南海流花油田储层特征及敏感性评价

南海流花油田储层特征及敏感性评价
张鹏; 马东; 续化蕾; 王哲
【期刊名称】《《科学技术与工程》》
【年(卷),期】2019(019)016
【总页数】6页(P112-117)
【关键词】南海油田; 储层特征; 注水开发; 敏感性评价; 储层保护
【作者】张鹏; 马东; 续化蕾; 王哲
【作者单位】长江大学石油工程学院武汉430100
【正文语种】中文
【中图分类】TE358
南海流花油田经过较长时间的注水开发后，目前出现注水压力升高，注水量下降，达不到配注要求等问题，严重影响了油田注水开发的效果[1—5]。

前期采用过酸化解堵增注措施，措施初期注水量显著升高，注水压力下降明显，但有效期较短[6—9]。

通过对流花油田前期地质资料分析调研可知，该油田注水层位属于中孔、中渗储层，储层物性较好。

而对注入水源的分析研究结果表明，注入水各项水质指标均达标，且注入水中成垢离子含量较少，结垢量较少。

以上分析结果表明，注入水水质和储层物性不是造成该油田注水堵塞的主要原因，而可能是由于储层本身存在潜在损害因素(储层敏感性)导致注水层堵塞[10—12]。

因此，为了找出该油田注水开发地层堵塞的原因，提高注水开发效果，有必要对该油田的储层特征进行再分
析，并研究注水储层的敏感性，明确造成地层堵塞的主要原因，并提出合理的储层保护措施建议，为后期注水开发提供指导[13—16]。

现以南海流花油田为研究对象，通过岩石铸体薄片、X射线衍射、扫描电镜及压汞实验等评价手段，综合分析研究了目标油田注水层段的岩性特征、物性特征及孔隙特征等参数，并在此基础上开展了储层敏感性评价实验，明确储层潜在损害因素，有针对性地提出储层保护措施建议，以期为该油田后续的高效注水开发提供理论依据和技术保障。

1 区域地质概况
南海流花油田位于珠江口盆地番禺低隆起东端，南侧紧邻东沙隆白云东凹(图1)。

白云凹陷位于珠江口盆地南部坳陷带中部，南海北部大路边缘陆坡区，整体呈NEE向展布，水深为200～2 000 m，面积大于20 000 km2，是珠江口盆地面积最大、沉积最厚的凹陷，同时也是盆地的沉积和沉降中心。

凹陷区发育三套烃源岩：文昌组、恩平组和珠海组，以恩平组浅湖-沼泽相烃源岩为主。

图1 目标油田区域概况Fig.1 Regional profile of target oilfields
2 储层特征
2.1 储层岩性特征
根据南海流花油田储层段取心岩石薄片统计分析以及X射线衍射结果认为，储层
岩石类型以岩屑石英砂岩、长石岩屑石英砂岩为主。

石英平均含量为63.38%、岩屑平均含量为17.95%、长石平均含量为18.67%，反映出总体成分成熟度普遍偏低。

储层砂岩中泥质杂基含量低，仅1.5%～3.2%，一般分布在颗粒表面，部分以团块形式存在于粒间孔隙中；胶结物含量也较低，为1.5%～4.8%，多为白云石、自生石英、方解石。

从岩石结构上看，储层岩性多为中-细砂岩，分选差-中等，磨圆度次圆-次棱状，
反映出结构成熟度中等特征。

由于压实作用和石英次生加大的影响，岩石颗粒接触
关系由浅至深分别呈线状-线、点状，点-线状变化，胶结类型也由孔隙式向孔隙-再生式转变。

储层段黏土矿物以伊蒙混层和蒙脱石为主，高岭石、绿泥石和伊利石的含量相对较少。

黏土矿物中蒙脱石的含量较高，在注水开发过程中易引起水敏伤害，在后期注水过程中应采取一定的防膨措施。

2.2 储层物性特征
根据压汞实验结果分析统计储层段孔隙度及渗透率分布情况(图2、图3)，可以看出，南海流花油田储层段油层有效储层孔隙度分布范围在13.2%～20.1%，渗透率分布范围在(7.1～401)×10-3 μm2，其中孔隙度主要集中在15%～17%，平均孔隙度为16.5%；渗透率主要集中在50×10-3 ～200×10-3 μm2之间，平均渗透率87.2×10-3 μm2，反映出储层段属于中孔、中渗储层。

图2 孔隙度分布直方图Fig.2 Histogram of porosity distribution
图3 渗透率分布直方图Fig.3 Permeability distribution histogram
2.3 储层孔隙特征
通过铸体薄片以及扫描电镜分析结果表明，南海流花油田砂岩储层段储集空间主要为粒间孔，包括原生粒间孔和粒间溶孔两种类型，孔径一般在25～78 μm，大孔径可达200 μm以上。

喉道多呈片状，宽度一般在8～17 μm。

孔喉直径比在2.12～7.41之间，孔喉配位数在2.5左右，说明孔隙连通性较好。

通过压汞资料分析表明，南海流花油田砂岩储层段孔隙结构具如下特征：排驱压力较低(0.01～0.25 MPa，平均0.081 MPa)，中值压力较低(0.15～1.1 MPa,平均0.53 MPa)；最大连通喉道半径为5.1～14.5 μm，孔喉分选性较差，分选系数介于1.5～2.8；孔喉体积比较大，多数在65%～100%；退汞效率在48%左右。

综合以上研究结果，南海流花油田储层储集能力和渗流能力均比较好。

2.4 储层流体特征
南海流花油田储层原油性质较好，属于轻质原油，密度、黏度、沥青质含量、胶质含量及含硫量均较低。

地面原油密度在0.781～0.842 g/cm3之间，黏度在
0.94～3.17 mPa·s之间。

地层水类型主要为NaHCO3型，矿化度在6 750 ～9 380 mg·L-1之间。

含有较
多的成垢阴离子和还含有一定量的成垢阳离子Ca2+和Mg2+。

3 储层敏感性评价
储层敏感性评价实验方法参照标准《储层敏感性流动实验评价方法》(SY/T5358—2010)进行，实验用岩心取自南海流花油田A-23井储层段，将岩心洗油、烘干后，处理成直径为2.5 cm、长度为6.0 cm左右的柱状岩心。

3.1 流速敏感性评价
流速敏感性实验评价的目的是确定储层的临界流量，避免在注水开发过程中出现微粒运移造成的地层堵塞，在有利于储层保护的基础上确定合理的注水速度。

室内使用两块南海流花油田储层段天然岩心进行流速敏感性评价实验，结果见表1。

由表1结果可以看出，两块岩心的流速敏感性损害率分别为21.23%和15.97%，敏感性程度均为弱速敏，临界流速为5 mL·min-1。

在南海流花油田后续注水开发过程中注意控制注水速度在临界流速以下，就不会出现速敏性损害。

3.2 水敏感性评价
水敏感性评价实验的目的是为了掌握外来工作液的矿化度与储层中黏土矿物的配伍情况，当外来流体矿化度较低时，引起黏土矿物水化膨胀以及分散运移从而导致储层渗透率发生变化的现象。

室内使用两块南海流花油田储层段天然岩心进行水敏感性评价实验，结果见表2。

由表2结果可以看出，两块岩心的水敏损害率分别为76.07%和78.05%，敏感性程度均为强水敏，临界矿化度为4 480 mg·L-1。

这是由于南海流花油田储层段中黏土矿物含量较高，且以蒙脱石和伊/蒙混层为主，在注水开发过程中，应严格控
制入井流体的矿化度在临界矿化度以上，必要时，在注入水中加入一定量的黏土稳定剂来防止水敏现象造成的损害。

3.3 酸敏感性评价
酸敏感性实验评价的目的是了解在酸化解堵措施过程中酸化液与储层岩石的配伍情况，即研究酸化液是否对储层会造成损害以及损害程度，为优选酸化解堵液配方和施工工艺提供参考。

室内使用两块南海流花油田储层段天然岩心进行酸敏感性评价实验，结果见图4、图5。

表1 流速敏感性评价实验结果Table 1 Experimental results of flow sensitivity evaluation岩心编号流速/(mL·min-1)渗透率/10-3 μm2渗透率损害率/%岩心编号流速/(mL·min-1)渗透率/10-3 μm2渗透率损害率
/%0.258.620.000.257.950.000.508.550.810.507.900.630.758.412.440.757.752 .521.008.224.641.007.545.16A-1#1.508.036.84A-
2#1.507.436.542.007.849.052.007.219.313.007.6611.143.007.0810.944.007.3 514.734.006.9712.335.006.9219.725.006.8413.966.006.7921.236.006.6815.9 7
表2 水敏感性评价实验结果Table 2 Experimental results of water sensitivity evaluation岩心编号矿化度/(mg·L-1)渗透率/10-3 μm2渗透率损害率/%岩心编号矿化度/(mg·L-1)渗透率/10-3 μm2渗透率损害率/%8 960.009.150.008 960.008.840.004 480.007.4019.134 480.007.1619.01A-3#2
240.006.2232.02A-4#2 240.006.3628.051 120.004.5750.051
120.004.5049.10560.003.2864.15560.002.8767.5302.1976.0701.9478.05
由图4、图5可知，天然岩心在注入盐酸后，岩心渗透率提高了3.85%，这说明储层段对盐酸不敏感，可以使用盐酸酸化。

而天然岩心在注入土酸后，岩心渗透率下降了11.76%，存在弱土酸敏，在使用土酸进行酸化时应考虑酸敏现象对地层造
成的损害，在酸化液中加入一定的化学药剂防止土酸敏感性的出现。

3.4 碱敏感性评价
碱敏感性实验评价的目的是了解外来流体pH对岩心渗透率的影响情况，明确使岩心渗透率明显下降时的临界pH，室内使用两块南海流花油田储层段天然岩心进行碱敏感性评价实验，结果见图6。

图4 盐酸敏感性评价曲线(A-5#岩心)Fig.4 Sensitivity curve of hydrochloric acid (A-5# core)
图5 土酸敏感性评价曲线(A-6#岩心)Fig.5 Soil acid sensitivity evaluation curve (A-6# core)
图6 碱敏感性评价曲线Fig.6 Alkali sensitivity evaluation curve
由图6结果可以看出，A-7#岩心和A-8#岩心的碱敏损害率分别为20.59%和21.33%，敏感性程度均为弱碱敏，临界pH为13。

因此，在南海流花油田后期注水过程中，应严格控制入井液体的pH小于13，以防止碱敏现象的出现。

4 储层保护措施建议
通过以上对南海流花油田储层特征及敏感性研究结果表明，建议在注水开发过程中采取以下储层保护措施：①控制注水速度在临界流速以下，防止注水速度过快出现速敏现象造成地层堵塞；②控制入井流体矿化度在4 480 mg·L-1以上，防止注入水矿化度过低引起黏土水化膨胀造成的地层损害，在必要时可以考虑加入防膨剂等化学药剂来抑制水敏；③控制入井流体pH在临界pH以下，防止注水过程中碱敏性矿物在高矿化度注入水作用下被溶解破坏，进而形成大量微粒造成地层堵塞；④在经过长时间注水开发后，当地层产生一定堵塞时，可以考虑采用盐酸酸化解堵增注措施，应避免使用土酸酸化，防止酸敏现象的出现。

5 结论
(1)南海流花油田储层段岩石类型以岩屑石英砂岩、长石岩屑石英砂岩为主，黏土
矿物以伊蒙混层和蒙脱石为主；储层平均孔隙度为16.5%，平均渗透率87.2×10-3 μm2，属于中孔、中渗储层；地层原油性质较好，属于轻质原油，地层水型为NaHCO3水型。

(2)储层敏感性评价实验结果表明，临界流速为5 mL·min-1，储层具有弱速敏；临界矿化度为4 480 mg·L-1，储层具有强水敏；储层不存在盐酸敏感性，存在弱土酸敏；临界pH为13，储层具有弱碱敏。

(3)针对以上研究结果，在南海流花油田后期注水开发中应采取一定的储层保护措施，包括控制注水速度、控制入井流体的矿化度和pH，采取合适的酸化处理措施等，防止在注水开发过程中出现的储层损害现象，为该油田的高效稳定开发提供一定的技术支持。

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