易造成储层水敏。

3.3 酸敏性

储层酸敏性是指酸进入地层后与地层中的酸敏性黏土矿物（如绿泥石）发生反应，产生沉淀堵塞孔喉从而使渗透率降低的现象。用矿化度为4 000 mg/L的氯化钾溶液代替地层水，用盐酸质量分数为15%的溶液作为驱替液，对研究区样品开展酸敏实验。当累计注入矿化度为4 000 mg/L 的氯化钾溶液20 cm3时，开始注入盐酸质量分数为15%的溶液，储层酸敏损害程度快速达到高值，随着盐酸溶液注入量的增大，酸敏损害程度趋于稳定。当岩心渗透率分别为0.17×10–3，0.21×10–3，0.30×10–3，0.42×10–3μm2时，酸敏损害率分别为31.1%、35.1%、49.5%和26.7%，22 块岩心样品酸敏损害率平均值为35.6%（图9）。实验结果表明，弱酸敏样品2 个，中等偏弱酸敏样品20 个，研究区致密砂岩储层酸敏损害程度表现为弱–中等偏弱酸敏特征。黏土矿物中绿泥石容易引起储层发生酸敏，研究区储层黏土矿物中绿泥石含量较高，加上致密储层孔喉半径小、孔隙结构复杂，致使储层具有弱–中等偏弱酸敏特征。

图9 酸敏实验曲线

3.4 盐敏性

当不同矿化度的外来流体进入地层时，容易使黏土颗粒发生运移，从而堵塞流体渗流通道，降低储层的渗透性能。对研究区21 块样品开展盐敏实验，样品的初始渗透率平均值为0.14×10–3μm2，随着注入溶液矿化度降低，储层盐敏损害率增大。当注入蒸馏水时，岩心样品的盐敏损害率最大（图10），21 块岩心样品的盐敏损害率平均值达到56.3%。实验结果表明，中等偏弱盐敏样品4 个，中等偏强盐敏样品10 个，强盐敏样品7 个，研究区致密砂岩储层天然岩心盐敏损害程度表现为中等偏强盐敏–强盐敏特征，临界矿化度为3 000 mg/L。因此，注水开发过程中注入水的矿化度最好不要小于3 000 mg/L，否则将损害储层，造成储层渗透率下降。

图10 盐敏实验曲线

蒙脱石、伊利石是盐敏矿物，蒙脱石和伊利石内部的高价阳离子（Al3+、Si4+）能被低价阳离子（Mg2+、Ca2+、Na+等）部分置换，当注入地层内流体的矿化度发生变化时，会引起蒙脱石和伊利石发生水化膨胀、扩散运移，研究区储层黏土矿物中伊/蒙混层含量高是储层盐敏的主要原因。

3.5 碱敏性

在油田勘探开发过程中所使用的工作液（如钻井泥浆液、射孔液、压井液等）均为碱性液体，这些碱性滤液进入储层后，会与储层中的矿物或流体发生作用，导致储层渗透性能下降[12]。对研究区24 块样品开展碱敏实验，样品的初始渗透率平均值为0.13×10–3μm2，随着pH 值的增大，储层碱敏损害程度增大。当pH 值达到13 时，储层碱敏损害程度最高；当岩心渗透率分别为0.16×10–3，0.22×10–3，0.32×10–3，0.58×10–3μm2时，碱敏损害率分别为37.8%、51.4%、35.3%和44.1%（图11），24 块岩心样品的碱敏损害率平均值为41.5%。实验结果表明，中等偏弱碱敏样品20 个，中等偏强碱敏样品4 个，储层碱敏损害程度表现为中等偏弱–中等偏强碱敏特征。碱液与石英、长石和黏土矿物发生溶解作用生成的胶体或沉淀物堵塞储层孔隙喉道是储层碱敏的主要原因。

图11 碱敏实验曲线

4 结论

（1）高尚堡油田沙三2+3亚段Ⅴ油组优势储集体以水下分流河道和河口坝砂体为主；沉积过程中砂泥岩交互频繁，储层泥质含量高、层内非均质性强、渗透率低、孔隙喉道细小、孔隙结构复杂是造成储层敏感性强的主要原因。

（2）高尚堡油田沙三2+3亚段Ⅴ油组致密砂岩储层具有较强的盐敏性，中等偏弱–中等偏强速敏性、水敏性和碱敏性，以及较弱的酸敏性，储层敏感区间较大，钻井和作业过程中要作好油层保护，避免储层污染，以确保油藏开发效果。