鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部延长组深部层系特低渗储层敏感性微观机理

党犇^{1, 2}，赵虹^{1, 2}，康晓燕¹，赫海洋¹，王小军³，朱建斌³，张天杰³

(1. 长安大学 地球科学与资源学院，陕西 西安，710054；

2. 西部矿产资源与地质工程教育部重点实验室，陕西 西安，710054；

3. 长庆油田分公司第一采油厂，陕西 延安，716000)

摘要：以2007年在鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部新发现的三叠系延长组深部层系长10₁特低渗储层为研究对象，在野外露头及岩心观察的基础上，通过对室内敏感性实验、铸体薄片、物性测试、X线衍射、扫描电镜和压汞等大量测试资料的综合分析，对该储层的敏感性特征及其微观机理进行研究。研究结果表明：研究区长10₁储层具有弱速敏、弱水敏、中等偏弱—弱盐敏、弱—中等偏弱碱敏和强—中等偏强酸敏特征。敏感性的形成一方面与储层中绿泥石膜和浊沸石等敏感性矿物的存在有关，另一方面与成岩作用形成的复杂孔隙结构有关。

关键词：特低渗储层；敏感性；微观机理；陕北斜坡；鄂尔多斯盆地

中图分类号：P618.13             文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2013)03-1100-08

Sensitivity microscopic mechanism study of super-low permeability reservoirs in depth of Yanchang Formation in central of Shanbei Slop Ordos Basin NW China

DANG Ben^{1, 2}, ZHAO Hong^{1, 2}, KANG Xiaoyan¹, HE Haiyang¹, WANG Xiaojun³, ZHU Jianbin³, ZHANG Tianjie³

(1. College of Earth Science and Resource, Chang’an University, Xi’an 710054, China;

2. Key Laboratory of Western Mineral Resources and Geological Engineering of Ministry of Education, Xi’an 710054, China;

3. No.1 Oil Producing Plant, Changqing Oilfield Branch Company, Yan’an 716000, China)

Abstract: Triassic Yanchang Formation Chang 10 oil layer is a new oil-bearing layer which was found in the middle-east of Odors basin in 2007. Taking it as an example, on the basis of field outcrop and core observation combined with the indoor sensitivity test, sensitivity test, casting slice physical data, X-ray diffraction, SEM, mercury injection data and so on, the characteristics of reservoir sensitivity and its microscope mechanism were studied. The results show that the studied area Chang10 Reservoir possesses the characteristics such as slight water sensitivity and velocity sensitivity strata, medium-low to low saline sensibility, low-medium to low alkali sensitivity and high-medium to high acid sensitivity. The sensitivity is related to the existence of sensitive minerals such as chlorite-film, laumontite and the complex pore texture formed by diagenesis.

Key words: super-low permeability reservoir; sensitivity; microscopic mechanism; Shanbei slop; Ordos Basin

储层敏感性是指当储层与外来流体接触时,由于外来流体与地层流体不匹配，造成储层中黏土矿物水化膨胀、微粒迁移或产生沉淀并堵塞孔道从而使渗透率降低的现象^[1]。准确分析储层中各种敏感性特征及其程度，对于保护油层，提高油层的最终采收率具有十分重要的意义^[1-5]。鄂尔多斯盆地陕北斜坡上三叠统延长组中深部油气为典型的低渗油气藏，尽管前人对鄂尔多斯盆地敏感性进行了较多研究工作^[6-12]，但对深部层系长10油藏储层敏感性研究还很少，对于敏感性的微观机理分析也较少^[13]。为此，本文作者以鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部安塞油田2007年新发现的延长组深部层系长10特低渗储层为研究对象，通过大量样品的岩心流动实验分析储层敏感性特征，并结合铸体薄片、物性、X线衍射、扫描电镜和压汞实验等配套测试资料，综合分析了储层敏感性特征及其微观机理，旨在揭示鄂尔多斯盆地延长组深部层系低渗砂岩储层的敏感性特征，以便为长10及其同类油藏的开发与油层保护提供必要的依据和有益的指导。

1  地质背景

研究区位于陕北安塞、延安、志丹交界地区，构造上隶属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部(图1)，其构造简单，仅有差异压实的鼻状隆起构造，地层产状平缓，倾角低于1°。上三叠统延长组是鄂尔多斯盆地内陆湖盆形成后的第一套生储油岩系，也是研究区主要的勘探开发目的层系。该套地层与下伏中三叠统的纸坊组、上覆下侏罗统的富县组或延安组均呈平行不整合接触。自下而上划分为5段，根据其岩性、电性及含油性的差异自上而下划分为10个油层组。长10自上而下进一步可划分为长10₁、长10₂和长10₃ 3个油层段，目前主力产油层为长10₁油层段。

图1  研究区构造和地理位置示意图

Fig.1  Tectonic division of Ordos Basin and studied location

研究区长10储层主要为一套三角洲平原分流河道微相沉积的灰色厚层块状中、细粒砂岩、局部中粗粒长石砂岩和岩屑长石砂岩。砂岩长石含量高，富含浊沸石和方解石胶结物，并常因浊沸石胶结物分布不均呈斑点状或麻斑状。

长10₁储层地层水为CaCl₂型，总矿化度为10.95 g/L。具有饱和压力大、油气比高、体积系数大、原油黏度低和密度小等特点。

2  储层岩石学特征

据研究区长10₁储层80个样品薄片资料分析，岩性主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩(图2)，其中：石英质量分数为17%~48%，平均为24.34%；长石质量分数为28%~54%，平均为44.54%，岩屑质量分数为4%~13%，平均为8.86%，云母质量分数为0~15%，平均为3.79%。岩屑成分复杂，包括火成岩岩屑，质量分数为1%~4%，平均为2.59%；变质岩岩屑，质量分数为1%~11.5%，平均为5.85%；还有少量沉积岩岩屑，质量分数为0~3%，平均为0.38%。

图2  研究区长10₁储层岩石类型三角图

Fig.2  Rock type of Chang 10₁ reservoirs in studied area

填隙物类型多样，主要为胶结物，且总的质量分数变化较大，介于6%~35%之间，平均为17.51%。浊沸石普遍发育，质量分数最高，平均为8.36%，其次为方解石和绿泥石膜，前者平均为4.12%，后者平均为2.69%。除此之外，还有石英加大边、自生石英颗粒等硅质和假杂基化水云母，极少量铁方解石、重晶石、长石质和黄铁矿等。

砂岩粒度以细、中—细粒为主，可见中—粗粒，颗粒以次棱角状为主，分选中等—较好，胶结类型以薄膜—孔隙型为主，颗粒接触方式呈点—线状，支撑方式为颗粒支撑。

对研究区长10₁油层36口取芯井的3162块样品的物性资料统计结果表明：储层孔隙度绝大多数集中在5%~15%之间，渗透率绝大多数集中在0.1×10^-3~10×10^-3 μm²之间，总体属低孔—特低孔、特低渗-超低渗储集层。

研究区长10₁储层孔隙类型多样，据80块样品的铸体薄片资料及62块样品的扫描电镜资料分析，研究区长10₁储层孔隙类型主要为溶蚀孔和残余粒间孔，其中溶蚀孔占55%，主要为长石溶孔和浊沸石溶孔，其次为岩屑溶孔，微裂缝和粒间溶孔极少，残余粒间孔占44%。

研究区长10₁储层孔隙半径为0.16~100.6 μm，平均为7.48 μm；储层平均喉道半径最大为2.567 μm，最小为0.018 μm，平均为0.292 μm，孔喉比较大。

综上所述，研究区长10₁储集层具有成分成熟度低、填隙物类型复杂且质量分数变化大、粒度变化大、分选差、物性差、孔喉微观非均质性强等特点。

3  敏感性实验结果

敏感性实验选用研究区27口井共39块样品，采用行业标准SY/T 5358—94，试验温度55 ℃，地层水采用10 g/L的标准盐水(m(NaCl):m(CaCl₂): m(MgCl₂·6H₂O)=8:1:1)。

速敏实验测定结果表明(图3(a)和3(b))：研究区长10₁储层主要为弱速敏，其次为中等偏弱速敏；敏感性指数为0.06~0.80，平均为0.31；临界流速为1.89~35.9 m/d，平均为8.12 m/d；伤害率平均达到31.2%；渗透率恢复程度为20.19%~98.99%，平均达到49.28%。

水敏实验测定结果表明(图3(c)和3(d))：研究区长10₁储层主要为弱水敏，其次为中等偏弱水敏；敏感指数为0.02~0.63，平均为0.25。

盐敏实验测定结果表明(图3(e)和3(f))：研究区长10₁储层以中等偏弱—弱盐敏为主，敏感指数介于0.12~0.62，平均为0.31；临界盐度介于2.25~5.0 g/L之间，平均为3.63 g/L。

酸敏实验测定结果表明(图4(d)和4(h))：研究区长10₁储层主要为强-中等偏强酸敏性，酸敏指数为0.01~0.86，平均为0.57。

碱敏实验测定结果表明(图3(i)和3(j))：研究区长10₁储层主要为弱碱敏到-中等偏弱碱敏为特征，盐敏指数为0.04~0.86，平均为0.41。

综上所述，研究区储层总体具有弱速敏性、弱水敏性、弱或中等偏弱盐敏、强酸敏性、弱-中等偏弱碱敏性的特点。

4  储层敏感性微观机理分析

4.1  速敏性

速敏性是指由于流体流动速度的变化引起储层中微粒运移堵塞喉道，造成渗透率下降的现象^[1]。

微粒迁移与岩石固结程度有关，固结程度高的岩石，其颗粒不易受到机械因素影响而移动。而那些相对松散的岩石，才可能发生明显的微粒迁移^[14-15]。研究区长10由于成岩演化程度高，岩石致密，因而对于储层速敏性影响不大。

另外，微粒迁移并形成孔喉堵塞与微粒的类型有关。X线衍射分析结果(表1)表明：研究区储层中黏土矿物主要为绿泥石，其次为伊利石和伊蒙混层。其中绿泥石呈叶片状或玫瑰花瓣状以薄膜式、充填孔隙式产出(图4(a)和4(b))，伊利石呈丝状、搭桥状产出(图4(c))，伊蒙混层呈蜂窝状产出(图4(d))。由于黏土矿物粒径细小，几乎无法形成堵塞。而非黏土矿物填隙物如浊沸石、方解石及石英、长石、黄铁矿等，在流体流动时有可能产生“桥堵”和“卡堵”。岩石显微分析结果表明：研究区长10₁储层由于成岩作用较强，岩石致密。浊沸石、方解石多以充填胶结物形式(图4(e)和4(f))出现，石英、长石则以加大边胶结物的形式(图4(g)和4(h))出现，难以迁移，因此研究区长10₁储层速敏性表现为以弱速敏为主的特征。

研究区储层速敏伤害后，可反向驱替，使渗透率得到一定程度的恢复(图5)。长10储层渗透率恢复最低的仅为24.55%，渗透率恢复程度最高的可达到98.99%，渗透率恢复程度良好。且渗透率愈高，恢复程度愈好，低渗甚至特低渗透砂岩恢复程度较低。

图3  研究区长10₁储层敏感性试验结果统计直方图

Fig.3  Statistics of Yanchang Formation Chang 10₁ reservoirs sensitive experiment results in studied area

表1  研究区长10₁储层黏土矿物X线衍射分析结果(质量分数)

Table 1  Statistics of clay mineral XRD analysis of Chang10₁ reservoirs in studied area               %

图4  研究区长10₁储层矿物和岩石显微照片

Fig.4　Mineral-petrology photomicrographs of Chang 10₁ reservoirs in studied area

图5  研究区长10₁储层气体渗透率与伤害恢复程度关系图

Fig.5  Relationship between permeability and recovery of Chang10₁ reservoirs in studied area

4.2  水敏性

水敏性是当淡水或低矿化度的水进入地层后，某些黏土矿物发生水化膨胀或者使颗粒分散运移，造成储层的孔隙喉道变小或变形，从而降低储层的渗透率的现象^[1]。黏土矿物是造成水敏性的主要因素^[14-15]。

不同种类的黏土矿物结构特征不尽相同，其膨胀性也相差较大，钙蒙脱石膨胀率最高，可达到95.8%，高岭石为34.9%，伊利石为18.9%，绿泥石则不明显^[1]。研究区黏土矿物分析结果(表1)表明：长10₁无高岭石、伊蒙混层、伊利石质量分数小，对于水敏性影响较小，因而，形成长10₁储层为中等偏弱－弱水敏的特征。

从气体渗透率与水敏指数相关图(图6)可知：随着渗透率的提高，水敏指数有一定程度的提高，但是不明显。因此认为：研究区注水开发中，对注入水水质的要求不是非常高，一般的注入水对其渗透率不会产生本质变化，但在水中加入适量的黏土稳定剂效果更好。

4.3  盐敏性

盐敏性是由于工作液矿化度与地层水矿化度之间的差异，导致油气层孔隙空间和喉道的缩小及堵塞，引起渗透率的下降从而损害油气层的现象^[4]。

储层盐敏性的实质是储层中所含的黏土矿物在地层水盐度降低发生膨胀，从而对储层造成损害^[15]。研究区储层黏土矿物主要有绿泥石、伊利石和伊/蒙混层(表1)。其中伊/蒙混层由于含有一定的蒙脱石层，使得其和蒙脱石一样在流体盐度降低时易发生膨胀。但是，研究区伊/蒙混层中主要为伊利石层，蒙脱石层仅占3.5%~5.0%。对于盐敏影响不大。伊利石可以作为盐敏形成的潜在矿物，但是，由于质量分数不高(平均0.25%)，因而形成研究区长10₁为中等－弱盐敏性特征。

图6  研究区长10₁储层水敏指数与气体渗透率相关图

Fig.6  Relationship between permeability and water sensitive index of Chang10₁ reservoirs in studied area

研究区长10₁储层虽然存在临界盐度，但是，前、后渗透率变化不大，因此，长10油藏在注水开发时，注入较淡的注入水虽然对储层有影响，但影响不是很大，可通过加入少量的黏土矿物稳定剂以降低储层的盐敏性。

4.4  酸敏性

油气层的酸敏性是指酸液进入储层后与储层中的酸敏性矿物发生反应，产生沉淀或释放出颗粒，导致储层渗透率下降的现象^[1]。

研究区酸敏实验结果(图7)表明：长10储层39块酸敏分析样品中有4块样品(6，11，14及34号)酸后渗透率得到提高，主要与其含有较高的碳酸盐矿物(铁方解石)及绿泥石并且不含(或含少量)浊沸石有关。其余样品为中等—偏强酸敏性，说明长10储层中存在着明显的且容易造成酸敏的矿物 —— 浊沸石，酸敏的指数主要与储层中浊沸石含量有关(图8)，含量越高，酸敏指数越高。该矿物与盐酸在地层较高温度下很容易反应，形成偏硅酸或硅酸胶体，增加了流体的黏度，不易排出，因而造成渗透率的下降。因此，研究区强—中等偏强的酸敏性与酸敏性矿物浊沸石比较多有直接关系。

图7  酸前和酸后地层水渗透率对比柱状图

Fig.7  Comparison of stratigraphic water permeability between before acidizing technique and after acidizing technique

图8  研究区长10₁储层酸敏指数与浊沸石相关图

Fig.8  Relationship between laumontite and acid sensitive index of Chang10₁ reservoirs in studied area

4.5  碱敏性

碱敏性是指碱性工作液进入储层后，与储层岩石或储层液体接触，并使得储层渗透能力下降的现象。当高pH流体进入油气层后，将造成油气层中黏土矿物、大多数铝硅酸盐矿物及石英的结构破坏，从而造成油气层的堵塞损害；此外，大量的氢氧根与某些二价阳离于结合会生成不溶物，造成油气层的堵塞损害^[1]。

研究发现：碱敏强度与浊沸石含量的相关性不明显(图9(a))，浊沸石与碱性工作液发生阳离子交换而产生碱敏。但碱敏性的强弱与空气渗透率具有一定的正相关关系(图9(b))。研究区长10₁储层由于浊沸石含量较高，造成岩石孔隙胶结致密，物性极差，碱液很难进入储层，故碱敏指数较低。

图9  长10₁储层碱敏指数与浊沸石、渗透率关系图

Fig.9 Relationship between alkali sensitive index and laumontite or permeability of Chang10₁ reservoirs in studied area

5  结论

(1) 鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部延长组深部层系长10₁储层具有弱速敏、弱水敏、弱或中等偏弱盐敏、强酸敏性、弱—中等偏弱碱敏性的特点。

(2) 研究区敏感性特征形成的机理主要与长10₁储层胶结物以浊沸石、黏土矿物绿泥石膜为主等岩性特征有关，同时，与致密成岩作用导致的复杂孔隙微观结构有关。

(3) 弱速敏与长10₁储层致密的岩性、复杂的孔隙结构、黏土矿物结合紧密有关；弱水敏、盐敏与长10₁黏土矿物中无或少量的易于膨胀的蒙脱石矿物有关；强—中等偏强的酸敏性与浊沸石矿物比较多有着直接的关系；弱碱敏性则主要受浊沸石含量及孔隙渗透率共同控制。

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(编辑  何运斌)

收稿日期：2012-03-08；修回日期：2012-05-15

基金项目：国家重点基础研究发展计划(“973”计划)项目(2003CB214602)

通信作者：赵虹(1967-)，女，陕西户县人，副教授，从事沉积学及油气储层地质学研究；电话：18602919716；E-mail: xacdzh@126. com