南堡油田2号构造中浅层储层保护技术研究

2012-11-21伍家忠陈仁保李良川吴康云

长江大学学报(自科版) 2012年16期

伍家忠陈仁保，李良川吴康云，刘莉

(提高石油采收率国家重点实验室(中国石油勘探开发研究院)，北京 100083) (中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司，河北唐山 063000) (提高石油采收率国家重点实验室(中国石油勘探开发研究院)，北京 100083)

南堡油田2号构造中浅层储层保护技术研究

伍家忠陈仁保，李良川吴康云，刘莉

在全面了解南堡油田2号构造储层特征的基础上，分析了南堡油田2号构造储层的潜在损害因素,主要表现为一定的速敏伤害、严重的水敏伤害、中等偏强-强酸敏、中等偏强-强碱敏、中等偏强-强盐敏、较强的应力敏感性及结垢伤害。对南堡油田现有几种入井液体系的储层进行了保护效果评价，结果表明，2%KCl、2%NH4Cl、1.20g/cm3普通压井液具有较好的储层保护效果，其渗透率恢复值大于80%；1.20g/cm3优质压井液、微泡修井液具有优良的储层保护效果，其渗透率恢复值大于95%；固化水储层保护效果较差，渗透率恢复值只有53.1%，通过加入3%破胶剂后，渗透率恢复值达93.7%，储层保护效果好。

南堡油田2号构造；储层特征；储层保护；潜在损害因素；入井液

南堡油田位于河北省滦南县、唐海县和乐亭县境内的0～5m浅水海域。该油田构造位置位于南堡凹陷西南部，主要发育5个构造，即南堡1号、南堡2号、南堡3号、南堡4号和南堡5号构造。南堡油田2号构造是南堡油田勘探主力区块，该构造位于南堡凹陷的中部，呈北东向展布，西接南堡1号构造，东连南堡4号构造，夹持于林雀和曹妃甸生油次洼之间；该构造具有圈闭面积比较大的特点，是油气聚集的有利场所，其有利勘探面积350km2。笔者主要通过了解2号构造中浅层储层特征，分析了该构造潜在损害因素[1]，进一步探讨了该区块作业入井液储层保护效果，提出了切实可行的储层保护技术对策，对南堡滩海油田2号构造中浅层储层的开发具有十分明显的战略意义。

1 南堡油田2号构造储层特征

1.1岩石学特征

依据薄片分析结果：南堡油田2号构造储层主要为长石砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩。碎屑成分：石英25%～42%，长石20%～34%，岩屑29%～50%。粒径为0.03～3.7mm，中值主要分布范围为0.08～0.28mm，颗粒圆度主要呈次棱-次圆状，部分为次棱角状。颗粒分选中等为主，胶结疏松。颗粒支撑，颗粒接触关系为点-线接触。

1.2粘土矿物

南堡油田2号构造粘土矿物含量高，馆陶组主要为蒙皂石和高岭石，平均含量分别为42.2%和46.0%，东一段、东二段浅部(2540.14～3415.02m)主要为蒙皂石、伊/蒙无序间层(31.0%～48.2%)和高岭石(26.0%～54.8%),东二段深部(3615.46～3617.47m)为伊/蒙有序间层(32.3%)和高岭石(39.2%)，明化镇组较低(3.7%)，东一段、东二段中等(6.1%～11.8%)。1～5区蒙脱石含量为31%～77%，泥质总量5%～20% ；2～1区蒙脱石含量为13%～71%，泥质总量为5.9%～18.4%；2～3区蒙脱石含量为10%～76%，泥质总量为1.6%～25%。

1.3油层储集空间类型及物性

2号构造馆陶组为中孔中渗～高孔高渗，平均孔隙度和渗透率分别为2.56%～3.06%和(189.34～1385.05)×10-3μm2；东一段为中孔中渗，平均孔隙度为22.7%～24.6%，渗透率平均为(85.06～177.77)×10-3μm2；东二段为中低孔低渗，平均孔隙度和渗透率分别为12.45%～21.32%和(18.35～65.38)×10-3μm2；东三段为低孔低渗，平均孔隙度和渗透率分别为8.21%～16.43%和(3.16～45.37)×10-3μm2；下部奥陶系为特低孔特低渗。表1是南堡油田2号构造储层测井解释孔隙度、渗透率和泥质含量，与岩心实测结果基本一致。

表1 南堡油田2号构造各层段油层孔隙度、渗透率和泥质含量(根据测井解释结果)

1.3储层孔喉结构

储层渗透率是影响孔喉半径主要因素之一，孔喉半径随渗透率的增高而增大。对南堡油田2号构造109块样品的孔喉结构特征统计分析：馆陶组为特高孔高渗细喉储层，平均孔隙度和平均渗透率分别为31.6%和853.3×10-3μm2，r平均和r50分别为3.76m和3.75m，最大连通孔喉半径为8.8m；东一段为中孔中渗-中孔低渗细喉储层，平均孔隙度和平均渗透率分别为22.3%～28.9%和(49.1～359.4)×10-3μm2，r平均、r50和r流动50分别为1.7～3.5m、0.49～3.94m和1.8～5.3m，r流动50比r50大得多，说明渗透率主要是由大孔喉贡献的程度更强，最大连通孔喉半径为6.8～23m；东二段为低孔低渗微细喉储层，平均孔隙度为6.8%～11.1%，r平均、r50和r流动50均小于0.3m，最大连通孔喉半径为0.2～0.7m。

1.4压力与温度

1)压力 2号构造馆陶组油层压力系数为0.96～1.03，平均0.99；东一段油层压力系数为0.98～1.06，平均1.02；东二段油层压力系数为1.01。

2)温度馆陶组地温梯度大多为2.74～2.97℃/100m，油层温度为76～91℃；东一段为2.80～3.43℃/100m，油层温度为80～109℃；东二段为3.31～3.40℃/100m，油层温度为104～113℃。

1.5油藏类型及流体性质

1)地层水性质南堡油田二号构造水分析结果表明，该区块东营组地层水总矿化度主要为3423.0～13642.7mg/L，钾钠离子含量主要为983.0～4385.3mg/L，为低矿化度重碳酸钠型水。而其中老堡南1井东一段总矿化度较高，为28270.7mg/L，钾钠离子总量也相对较高，为10502.0mg/L，老堡1井为高矿化度的氯化镁型水，总矿化度为27406.5 mg/L，钾钠离子总量为8403.5mg/L，镁离子含量为768.0mg/L。

2)原油性质馆陶组、东一段原油均主要为常规中质油，具有粘度低(1.68～10.41mPa·s)、凝固点低(3.25～27.25℃)、含硫量低(0.05%～0.23%)、含蜡量高(7.70%～11.56%)、胶质沥青含量低-中等(6.79%～18.56%)的特点，南堡1～2井馆陶组原油粘度较高(25.87mPa·s)，南堡1～2井东一段原油含蜡量较高(20.64%)。

2 储层潜在损害因素分析

根据上述南堡油田2号构造储层特征分析，该构造储层潜在损害因素主要有以下几点。

(1)速敏性。粘土矿物中的高岭石是最容易产生速敏的粘土矿物，2号构造东一段储层的高岭石相对含量均较高，在8%～74%，因此存在一定的速敏伤害。

(2)水敏性。2号构造东一段储层的蒙脱石或伊/蒙混层矿物含量高，其中，1～5区蒙脱石含量为31%～77%，泥质总量5%～20% ；2～1区蒙脱石含量为13%～71%，泥质总量为5.9%～18.4%；2～3区蒙脱石含量为1%～76%，泥质总量为1.6%～25%，可能存在严重的水敏伤害。

(3)酸敏性。酸敏矿物是指储集层中与酸作用产生化学沉淀或酸蚀后释放出的微粒引起渗透率下降的矿物。与盐酸(HCl)作用产生氢氧化铁沉淀的矿物都是含铁高的一类矿物。根据2号构造东一段储层还有少量的绿泥石，因此表现为中等偏强-强酸敏。

(4)碱敏性。碱敏矿物是指储集层中与高pH值水溶液作用释放出微粒堵塞孔喉的物质。温度较低时，高pH值水溶液主要与蒙脱石粘土反应生成不溶的氢氧化物沉淀；温度较高时，与高岭石粘土反应最为明显，反应物可堵塞地层孔喉。根据2号构造东一段储层粘土矿物的组成以及含量来看，2号构造东一段储层均表现为中等偏强-强碱敏。

(5)盐敏性。在低于临界流速下，流体的盐度高于或低于地层水(与自生矿物相平衡的水)的矿化度或离子组成不相容，就会改变粘土表面的电荷分布，并发生阳离子交换，使粘土的稳定性降低，引起粘土微粒分散运移，造成地层伤害。根据2号构造东一段储层粘土矿物的组成以及含量来看，2号构造东一段储层均表现为中等偏强-强盐敏。

(6)应力敏感性。应力敏感性是指岩石渗透率随有效应力(或称净围压)的增加而下降的现象。2号构造东一段储层的粘土矿物相对含量高，且胶结疏松，可能存在较强的应力敏感性。

3 入井液储层保护效果评价

表2 南堡油田现有入井液对2号构造岩心的储层保护效果评价

由表2结果可知，2% KCl、2% NH4Cl、1.20g/cm3普通压井液具有较好的储层保护效果(32-1、35-1、34-1岩心)，其渗透率恢复值大于80%；1.20g/cm3优质压井液、微泡修井液具有优良的储层保护效果(34-2、24-2岩心)，其渗透率恢复值大于95%；而固化水储层保护效果较差(34-3岩心)，渗透率恢复值只有53.1%，但通过加入3%破胶剂后，渗透率恢复值达93.7%(34-3*岩心)，取得了理想的储层保护效果。