江 山，王新海 （油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（長江大學(xué)），湖北荊州434023）

大北氣田儲(chǔ)層損害程度室內(nèi)評(píng)價(jià)

江 山，王新海 （油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（長江大學(xué)），湖北荊州434023）

大北氣田大多數(shù)井巖心測井顯示物性很差。選取大北202井區(qū)鄰井鉆井平臺(tái)的泥漿，選用大北102井和大北202井2口井的油層巖樣，在實(shí)驗(yàn)室摸擬地層溫度和圍壓下，研究鉆井過程中鉆井液在不同溫度、壓力、浸泡時(shí)間、滲透率下的工作液侵入深度和污染深度。試驗(yàn)表明，巖樣沒有明顯的泥餅形成，泥漿濾失量大，對(duì)儲(chǔ)層損害嚴(yán)重，損害深度較深。隨著泥漿濾液在巖心內(nèi)滯留的時(shí)間越長，它與儲(chǔ)層巖石作用就越強(qiáng)烈，傷害也越嚴(yán)重；壓差和溫度的增大也會(huì)加重地層損害的程度。對(duì)巖心進(jìn)行水鎖傷害評(píng)價(jià)試驗(yàn)，儲(chǔ)層水鎖指數(shù)大于50%，表明該地區(qū)存在中等偏強(qiáng)水鎖，水鎖傷害較嚴(yán)重。

低滲透氣藏；致密砂巖；損害程度；大北氣田

地層污染是一個(gè)十分重要的問題，主要表現(xiàn)在地層的滲透率下降，繼而使地層中原油的流動(dòng)阻力增加，地層產(chǎn)能降低，油井產(chǎn)量減少，地層的采收率下降等。大量濾液侵入地層，不僅嚴(yán)重降低儲(chǔ)層近井壁地帶原始地層滲透率，而且大大改變了原始地層流體分布狀態(tài)，即發(fā)生所謂的地層損害［1］。在實(shí)驗(yàn)室摸擬地層溫度和圍壓條件下，同時(shí)確定泥漿濾液侵入對(duì)巖石物性和電性的影響是儲(chǔ)層損害室內(nèi)評(píng)價(jià)方法的一項(xiàng)新的研究領(lǐng)域，巖心的侵入深度和污染深度評(píng)價(jià)需要巖心試驗(yàn)來確定［2］。針對(duì)大北氣田低滲透致密砂巖的實(shí)際情況，建立了模擬鉆井過程中鉆井液在不同溫度、壓力、浸泡時(shí)間、滲透率下工作液侵入深度和污染深度的方法，研究塔里木油田低滲透致密砂巖的損害程度。

1 鉆井液損害綜合評(píng)價(jià)

取塔里木油田庫車前陸盆地大北氣田大北202井區(qū)鄰井鉆井平臺(tái)的泥漿（聚合物），選用大北102井和大北202井2口井的油層巖樣（基礎(chǔ)資料見表1），用多段滲透率儀模擬地層損害試驗(yàn)，測定巖心損害前后各巖心段滲透率、泥餅厚度、泥漿濾液濾失量、損害深度，并根據(jù)測得的數(shù)據(jù)評(píng)價(jià)損害程度（測試結(jié)果見表2。試驗(yàn)條件：溫度95℃，壓差3．5MPa，時(shí)間2h）。

表1 巖樣基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

表2 泥漿損害流動(dòng)試驗(yàn)數(shù)據(jù)表

從表2可看出：①泥餅質(zhì)量差，大北102井和大北202井巖心泥餅厚度都小于0．01mm，沒有明顯的泥餅形成；②泥漿濾液濾失量大，2口井巖心2h內(nèi)的最大濾失量分別達(dá)到了1．6ml和3．9ml；③泥漿對(duì)儲(chǔ)層損害嚴(yán)重，2口井巖心的平均滲透率恢復(fù)值分別為61．65%、57．85%；④損害深度較深，接觸2h，2口井巖心的最大損害深度分別為0．8cm和1．8cm。實(shí)際鉆開地層過程中，接觸時(shí)間遠(yuǎn)超過2h，因此，現(xiàn)場實(shí)際的損害會(huì)更嚴(yán)重。

2 鉆井液損害程度評(píng)價(jià)

2．1 時(shí)間對(duì)儲(chǔ)層損害的影響

根據(jù)濾失原理，如果液體組成及過濾介質(zhì)不變，在恒壓恒溫條件下，濾失量與時(shí)間的平方根成正比。在實(shí)際鉆井過程中，由于壓力等原因，鉆井液向儲(chǔ)層濾失不是嚴(yán)格的恒壓濾失，但仍然隨時(shí)間的延長而增加。另外，鉆井液中固相顆粒在壓差作用下，也會(huì)隨著濾液侵入儲(chǔ)層，在一定范圍內(nèi)，其侵入深度和數(shù)量也將隨時(shí)間增加而增大。將大北102井10－2巖心和大北202井13－1巖心與泥漿濾液接觸的時(shí)間不斷增加，分別接觸2、24、48、72h，測出各接觸時(shí)間后滲透率的恢復(fù)值變化，結(jié)果見表3。從表3可以看出，接觸時(shí)間越長，傷害程度越嚴(yán)重。這說明，隨著泥漿濾液在巖心內(nèi)滯留的時(shí)間越長，它與儲(chǔ)層巖石反應(yīng)就越強(qiáng)烈，傷害也越嚴(yán)重。

2．2 壓差對(duì)儲(chǔ)層損害的影響

井筒與地層的壓差大小直接影響鉆井液的侵入深度和損害程度［3］。分別在2．0、3．5、5．0MPa壓差下室內(nèi)模擬鉆井液對(duì)塔里木油田大北102井和大北202井的油層巖心進(jìn)行損害模擬評(píng)價(jià)試驗(yàn)，測出損害后滲透率的恢復(fù)值變化規(guī)律，結(jié)果見表4。

表3 傷害程度與時(shí)間關(guān)系評(píng)價(jià)數(shù)據(jù)表（溫度95℃，壓差3．5MPa）

表4 不同壓差下泥漿損害評(píng)價(jià)數(shù)據(jù)表（溫度95℃，時(shí)間2h）

由表4可知：①隨著壓差的增加，泥漿濾液的濾失量逐漸增大，泥漿濾液侵入儲(chǔ)層也會(huì)越深；②壓差越大，隨著更多的泥漿濾液侵入更深的儲(chǔ)層，損害也越嚴(yán)重。

2．3 溫度對(duì)儲(chǔ)層損害的影響

隨著溫度的升高，無論是靜濾失還是動(dòng)濾失，其濾失量均變大。因?yàn)樵诟邷叵聻V液粘度降低，而且處理劑的護(hù)膠能力大大減弱，從而導(dǎo)致試驗(yàn)過程中，內(nèi)外泥餅致密性下降，濾失量增大，滲透率恢復(fù)值降低，損害程度增加（表5）。

表5 不同溫度下泥漿損害評(píng)價(jià)數(shù)據(jù)表（壓差3．5MPa，時(shí)間2h）

3 水鎖損害評(píng)價(jià)

在鉆井、完井、增產(chǎn)措施等施工過程中，近井地層大量吸水，造成井底附近含水飽和度增加，侵入水在孔隙、喉道內(nèi)壁形成一層水膜，縮小油氣滲流通道；同時(shí)還產(chǎn)生毛細(xì)管力，親水性毛細(xì)管力方向與油的滲流方向相反，阻礙油從油層向井底滲流，即增加了油流阻力Pc，引起油相滲透率下降，形成水鎖損害［4～6］。水鎖損害評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)為：Iw（水鎖指數(shù)）＜30%，為弱水鎖；30%＜Iw＜50%為中等偏弱水鎖；50%＜Iw＜70%為中等偏強(qiáng)水鎖；Iw＞70%為強(qiáng)水鎖（Iw＝100%－滲透率恢復(fù)值）。

用大北102井和大北202井巖心對(duì)塔里木油田進(jìn)行水鎖損害評(píng)價(jià)試驗(yàn)，從表6數(shù)據(jù)來看，2口井儲(chǔ)層水鎖指數(shù)大于50%，即該地區(qū)存在中等偏強(qiáng)水鎖，水鎖損害較嚴(yán)重。

表6 水鎖損害評(píng)價(jià)試驗(yàn)數(shù)據(jù)表

4 結(jié)論

1）大北102井和大北202井巖樣鉆井液損害試驗(yàn)表明：巖樣沒有明顯的泥餅形成，泥漿濾液濾失量大，研究區(qū)使用的鉆井液對(duì)儲(chǔ)層損害嚴(yán)重，建議使用高質(zhì)量鉆井液形成高質(zhì)量濾餅減少鉆井液濾失。

2）隨著泥漿濾液在巖心內(nèi)滯留的時(shí)間越長，它與儲(chǔ)層巖石反應(yīng)就越強(qiáng)烈，損害也越嚴(yán)重，壓差和溫度的增大也會(huì)加重地層損害的程度，鉆井過程中應(yīng)盡量采用欠平衡或平衡鉆井技術(shù)來控制壓差。

3）對(duì)塔里木油田大北氣田巖心進(jìn)行水鎖損害評(píng)價(jià)試驗(yàn)，大北102井和大北202井儲(chǔ)層水鎖指數(shù)大于50%，即該地區(qū)存在中等偏強(qiáng)水鎖，水鎖損害較嚴(yán)重，建議使用油基泥漿或在泥漿中加入表面活性劑以降低水鎖損害。

［1］何漢平．川西地區(qū)新場氣田儲(chǔ)層傷害因素研究［J］．石油鉆采工藝，2002，24（2）：49～51．

［2］游利軍，康毅力，陳一健，等．含水飽和度和有效應(yīng)力對(duì)致密砂巖有效滲透率的影響［J］．天然氣工業(yè)，2004，24（12）：105～107．

［3］Bennion D B，Bietz R F，Thomas F B，et al．Reductions in the productivity of oil and gas reservoir due to aqueous phase trapping［J］．CIM 93－24，1993．

［4］賀承祖，華明琪．水鎖效應(yīng)研究［J］．鉆井液與完井液，1996，13（6）：13～15．

［5］Parekh B，Sharma M M．Cleanup of water blocks in depleted low－permeability reservoirs［J］．SPE89837，2004．

［6］Holditch S A．Factors affecting water blocking and gas flow from hydraulically fractured gas wells［J］．SPE7561－PA，1979．

［編輯］ 蕭 雨

TE375

A

1000－9752（2012）07－0146－03

2012－05－2.

國家科技重大專項(xiàng)（2011ZX05015）。

江山（1980－），男，2001年大學(xué)畢業(yè)，博士，講師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面的教學(xué)與科研工作。